RESOLUCIÓN DE LA COMISION DE TARIFAS ELÉCTRICAS Nº P/CTE

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1 RESOLUCIÓN DE LA COMISION DE TARIFAS ELÉCTRICAS Nº P/CTE Lima, 21 de junio de 1995 LA COMISION DE TARIFAS ELÉCTRICAS De conformidad con lo establecido en el Artículo 81º del Decreto Ley y Artículo 162º del Decreto Supremo Nº EM, y estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su Sesión Nº del 03 de mayo de 1995; RESUELVE: Artículo Único: Aprobar la publicación del documento Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra correspondiente a la regulación tarifaria del mes de mayo de 1995, concordantes con las Resoluciones Nº P/CTE y Nº P/CTE, el mismo que se anexa a la presente. Regístrese, comuníquese y publíquese. SANTIAGO B. ANTUNEZ DE MAYOLO M. Presidente Comisión de Tarifas Eléctricas

2 PROCEDIMIENTOS Y CALCULO DE LA TARIFA EN BARRA Fijación de Tarifas de Mayo Introducción Con fecha 15 de abril de 1995 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) publicó la Resolución No P/CTE que fija las Tarifas en Barra y sus correspondientes condiciones de aplicación para el período mayo octubre El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 81) y de su Reglamento 1 (Artículo 162), relacionadas a la obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) de hacer conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. Resume los procedimientos, cálculos y resultados obtenidos para fijar las Tarifas en Barra del período indicado. Se trata por separado dos sectores distintos: (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN y (b) Los Sistemas del Sur Este y Sur Oeste, que se prevé constituyan a mediados de 1996 el Sistema Interconectado del Sur, SISUR. Para cada uno de ellos se incluye información detallada sobre la determinación de las tarifas, incluyendo los datos básicos y los resultados del cálculo. Para el caso de los sistemas aislados los criterios fueron los mismos que se utilizaron para la última Fijación de Tarifas en Barra, como se describe en los Procedimientos publicados con la Resolución No P/CTE del 15 de diciembre de 1994; a excepción de los nuevos costos que la empresa Electro Ucayali asume por efecto de la separación de actividades con Electro Centro y la creación del Sistema Aislado Típico F del departamento de Madre de Dios de la Empresa Electro Sur Este S.A.; ésta última publicada en la Resolución No P/CTE. 1.1 Procedimientos Generales Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 125º y 126º del Reglamento, están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de penalización. El precio básico de la energía se calculó utilizando modelos matemáticos de optimización y simulación de la operación de los sistemas eléctricos. El precio básico de la potencia se determinó a partir de los costos unitarios de inversión y los costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrar potencia de punta, incluida la conexión al sistema de transmisión. Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales de energía los cargos por la transmisión involucrada. El cargo por transmisión de los sistemas principales se calcula aplicando el método establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión económicamente adaptado (STEA) y el costo marginal. Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo No 53 de la Ley, Artículo No.129 del Reglamento y Artículo No. 2 del D.S.No EM. La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras. 1 En este Informe los términos Ley y Reglamento se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. Nº 25844) y a su Reglamento (D.S.Nº EM) respectivamente.

3 2. Sistema Centro Norte 2.1 Precios Básicos Procedimientos Energía El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis. Para la determinación del costo marginal de la energía en el SICN, la CTE utilizó el modelo JUNIN (versiones JUNRED-JUNTAR). Este modelo de despacho de energía uninodal permite optimizar la operación de sistemas hidrotérmicos con un sólo embalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utiliza programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determina estrategias de operación del parque generador; asimismo calcula los costos marginales esperados en el período de análisis. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 36 años ( ) y la demanda esperada hasta el año Los autoproductores fueron excluidos tanto de la demanda como de la generación. La representación de la demanda agregada del sistema (un sólo nodo) se realizó en términos del diagrama de duración de tres bloques para cada uno de los 48 meses del período de estudio. Como consecuencia, los costos marginales esperados resultaron discriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda. A partir de los costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió en dos períodos: punta y fuera de punta Potencia La unidad de punta más adecuada para suministrar potencia en el caso del SICN es una turbina de gas. El factor margen de reserva teórico, tiene el valor 1,22 y resulta de considerar una reserva de 18% en el sistema de generación ( 1 / (1-0,18) ) Aplicación y Resultados La primera parte de esta sección está dedicada a presentar los datos de demanda, programa de obras y costos variables de operación utilizados para el cálculo de la tarifa; a base de lo anterior, se presenta luego los precios básicos de potencia y energía. En una sección posterior se indican los cargos por el uso de los sistemas de transmisión y se integran a los precios básicos para constituir las Tarifas en Barra Previsión de Demanda Para el período de estudio se consideraron las tasas de crecimiento de la Demanda contemplados en el Plan Referencial 1994 (actualización a octubre 1994) elaborado por la Oficina Técnica de Evaluación de Recursos Energéticos (OTERG) del Ministerio de Energía y Minas, corregidas por el incremento efectivo de la demanda registrado durante 1994 de acuerdo a la propuesta del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Centro Norte. Para el estudio se descontaron los requerimientos de potencia y energía de Centromin Perú y Hierro Perú. La demanda considerada se resume en el cuadro No.1.

