RESOLUCION DE LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS Nº P/CTE

RESOLUCION DE LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS Nº 006-94 P/CTE LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS: Lima, 15 de Junio de 1994. De conformidad con lo establecido en el Artículo 81º del Decreto Ley Nº 25844 y Artículo 162 del Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su sesión 012-94 del 15 de marzo de 1994, RESUELVE: Artículo Unico.- Aprobar la publicación del documento "Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra" correspondiente a la regulación tarifaria del mes de mayo de 1994. concordante con la Resolución Nºs 002-94 P/CTE, el mismo que se anexa a la presente. Regístrese, comuníquese y publíquese. Santiago B. Antúnez de Mayolo Presidente Comisión de Tarifas Eléctricas

I. Introducción Con fecha 30 de abril de 1994 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) ha publicado la Resolución Nº 002-94 P/CTE que fija las Tarifas en Barra y sus correspondientes condiciones de aplicación para el período mayo-octubre de 1994. El cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas DL 25844 (Art. 81º) y de su Reglamento D.S. 009-93-EM (Art. 162º) relacionadas a la obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas de hacer conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas, este informe resume los procedimientos, cálculos, datos y resultados obtenidos para la Tarifa en Barra utilizada en la regulación tarifaria del período indicado anteriormente. Debido a la configuración actual de los sistemas eléctricos en el Perú, los cálculos realizados se han dirigido por separado a tres sectores distintos: (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN; (b) Los Sistemas del SurEste y SurOeste, que se prevé constituyan en 1996 el Sistema Interconectado del Sur, SISUR; y (c) Los Sistemas Aislados. Para cada uno de ellos se incluye información sobre los procedimientos y modelos utilizados para la determinación de tarifas, los datos básicos empleados y los resultados del cálculos. En la elaboración del estudio de la Tarifas se tomaron en cuenta tanto los informes técnicos preparados por los Comités de Operación Económica (COES), como las coordinaciones sostenidas con los representantes de los mismos, además de los cálculos efectuados por la CTE para su verificación. II. Procedimientos Generales A. Precios Básicos Los precios básicos están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios hacia las otras barras mediante factores de penalización. El cálculo de los precios básicos de generación de energía se realizó con modelos matemáticos de optimización del costo de operación de los sistemas eléctricos tal como se describe más adelante La descripción de los procedimientos se realiza por separado para los dos sistemas eléctricos principales: El Sistema Interconectado Centro Norte y los Sistemas Sur Este y Sur Oeste; los otros sistemas, denominados Sistemas Aislados, se tratan en forma conjunta. El precio básico de la potencia se determinó a partir de los costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrar potencia de punta, incluida la conexión al sistema de transmisión; el valor, así obtenido, se incrementó multiplicándolo por un factor que resulta de considerar el margen de reserva teórico (MRT) que se define más adelante para cada uno de los sistemas. Los valores de margen de reserva teórico utilizados en la presente fijación tarifaria han sido adoptados provisionalmente por la Comisión, y son iguales a los de las dos fijaciones tarifarias anteriores. Se tomó esta determinación con el fin de evitar variaciones no justificadas en el precio de la potencia, mientras se realizan los estudios que permitan definir el margen de reserva teórico de modo consistente en la retribución más adecuada por el sistema de generación. B. Peajes por Transmisión El procedimiento para tarifar la transmisión aplica la metodología establecida 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 económicamente adaptado y el costo marginal. 1. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) del Sistema de Transmisión El VNR del sistema de transmisión económicamente adaptado (STEA) constituye el costo medio empleado para la determinación del correspondiente peaje. El STEA utilizado en esta fijación mantuvo la composición determinada por la firma consultora SYNEX en el estudio "Programa de Garantía Tarifaria" (PGT). El procedimiento utilizado para determinar el VNR siguió también los lineamientos establecidos en el PGT según se expresa a continuación. a) Componentes Típicos de Inversión Para obtener el VNR de los sistemas de transmisión del SICN y Sistemas del Sur se definieron y calcularon los costos de diversos componentes típicos de inversión. Se consideraron cuatro niveles de tensión: 220, 138, 60 y 30 kv, que corresponden a los niveles existentes. Los componentes típicos de inversión considerados para la valorización de las instalaciones fueron: Unidades de operación de subestaciones (celdas); Equipo de transformación; Grupos de compensación reactiva y; Costo por kilómetro de líneas de transmisión diferenciadas en tipo costa y sierra. b) Valorización de Líneas Para valorizar las líneas se utilizó un procedimiento que permite seleccionar la línea de conductor óptimo económico. Para el cálculo se requieren los costos por kilómetro de línea y de los equipos de maniobra en sus terminales, así como los costos de potencia y energía en el sistema. También se toman en cuenta la ubicación geográfica y la diferencia de costos tanto para costa como para sierra. Otros datos requeridos son la longitud, potencia transmitida, factor de carga y factor de potencia de la línea El resultado del proceso brinda el conductor y nivel de tensión óptimo para líneas de simple y doble circuito y considera la factibilidad técnica de la solución propuesta. c) Valorización de las SS.EE Para la valorización de las subestaciones se utilizaron hojas de cálculo, que contienen información sobre las celdas de transformación, acoplamiento, transformadores de potencia, bancos de baterías, terrenos, edificaciones, cercos, etc. En algunos casos fue necesario efectuar extrapolaciones debido a la escasez de información relevante a costos generales. 2. Factores de Penalización. Los factores de perdidas o factores de penalización se determinaron a base de estudios de flujos de potencia efectuados para condiciones de operación esperadas durante 1994. Los casos analizados corresponden a diferentes niveles de carga dentro de la curva de demanda corresponden también a cada uno de los períodos estacionales dominantes: avenida y estiaje. El resultado de los flujos de carga fue sometido a un programa de cálculo de los factores de penalización.