4 Cuadro No.1. Proyección de la Demanda año Potencia Energía Tasa de Crecimiento MW GWh Potencia Energía % 6.6% % 5.0% % 5.0% % 5.0% % 5.0% Programa de Obras El programa de obras empleado para la fijación tarifaria considera la inclusión de: 1995 Abril Presa Yuracmayo. Junio Rehabilitación de 14MW de Grupos Diesel del Norte, operando con combustible Diesel Nº2. Código : GD-D2 Nº Febrero Incorporación de 60 MW de Grupos Diesel, operando con combustible Residual Nº6. Códigos : GD-R6 Nº1 y Nº2. Marzo Julio Julio Incorporación de 60 MW de Turbinas a Gas en Talara, operando con combustible Gas Natural. Códigos TGN Talara Nº1 y Nº2. Incorporación de 70 MW de Turbina a Gas en Aguatía, operando con combustible Gas Natural. Código : TGN Aguatía Nº1. Incorporación de 60 MW de Grupos Diesel, operando con combustible Residual Nº6. Códigos : GD-R6 Nº3 y Nº Enero Incorporación de 70 MW de Turbina a Gas en Aguatía, operando con combustible Gas Natural. Código : TGN Aguatía Nº2. Julio Incorporación de 100 MW de Turbina a Vapor en Ventanilla, operando con gases calientes provenientes de las Turbinas a Gas Nº1 y Nº2. La tercera unidad formará con las otras dos (200MW) un ciclo combinado de 300MW. Código : CC Ventanilla Nº Enero Incorporación de 10 MW de Turbina Hidráulica en Curumuy. Código : CH Curumuy. Enero Incorporación de 26 MW de Turbina Hidráulica en Gallito Ciego. Código : CH Gallito Ciego Enero Incorporación de 150 MW de Turbina a Vapor, operando con combustible Residual Nº6. Código : TV-R6 Nº1. Para elegir esta configuración se ha analizado el parque de generación de mínimo costo, más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años, para abastecer la demanda de manera económica. El método utilizado para definir el parque generador térmico más probable de ingresar en el período de estudio, consistió en probar las diferentes alternativas de inversión conocidas a la fecha y, mediante simulación, determinar el efecto de su incorporación al sistema sobre el valor estratégico del agua almacenada. A base del resultado anterior, se eligió la combinación y secuencia de obras que minimiza el costo actualizado de inversión, operación y falla en el período analizado. Los cuadros 2 y 3 muestran la capacidad de las plantas consideradas; se incluyen tanto las plantas existentes como las previstas en el plan de obras del período.

5 Cuadro No.2. EQUIPAMIENTO HIDRAULICO Descripción Capacidad Rendimiento MW MW/(m3/s) kwh/m3 Cahua Cañón del Pato Carhuaquero Mantaro Restitución Gallito Ciego Callahuanca Huampaní Huinco Matucana Moyopampa Curumuy Cuadro No.3. EQUIPAMIENTO TERMICO Central MW Año Mes Máquinas Existentes Trujillo, Chimbote 82.0 TG Piura 15.0 Sta. Rosa UTI Sta. Rosa BBC 40.0 GD D2 Nº GD D2 Nº GD D2 Nº TG Ventanilla TG Ventanilla Máquinas Nuevas GD D2 Nº Junio GD R6 Nº Febrero GD R6 Nº Febrero TGN Talara Nº Marzo TGN Talara Nº Marzo TGN Aguaytía Nº Julio GD R6 Nº Julio GD R6 Nº Julio TGN Aguaytía Nº Enero CC Ventanilla Nº Julio CH Curumuy Enero CH Gallito Ciego Enero TV R6 Nº Enero Costos Variables de Operación Los costos variables de operación considerados en el estudio son de dos tipos: (i) Los costos relacionados directamente al consumo de combustibles para generación y (ii) Los costos variables no combustible (CVNC), asociados principalmente al consumo de lubricantes y gastos de mantenimiento.

6 El precio utilizado para el combustible considera la alternativa de abastecimiento en el mercado interno peruano, agregado el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente. Los costos variables utilizados se muestran en el cuadro No.4. Cuadro No.4. Costos Variables de Operación Central Rendimiento Und/kWh Combustible US$/Und CVC US$/MWh CVNC US$/MWh CVT US$/MWh Máquinas Existentes Trujillo, Chimbote TG Piura Sta. Rosa UTI Sta. Rosa BBC GD D2 Nº GD D2 Nº GD D2 Nº TG Ventanilla TG Ventanilla Máquinas Nuevas GD D2 Nº GD R6 Nº GD R6 Nº TGN Talara Nº TGN Talara Nº TGN Aguaytía Nº GD R6 Nº GD R6 Nº TGN Aguaytía Nº CC Ventanilla Nº CH Curumuy CH Gallito Ciego TV R6 Nº Nota: Und CVC CVNC CVT US$/MWH Unidades de Combustible Líquidos = kg. Gas = millar de pies3 Costo Variable de Combustible Costo Variable No Combustible Costo Variable Total Equivalente a Mills/kWh mills/kwh = milésimos de US$/kWh Costo de Racionamiento (Falla) Se mantiene el costo de falla para el Sistema Interconectado Centro-Norte en 15,0 centavos de US$ por kwh Precios Básicos de Potencia y Energía El cuadro No.5 muestra los precios básicos de potencia y energía en las barras base del Sistema Interconectado Centro Norte. El costo básico de potencia se determina como la suma de la inversión anual más los costos de operación y mantenimiento (COyM) de la central de punta. Para el SICN se ha definido a la central de punta como una turbina a gas de 50 MW. La inversión anual es igual a la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de la central de punta (generador más línea de conexión a la red). El Costo de Operación y

7 Mantenimiento (COyM) representa aproximadamente el 2.5% del VNR de la central de punta (generador más línea de conexión a la red). El factor de indisponibilidad promedio del SICN es igual a 82%. Por lo tanto la potencia de punta disponible es igual a 41 MW (Indisponibilidad * Potencia Efectiva = 82% * 50 MW). El Precio Básico de Potencia se determina como el cociente del costo básico de potencia entre la potencia de punta disponible. Dicho precio es igual a US$/kW-año. Cuadro No.5. Precio Básico de Potencia US$/kW-año Generador Conexión COyM Total Millón US$/Año US$/kW-año Precio Básico de Energía Mills/kWh Punta F. Punta Total Relación P/FP Modelo Ajustado Nota: mills/kwh = milésimos de US$/kWh El precio básico de energía se determina de la optimización y simulación de la operación del SICN para los próximos 48 meses. Dicho cálculo es efectuado con lo modelos JUNRED y JUNTAR (versiones del modelo JUNIN utilizadas por el COES). El valor del precio básico total de energía, determinado con el modelo, es igual a 33,3 mills/kwh. Los precios básicos de energía en horas punta y fuera de punta son 67,8 y 22,4 mills/kwh respectivamente. Dichos precios básicos representan una relación precio de energía en hora punta con respecto al de la hora fuera de punta igual a 3,03 (Relación P/FP). En el cuadro No.6 se aprecia que la relación P/FP disminuye de 3,03 en mayo de 1995 a 2,43 en noviembre de En noviembre de 1994 la CTE fijo como Relación P/FP el valor de 2,50, basado en el comportamiento futuro de los precios. Con el objeto de mantener una señal estable en la relación de precios de energía a usuarios finales, as como para guardar concordancia con la evolución prevista de dicha relación, se ha mantenido en el valor objetivo de 2,5 (Relación P/FP = 2,50). Cuadro No.6. Costos Marginales Actualizados Barra Sta. Rosa 220 kv Mills/kWh Año Mes Punta F. Punta Total P/FP 1995 Mayo Noviembre Mayo Noviembre El valor del precio básico total de energía se mantiene invariable. Los nuevos precios básicos de energía en hora punta y fuera de punta, ajustados a la relación P/FP objetivo, son 61,1 y 24,5 mills/kwh respectivamente. Los nuevos precios básicos comparados con los precios básicos resultantes del modelo, representan un decremento de 10% en el