Los factores de penalización de potencia se calcularon con los flujos de potencia correspondientes a la hora de la máxima demanda. Para el cálculo de los factores de penalización de energía se determinaron primero factores de penalización de potencia, para los diferentes bloques en que se dividió la curva de carga en cada período estacional y se ponderaron luego por la duración de cada bloque. Exclusivamente para los sistemas del sur, la expansión de los precios básicos (sin inclusión del peaje), se realizó con los flujos de carga correspondientes a las condiciones de operación de 1996, considerado como año de adaptación económica del sistema. El ingreso tarifario para el cálculo del correspondiente peaje, se obtuvo con la distribución de flujos de potencia correspondientes a 1994. C. Tarifas en Barra. Los precios básicos de la energía y la potencia, es decir, los costos de generación determinados para un punto de referencia de la red, constituyen el punto de partida para el establecimiento de los Precios en Barra. Estos precios se han determinado después de elegir las barras de referencia y aplicar las etapas de cálculo que se indican más adelante 1. Aplicación de los factores de penalización. Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras se aplicaron los factores de penalización de acuerdo al procedimiento arriba indicado. 2. Ingreso Tarifario y Peaje de Conexión El cálculo del ingreso tarifario se efectuó para cada tramo del sistema principal como la diferencia entre la valorización de potencias y energías en el extremo receptor y la valorización de las potencias y energías en el extremo emisor. Para las inyecciones y retiros se trabajó con los valores que se derivan de los flujos de potencia basados en la operación típica del parque generador para condiciones de hidrología media. Las potencias consideradas en el cálculo del ingreso tarifario correspondiente fueron los flujos a la hora de demanda máxima, como una aproximación del flujo resultante al despachar la potencia firme de cada central para satisfacer la máxima demanda. El peaje total de conexión se determinó mediante la diferencia entre la anualidad de inversión y de costos de operación y mantenimiento del sistema principal menos el ingreso tarifario. Una vez obtenido el peaje total se calculó el peaje de conexión dividiéndolo por la potencia firme total conectada al sistema eléctrico. 3. Peaje Secundario El peaje secundario se calculó para instalaciones que interconectan barras publicadas. Para este efecto se determinó la diferencia entre la anualidad de la instalación adaptada y el ingreso tarifario, aplicando para el cálculo de estos componentes los mismos procedimientos que en el sistema principal. El valor resultante se expresó por kw de "potencia adaptada" de la instalación adaptada. Como instalación adaptada se definió aquella que resulta en el menor costo de inversión y pérdidas de transmisión, para el valor efectivo de potencia que transporta el sistema. 4. Incorporación del peaje secundario en precios de barras. Los peajes secundarios se calcularon para incorporarse a los precios en las barras publicadas. Dicha incorporación se realizó en los precios de energía. Esto fue motivado, principalmente, por la existencia de cargos de peaje que por su magnitud hubiera sido excesivo adicionarlos al precio base de potencia en las barras. 5. Recargos de Subtransmisión Se estructuró un esquema de recargo por concepto de costos medios del sistema secundario de subtransmisión. definido éste por las instalaciones distintas de aquellas que interconectan las barras publicadas. Los recargos que corresponden a