8 precio de energía en hora punta y un incremento de 9,4% en el precio básico de energía en la hora fuera de punta. 2.2 Cargos por Transmisión Las obras consideradas del sistema de transmisión se muestran en el cuadro No.7. Cuadro No.7. SISTEMA DE TRANSMISION Desde Barra Hacia Barra Tensión Sistema Chiclayo Oeste Piura SVC 20 MVAR 220 kv. Secundario Principal Guadalupe Chiclayo Oeste SVC 20 MVAR 220 kv. Principal Principal Trujillo Norte Guadalupe SVC 20 MVAR 220 kv. Principal Principal Chimbote 1 Trujillo Norte SVC 40 MVAR 220 kv. Principal Principal Paramonga Chimbote 1 35 MVAR Condensadores 220 kv. Principal Principal Zapallal Paramonga SVC 20 MVAR 220 kv. Principal Principal Ventanilla Zapallal 220 kv. Principal Chavarría Ventanilla 220 kv. Principal Santa Rosa Chavarría 220 kv. Principal San Juan 1 Santa Rosa 35 MVA. + SVC 30 MVAR. 220 kv. Principal Principal Independencia San Juan 2 20 MVA reac.+ CS 220 kv. Secundario Secundario Ica Independencia 220 kv. Secundario Marcona Ica 220 kv. Secundario Factores de Penalización Los factores de penalización (en condiciones de operación promedio) para el cálculo de potencia y energía en las diferentes subestaciones a partir de los precios básicos en las barras de referencia se muestran en el cuadro No. 8. Las barras de referencia para el cálculo de los precios básicos de potencia y energía fueron las subestaciones de Trujillo Norte 220 kv y Santa Rosa 220 kv (Lima) respectivamente. Cuadro No.8. FACTORES DE PENALIZACION Barras Base Potencia Base Trujillo Energía Base Sta. Rosa Piura Oeste Chiclayo Oeste Guadalupe Trujillo Norte Chimbote Paramonga Nueva Zapallal Ventanilla Chavarría Santa Rosa

9 San Juan Independencia Ica Marcona Huancavelica Mantaro Pachachaca Huayucachi Callahuanca Huallanca Peaje por Conexión al Sistema Principal y Cargo por Peaje Secundario Equivalente de Energía Los precios en barra incluyen una componente que representa el costo de la transmisión, peaje de conexión en el sistema principal y peaje secundario equivalente en energía al caso de los sistemas secundarios. El peaje de conexión del Sistema Principal de Transmisión se obtuvo como la diferencia entre el costo total del sistema de transmisión menos el Ingreso Tarifario esperado, dividida entre la demanda máxima del sistema. El cuadro No.9 detalla los ingresos tarifarios de potencia y energía del SICN. El peaje de conexión y los cargos por peaje secundario equivalente en energía se presentan el cuadro No.10. Cuadro No.9. INGRESOS TARIFARIOS Millón US$/Año Envío Recepción Potencia Energía Total Chiclayo Oeste Piura Oeste SVC 20 MVAR Guadalupe Chiclayo Oeste SVC 30 MVAR Trujillo Norte Guadalupe SVC 20 MVAR Chimbote 1 Trujillo Norte SVC 40 MVAR Paramonga Chimbote MVAR Condensadores Zapallal Paramonga SVC 20 MVAR Ventanilla Chavarría Sta. Rosa Zapallal Ventanilla Chavarría San Juan 1 Sta. Rosa MVA+SVC 30 MVA Independencia San Juan MVA Reac+CS Ica Marcona Independencia Ica Sistema Principal de Transmisión Sistema Secundario de Transmisión Total Sistema

10 Cuadro No.10. PEAJE DE CONEXIÓN Costo Anual Millón US$/Año Máxima Demanda 1950 MW Peaje Unitario US$/Año CARGO POR PEAJE SECUNDARIO EQUIVALENTE DE ENERGIA Unitario Acumulado Envío Recepción US$/kW-año US$/kW-año Ctv. US$/kW Chiclayo Oeste Piura Oeste SVC 20 MVAR 2.13 Independencia San Juan 20 MVA Reac+CS Peaje Unitario Independencia Ica Tarifas en Barra La barra de referencia para la aplicación del precio básico de la energía es la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kv). Lima representa alrededor del 70% de la demanda del SICN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación. Para el precio básico de la potencia se considera a la subestación Trujillo 220 kv como barra de referencia, por ser este el punto más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SICN. Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras se han aplicado los factores de penalización Tarifas Teóricas Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada barra, obtenidas expandiendo los respectivos precios básicos con los respectivos factores de penalización se muestran en el cuadro Nº 11. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos por transmisión. Cuadro No.11. TARIFAS TEORICAS MAYO 1995 Piura Oeste Chiclayo Oeste Guadalupe Trujillo Norte Chimbote 1 Paramonga Zapallal Ventanilla Chavarría PPM $/KW-mes PCSPT $/KW-mes PPB $/KW-mes CPSEE ctv.$/kwh PEMP ctv.$/kwh PEMF ctv.$/kwh

11 Sta. Rosa San Juan Independencia Ica Marcona Huancavelica Mantaro Pachachaca Huayucachi Callahuanca Huallanca Notas: PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF Precio de Potencia Marginal Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión Precio de Potencia en Barra Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía Precio de Energía Marginal en Horas Punta Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres A fin de cumplir con la disposición del Art. 53 de la Ley de Concesiones Eléctricas y Art. 129 de su Reglamento, es necesario comparar los precios teóricos con el precio promedio ponderado de los clientes libres. El precio libre promedio ponderado ha resultado igual a 4,414 centavos de US$/kWh. Al aplicarse a los clientes libres los precios teóricos, obtenidos de conformidad al Art. 129 inciso c del Reglamento, calculados en numeral 2.3.1, el precio ponderado resultante es 4,667 centavos de US$/kWh. La relación entre ambos precios resulta 1,057. Esta relación demuestra que los precios teóricos no difieren en más del 10% de los precios libres vigentes, razón por la cual las tarifas teóricas califican como Tarifas en Barra definitivas. El cuadro No.12 muestra el resultado final de la comparación entre precios teóricos y libres. Cuadro No.12. Comparación Precio Libre vs Precio Teórico Precio Libre ctv$/kwh Precio Teórico ctv/kwh Comparación Teórico Libre Tarifas en Barra Considerando la conclusión del punto anterior, las tarifas del cuadro No.11 constituyen las Tarifas en Barra aplicables en la presente fijación de tarifas.

12 3. Sistemas del Sur 3.1 Precios Básicos Procedimientos Energía Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurímac) y Sur Oeste (Arequipa, Moquegua y Tacna) operan actualmente en forma aislada. Su interconexión se prevé para el segundo semestre de 1996, cuando entre en operación la línea de transmisión Tintaya-Socabaya que dará origen al Sistema Interconectado del Sur (SISUR) El costo marginal de la energía se determinó con el modelo SISPERU, el cual efectúa el despacho hidrotérmico de un sistema con tres barras de referencia y sus respectivas líneas de interconexión. La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques. El autoproductor Southern Perú fue excluido del análisis. Para la formación de los precios en barra, al costo marginal de energía se agrega el cargo por peaje secundario equivalente de energía Potencia La unidad de punta más adecuada para suministrar potencia en el caso de los sistemas del Sur Este y Sur Oeste es un grupo Diesel de velocidad media. El factor "margen de reserva teórico" es de 1,178; el mismo resulta de considerar una reserva teórica de 15,1% en el sistema de generación ( 1 / (1-0,151) ) Aplicación y Resultados Previsión de Demanda La demanda considerada en el caso de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste se encuentra resumida en el cuadro No.13. Los datos de demanda se presentan en forma separada para los Sistemas Sur Este, Sur Oeste y Demanda Total Sur sin considerar factor de simultaneidad. La demanda excluye a la empresa minera autoproductora Southern Perú. Cuadro No.13. PROYECCION DE LA DEMANDA POTENCIA (MW) Centro de Carga SISTEMA SUR ESTE Cusco Tintaya Juliaca Sub Total SISTEMA SUR OESTE Arequipa Toquepala Tacna Sub Total TOTAL SUR