transformación y a distancia en líneas de transmisión, se determinaron aplicando los siguientes criterios: i) Se calcularon para instalaciones adaptadas; con una potencia adaptada igual al 85% de la capacidad de las instalaciones. ii) Se determinaron considerando rango de tamaños y características representativas de las instalaciones existentes en los sistemas eléctricos en estudio, de manera de conformar un conjunto de precios y factores de recargo de aplicación común a todas las instalaciones existentes. III. Sistema Centro-Norte A. Precios Básicos 1. Procedimientos a) 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. Este modelo uninodal de despacho de energía permite optimizar la operación de sistemas hidrotérmicos con un solo 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 (1957-1992) y la demanda esperada hasta el año 1998. Los autoproductores fueron excluidos tanto de la demanda como de la generación. La representación de la demanda agregada del sistema (un solo 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 resultan discriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda. A partir de los costos marginales, y para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió en dos períodos: punta y fuera de punta. b) 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, en este caso, tiene el valor 1,22 y resulta de considerar una reserva de 18% en el sistema de generación (1 / (1-0, 18) ). 2. Aplicación y Resultados. La primera parte de esta sección está dedicada a presentar los datos de demanda, programas 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 que se obtuvieron. En una sección posterior se calculan los peajes por el uso de los sistemas de transmisión y se integran a los precios básicos para construir las Tarifas en Barra, de acuerdo a lo establecido en la legislación vigente. a) Previsión de la Demanda. Para el período de estudio se consideraron las tasas de crecimiento de la Demanda contemplados en el Plan Referencial 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 1993. Para el estudio se descontaron los requerimientos de potencia y energía de Centromin Perú y Hierro Perú. La demanda considerada se encuentra resumida a continuación en el cuadro Nº 1.

Año Demanda MW Cuadro Nº 1 Proyección de la Demanda Período 1993-1998 SIN AUTOPRODUCTORES Sistema Interconectado Centro Norte Energía Anual GWh Total Punta F. Punta Total Factor de Carga % 1993 1668.0 2312.9 7256.5 9569.4 65.5% Tasa de Crecimiento % Potencia Energía 1994 1778.0 2469.8 7748.9 10218.7 65.6% 6.6% 6.8% 1995 1884.4 2605.7 8175.1 10780.8 65.3% 6.0% 5.5% 1996 1959.8 2709.9 8502.2 11212.2 65.3% 4.0% 4.0% 1997 2038.2 2818.3 8842.3 11660.6 65.3% 4.0% 4.0% 1998 2119.7 2931.1 9196.0 12127.1 65.3% 4.0% 4.0% Esta demanda es igual que la presentada por el COES-SICN en su informe de sustento para la fijación tarifaria de mayo. La demanda prevista para 1994 constituye una representación razonable de la tendencia observada durante los últimos doce meses. Para los años siguientes la demanda prevista utiliza las tasas de crecimiento contenidas en el Plan Referencial de Electricidad 1993. b) Programa de Obras. El programa de obras asumido para esta fijación tarifaria se resume en el cuadro Nº 2. 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. este parque de generación difiere del programa propuesto por el COES-SICN en: (i) la introducción de una planta Diesel de 30 MW en Piura en enero de 1996 ( en reemplazo de la planta turbogas de Piura prevista para 1996 en el Plan Referencial de Electricidad 1993 elaborado por el Ministerio de Energía y Minas) y, (ii) en el desplazamiento, hacia 1996, de la planta turbogas de Talara (50 MW) prevista por el COES para 1995. 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 elige la combinación y secuencia de obras que minimiza el costo actualizado de inversión, operación y falla en el período analizado.

Cuadro Nº 2 PROGRAMA DE OBRAS Sistema Interconectado Centro-Norte Descripción Combustible Potencia efectiva Programa Entrada Programa Salida MW Año Mes Año Mes Turbo Gas Ventanilla 1 Diesel 100.0 Existente 1997 Turbo Gas Ventanilla 2 Diesel 100.0 Existente 1997 Grupos Diesel Trujillo Residual 30.0 1995 7 Grupos Diesel Piura Residual 30.0 1996 1 Turbo Gas Talara 1(*) Diesel 50.0 1996 1 1996 12 Turbo Gas Talara 2(*) Diesel 50.0 1996 1 1996 12 Ciclo Combinado Talara 3 Gas Natural 150.0 1997 1 Ciclo Combinado Ventanilla 3 Gas Caliente 300.0 1997 7 Turbo Gas Maple Gas Natural 100.0 1998 1 (*) Los Turbogases 1 y 2 de Talara en 1997 pasan a formar parte de una unidad de Ciclo Combinado Talara 3 de 150 MW, mediante la adición de una unidad Turbovapor de 50 MW c) Costos Variables de Operación Los costos variables de operación que se considera para el estudio son de dos tipos (i) Los costos relacionados directamente al consumo de combustibles para generación y (ii) Los costos variables no combustibles (CVNC), asociados principalmente al consumo de lubricantes y gastos de mantenimiento. El precio utilizado para el combustible considera la alternativa de abastecimiento en el mercado interno peruano, agregados los fletes de transporte local hasta la central de generación correspondiente. Estos valores se muestran en el cuadro Nº 3. Los costos variables no combustibles (CVNC) se muestran en el cuadro Nº 4 junto con los precios variables obtenidos a partir de la eficiencia de las máquinas y del precio del combustible indicado en el cuadro Nº 3. Los CVNC reconocidos por la Comisión pueden diferir de los valores utilizados por el COES-SICN en cuanto, los primeros, son señales que orientan la eficiencia económica del sistema de generación. En consecuencia, algunos de los CVNC utilizados por la CTE pudieran ser menores que los costos efectivos de operación de un sistema que, por razones de adecuación, opera en forma subóptima. d) Costo de Racionamiento (Falla) El costo de racionamiento para el Sistema Interconectado Centro-Norte ha sido establecido en 15,0 centavos de US$ por kwh, dentro del estudio "Programa de Garantía Tarifaria" realizado por la CTE; el mismo representa el costo de adquisición directa de energía por parte de un consumidor industrial que emplea grupos Diesel con menos de 400 horas de utilización al año.

Cuadro Nº 3 Precio Base de Combustible A Precios de Mercado Interno Combustible S/./Gln. US$/Gln US$/Barril US$/Ton Densidad Kg/Gln Diesel 2 1.45 0.67 28.06 205.7 3.248 Residual 6 0.69 0.32 13.44 88.6 3.612 S/./MPC US $/MPC US $/M3 Gas Natural 4.34 2.00 0.071 Precios Locales de Combustible Diesel 2 (US $/Ton) LUGAR Flete Base Total Ventanilla 3.5 205.7 209.2 Lima 3.5 205.7 209.2 Chimbote 6.8 205.7 212.5 Trujillo 6.8 205.7 212.5 Chiclayo 7.7 205.7 213.4 Piura 10.8 205.7 216.5 SICN 6.8 205.7 212.5 Residual 6 (US $/Ton) LUGAR Flete Base Total Lima 3.4 88.6 92.0 Trujillo 5.4 88.6 94.0 Piura 5.4 88.6 94.0