13 ENERGIA (MWh) Centro de Carga SISTEMA SUR ESTE Cusco Tintaya Juliaca Sub Total SISTEMA SUR OESTE Arequipa Toquepala Tacna Sub Total TOTAL SUR Programa de Obras Como oferta hidráulica de generación, se prevé la construcción de la presa de regulación horaria de Puente Cincel en dos etapas. La primera etapa con 80,000 m3 para enero de 1996 y la segunda etapa de 100,000 m3, alcanzando un volumen total de 180,000 m3 para agosto de El proyecto incrementará la capacidad de generación en horas de punta de la C.H. Charcani V. También se prevé la construcción del embalse estacional de Sibinacocha que incrementará la capacidad de la C.H. Machupicchu a partir del período de estiaje de El programa completo de obras de generación y transmisión considerado para el período de análisis se muestra en los Cuadros Nos.14 y 15 respectivamente. Cuadro No.14. PLAN DE OBRAS PROYECTOS DE GENERACION Proyecto Repotenciamientos -C.T. Bellavista -C.T. Taparachi Inversiones -C.T. Calana -Presa Puente Cincel Potencia (MW) Fecha Operación Ago May Jul Ene Oct Ene Ago Descripción Rehabilitación grupo Nº 1 Rehabilitación grupo Nº 4 Rehabilitación grupo Nº 3 Rehabilitación grupos Nº 1 y 2 En ejecución 1ra Etapa 80,000 m3 2da Etapa 100,000 m3 Incrementa capacidad de generación en horas de punta de C.H. Charcani V -Embalse Sibinacocha 20.0 Ene En licitación con recursos propios Incrementa producción de 45 GWh anuales en estiaje de C.H. Machupicchu Cuadro No.15. PROYECTOS DE TRANSMISION Proyecto Fecha Operación Descripción -L.T. Tintaya-Socabaya Ago Línea en 138 kv de 202 km. en ejecución Interconecta a los sistemas eléctricos del Sur Este (Cusco) y Sur Oeste (Arequipa)

14 Costos Variables de Operación. Con relación a los costos variables de operación, en el Cuadro No.16 se muestran los precios base utilizados (Ex-planta Petroperú). A partir de estos precios base se ha adicionando el costo de transporte hasta la correspondiente central de generación, obteniéndose los precios locales de los combustibles mostrados en el cuadro No.17. Cuadro No.16. PRECIOS BASE DE COMBUSTIBLES Planta Combustible Precio de Paridad Mollendo Ilo Diesel 2 Residual 6 Juliaca Diesel 2 Cusco Diesel 2 S/./Gln. US$/Gln US$/Barril US$/Ton Densidad Kg/Gln LUGAR Cuadro No.17. PRECIOS LOCALES DE COMBUSTIBLE Diesel (US$/Ton) Residual (US$/Ton) Flete Base Total Flete Base Total Chilina Cerro Verde Tacna Dolorespata Bellavista Taparachi Tintaya Los costos variables no combustible, el consumo específico y el costo variable total de las plantas térmicas para los Sistemas del Sur están resumidos en el Cuadro No.18. Central / Grupo Cuadro No.18. SISTEMAS ELECTRICOS DEL SUR COSTO VARIABLE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Combustible Tipo Costo (US$/ Ton) Consumo Específico (KG/KWh) COSTO VARIABLE (Mills/kWh) Combustible No Combustible TOTAL Dolorespata Diesel Tintaya MD Diesel Taparachi MD Nº 1 y MD Nº 2 Diesel Taparachi MD Nº 5 y MD Nº 6 Diesel Bellavista MD Nº 1 y Nº 2 Residual Bellavista MD Nº 3 y Nº 4 Diesel Chilina TV Nº 2 Residual Chilina TV Nº 3 Residual

15 Chilina Ciclo Combinado Diesel Chilina MD Nº 1 y Nº 2 Residual Cerro Verde TG Diesel Cerro Verde MD Diesel Tacna MD Diesel Calana MD Residual Nota : MD = Motor Diesel TV = Turbo Vapor TG = Turbo Gas Costo de Racionamiento (Falla) Se mantienen los costos de racionamiento para los Sistemas del Sur y se muestran en el cuadro No.19. Cuadro No.19. SISTEMAS ELECTRICOS DEL SUR COSTO DE RACIONAMIENTO SISTEMA ELECTRICO CENTRO DE CARGA COSTO DE RACIONAMIENTO Sur Este Sur Oeste Cusco Tintaya Juliaca Arequipa Toquepala Tacna (Mils $/kwh) Precios Básicos de Potencia y Energía Para la planta de desarrollo de punta del Sistema Sur se considera un motor diesel de 5,500 Kw de potencia y de velocidad media. El precio básico de potencia considera el costo de estas plantas ubicadas en las zonas en que se requiere afianzar la capacidad de generación, que corresponden a los extremos de los sistemas, donde se definen las barras de referencia. Para el Sistema Sur Este se definió la subestación de Puno, como referencia y, para el caso del Sur Oeste la subestación de Socabaya. Los resultados del precio básico de potencia para los sistemas Sur Este y Sur Oeste se muestran en el cuadro No. 20. Cuadro No.20. SISTEMAS ELECTRICOS DEL SUR PRECIO BASICO DE POTENCIA Sistema Generador Conexión COyM Total SUR ESTE SUR OESTE Miles US$/Año US$/KW-año Millón US$/Año US$/KW-año El precio básico de energía se determinó con el modelo de despacho hidro-térmico "SISPERU", efectuándose el análisis para el período El Cuadro No. 21 muestra los resultados del precio básico esperado a mayo de El cálculo del precio promedio ponderado de clientes libres para la comparación prevista en el Artículo 129º del Reglamento se realizó con los resultados del Cuadro Nº 22.

16 Cuadro No.21. PRECIO BASICO DE ENERGIA - MAYO 1995 (Mils US$/kWh) Nodo Cusco Nodo Tintaya Nodo Socabaya Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total Para la comparación prevista en el Artículo 129º del Reglamento se adoptaron los precios base de energía del año adaptado (precio promedio ponderado de energía correspondiente al precio libre), en aplicación de la Quinta Disposición Transitoria del Reglamento, modificada mediante el artículo 2º del D.S. Nº EM,). Estos precios base se muestran en el cuadro Nº 22. La adaptación económica del parque generador del SISUR se produce después de la interconexión de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste y los costos marginales corresponden al valor esperado de los años 1998 y Cuadro No.22. PRECIO BASICO DE ENERGIA - AÑO ADAPTADO (Mils US$/kWh) Nodo Cusco Nodo Tintaya Nodo Socabaya Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total Peajes por Transmisión Factores de Penalización Los factores de penalización de potencia y energía se determinaron de manera independiente para los Sistemas Sur Este y Sur Oeste. Para su cálculo se consideraron condiciones de operación con hidrología promedio para las centrales hidráulicas. El cuadro No.23 muestra los resultados. Cuadro No.23. SISTEMAS ELECTRICOS DEL SUR FACTORES DE PENALIZACION Sistema Barra Base Potencia Base Energía Base Puno Quencoro Sur Este Machupicchu Cachimayo Dolorespata Quencoro Combapata Tintaya Ayaviri Azángaro Juliaca Puno Tacna Socabaya Sus Oeste Socabaya Moquegua

17 3.2.2 Ingreso Tarifario Toquepala Aricota 138 kv Aricota 66 kv Tomasiri Tacna Los ingresos tarifarios se presentan en el cuadro No.24, estos fueron calculados para las condiciones de operación antes de la operación comercial de la C.T. Calana. Cuadro No.24. SISTEMAS ELECTRICOS DEL SUR INGRESOS TARIFARIOS Miles US$/Año Envío Recepción Potencia Energía Total Machupicchu Cachimayo 20 Mvar capac Cachimayo Dolorespata 10 Mvar capac Dolorespata Quencoro Quencoro Combapata Combapata Tintaya SVC 25 Mvar Tintaya Ayaviri Ayaviri Azángaro Azángaro Juliaca Mvar reactor 15 Mvar capac Socabaya Moquegua Moquegua Toquepala Toquepala Aricota Aricota 138 Aricota Aricota 66 Tomasiri Tomasiri Tacna Total Sistema Secundario de Transmisión Total Sistema Secundario de ETESUR Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía En la actualidad los subsistemas de transmisión del Sur Este y Sur Oeste pertenecen en su totalidad a la categoría de sistemas secundarios, en tal sentido el ingreso de Peaje por Conexión no se aplica en ninguno de ellos. Los precios en barra se obtienen agregando al costo marginal de energía el cargo por peaje secundario equivalente en energía. Los cargos por transmisión de los Sistemas del Sur se muestran en el cuadro No.25. Cuadro No.25. SISTEMAS ELECTRICOS DEL SUR CARGO POR PEAJE SECUNDARIO EQUIVALENTE EN ENERGIA Envío Recepción Unitario Acumulado US$/kW-año US$/kW-año Ctv.US$/kWh Machupicchu Cachimayo Cachimayo 20 Mvar capac Dolorespata 10 Mvar capac Dolorespata Quencoro 6.24

18 Quencoro Combapata Combapata Tintaya SVC 25 Mvar Tintaya Ayaviri Ayaviri Azángaro Azángaro Juliaca 5 Mvar reactor 15 Mvar capac Socabaya Moquegua Moquegua Toquepala Toquepala Aricota Aricota 138 Aricota Aricota 66 Tomasiri Tomasiri Tacna Tarifas en Barra En los sistemas del Sur existen dos conjuntos de precios básicos. Las barras de aplicación para los precios básicos de potencia en el sistema del Sur Este y Sur Oeste son las subestaciones de Puno y Socabaya respectivamente. Las subestaciones de referencia para la aplicación de los precios básicos de energía para el caso del sistema Sur Este son Quencoro (Cusco) y Tintaya; para el caso del sistema Sur Oeste es la subestación Socabaya (Arequipa). Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barras mediante los factores de penalización. Para la determinación del precio promedio ponderado teórico se utilizaron los precios en barra calculados con los factores de penalización correspondientes. Los cargos por peaje secundario equivalente en energía se aplican a las barras situadas más allá del punto de aplicación de los precios básicos, en el sentido del flujo predominante de las líneas. As, en el Sistema Sur Este se incorporó el cargo por peaje secundario de los tramos de la línea Quencoro- Juliaca para obtener los precios de barra en las subestaciones ubicadas en sus extremos. No se incluyó el cargo por transmisión de la línea Machupicchu-Quencoro, por corresponder al sistema secundario de la Central Machupicchu. En el Sistema Sur Oeste se agregó el cargo por peaje secundario equivalente en energía de los diferentes tramos de línea entre Socabaya y Tacna (excepto en el tramo Toquepala-Aricota) para obtener los precios de barra de las subestaciones intermedias Tarifas Teóricas Las tarifas teóricas de potencia y energía, obtenidas expandiendo los precios básicos mediante factores de penalización, se muestra en el cuadro No. 26. En el mismo cuadro se indican los cargos por el uso del sistema de transmisión.

19 SUBESTACION PPM Cuadro No.26. SISTEMAS SUR ESTE Y SUR OESTE TARIFAS EN BARRA TEORICAS PCSPT BASE $/KW-mes $/KW-mes $/KW-mes ctv.$/kwh ctv.$/kwh ctv.$/kwh Machupicchu Cachimayo Dolorespata Quencoro Combapata Tintaya Ayaviri Azángaro Juliaca Socabaya Toquepala Aricota Aricota Tomasiri Tacna PPB CPSEE NOTA: PPM Precio de Potencia Marginal PCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión PPB Precio de Potencia en Barra CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en energía PEMP Precio de Energía Marginal en Horas Punta PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta PEMP PEMF Los precios del Cuadro No. 27 antes de convertirse en la señal tarifaria deben compararse con el promedio ponderado de los precios libres 2. Este promedio ponderado se obtiene aplicando a los clientes libres los costos del sistema económicamente adaptado Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres El precio libre promedio ponderado ha resultado igual a 3,761 centavos de US$/kWh. De conformidad al artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a los clientes libres los precios en barra calculados en el numeral el precio ponderado resultante es 3,145 centavos de US$/kWh. La comparación del precio teórico con el promedio ponderado de los clientes libres resulta en un valor que excede el rango de 10% establecido en el Art. 53 de la Ley de Concesiones Eléctricas. El Cuadro No. 27 muestra el resultado de la comparación establecida en la Ley. Cuadro No.27. SISTEMAS ELECTRICOS DEL SUR Comparación Precio Libre vs Precio Teórico Precio Libre ctv$/kwh Precio Teórico ctv$/kwh Comparación Teórico Libre 2 Artículo Nº 53 de la Ley de Concesiones Eléctricas, Artículo Nº 129 de su Reglamento y Artículo Nº 2 del D.S. Nº EM

20 SUBESTACION Tarifas en Barra La comparación de la sección anterior dio lugar a la corrección de los precios teóricos de la energía a fin de llevarlos al límite inferior del 90% del precio promedio ponderado de los clientes libres (3.761*0,9). El cuadro No.28 presenta el resultado final de los ajustes efectuados, los valores indicados constituyen las Tarifas en Barra para la presente fijación de tarifas. PPM Cuadro No.28. SISTEMAS SUR ESTE Y SUR OESTE PCSPT TARIFAS EN BARRA BASE $/KW-mes $/KW-mes $/KW-mes ctv.$/kwh ctv.$/kwh ctv.$/kwh Machupicchu Cachimayo Dolorespata Quencoro Combapata Tintaya Ayaviri Azángaro Juliaca Socabaya Toquepala Aricota Aricota Tomasiri Tacna PPB CPSEE NOTA PPM Precio de Potencia Marginal PCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión PPB Precio de Potencia en Barra CPSEE Cargo por Peaje de Secundario Equivalente en Energía PEMP Precio de Energía Marginal en Horas de Punta PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta PEMP PEMF