Cuadro Nº.4 COSTO VARIABLE DE OPERACION Y MANTENIMIENTO Sistema Interconectado Centro-Norte Descripción Combustible Costo de Combustible (US $/Ton) Costo Específico (KG/KWh) Combustible COSTO VARIABLE No Combustible TOTAL Turbo Gas Chimbote, Trujillo (Mills/KWh) (Mills/KWh (Mills/KWh) Diesel 212.5 0.378 80.3 5.0 85.3 Turbo Gas Piura Diesel 216.5 0.464 100.5 7.0 107.5 Sta. Rosa UTI 100 MW Diesel 209.2 0.283 59.2 5.0 64.2 Sta. Rosa BBC 40 MW Diesel 209.2 0.508 106.3 7.0 113.3 Grupos Diesel Piura Diesel 216.5 0.232 50.2 6.0 56.2 Grupos Chiclayo 2 Diesel 213.4 0.232 49.5 6.0 55.5 Grupos Diesel, Paita, Sullana Diesel 216.5 0.250 54.1 6.0 60.1 Grupos Chiclayo Diesel 213.4 0.221 47.2 6.0 53.2 Turbo Gas Ventanilla 1 Diesel 209.2 0.263 55.0 3.0 58.0 Turbo Gas Ventanilla 2 Diesel 209.2 0.263 55.0 3.0 58.0 Grupos Diesel Trujillo Residual 94.0 0.220 20.7 8.0 28.7 Grupos Diesel Piura Residual 94.0 0.220 20.7 8.0 28.7 Turbo Gas Talara 1 Diesel 205.7 0.263 54.1 2.0 56.1 Turbo Gas Talara 2 Diesel 205.7 0.263 54.1 2.0 56.1 Ciclo Combinado Talara 3 Gas Natural 2.0 7.700 15.4 1.5 16.9 Ciclo Combinado Ventanilla 3 Gas Caliente 209.2 0.184 38.5 2.0 40.5 Turbo Gas Maple Gas Natural 2.0 11.000 22.0 1.5 23.5 Nota: mills/kwh = milésimos de US$/KWh e) Precios Básicos (1) Potencia El precio básico de potencia que considera el costo de desarrollo de la unidad para satisfacer la demanda de potencia de punta del Sistema, ha sido obtenido a partir de los costos asociados a una Turbina de Gas de 50 MW incluyendo la correspondiente línea de conexión al sistema. El precio básico de potencia incluye el margen de reserva teórico de 1.22 determinado para el caso del Sistema Interconectado Centro-Norte. Dicho precio resulta en 72,46 US$/kW-año; este valor se mantiene igual al obtenido en la fijación tarifaria de noviembre de 1993. El detalle de cálculo se muestra en el cuadro Nº 5.

(2) Energía El precio básico de la energía por bloque horario para las subestaciones de referencia (Lima), obtenido de acuerdo al procedimiento establecido en las normas vigentes, resultan en los valores que se muestran en el cuadro Nº 6 Cuadro Nº 5 Planta Marginal de Potencia de Punta Sistema Interconectado Centro-Norte (50 MW) Resumen de Costos Tasa Anual 12.0% Inversión Miles $ Anualidad Miles $-año Turbogenerador Años de vida útil. Anualidad del Turbogenerador Conexión Años de vida útil. Anualidad del Conexión 20 30 15,339.87 4,911.91 2,053.68 609.78 Total anualidad TG+ Conexión 2,663.46 Costo fijo de Operación y Mantenimiento Turbogenerador Conexión 2.4% 1.5% 278.75 28.50 TOTAL 2,970.72 Valor Unitario de potencia firme 41 MW $kw-año 72.46 Cuadro Nº 6 Precio Básico de la Energía en Lima Período Punta Media Base Promedio mills/kwh 62.4 33.8 0.60 28.8 Nota: mills/kwh = milésimos de US$/kWh La Comisión de Tarifas Eléctricas ha determinado que para el parque generador adaptado económicamente a la demanda, el precio básico de la energía sería de 31.1 mills/kwh (Programa de Garantía Tarifaria). El precio determinado de 28.8 mills/kwh se encuentra dentro del rango de 10% del valor anterior y por consiguiente, de acuerdo con la Quinta Disposición Transitoria del reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el precio básico de la energía en el SICN para el período mayo-octubre 1994 será: 28.8 mills/kwh

B. Peajes por Transmisión 1. Alcance del Sistema de Transmisión Las obras consideradas en el estudio, pertenecientes al sistema de transmisión está, detalladas en el cuadro Nº 7 Cuadro Nº 7 Sistema de Transmisión Sistema Interconectado Centro-Norte Desde Barra Hacia Barra Tensión Sistema Chiclayo Oeste Piura 220 kv. Secundario Chiclayo Sur Guadalupe Chiclayo Oeste Reactor 40 MVA Chiclayo Sur Reactor 20 MVA 220 kv. Principal Principal 220 kv. Principal Principal Trujillo Norte Guadalupe 220 kv. Principal Chimbote 1 Trujillo Norte Capacitor 35 MVA 220 kv. Principal Principal Paramonga Chimbote 1 220 kv. Principal Zapallal Paramonga 220 kv. Principal Ventanilla Zapallal 220 kv. Principal Chavarría Ventanilla SVA 69 MVA 220 kv. Principal Principal Santa Rosa Chavarría 220 kv. Principal San Juan ElectroLima San Juan ElectroPerú Independencia Santa Rosa 15 MVA cap. + 20 MVA ind. 220 kv. Principal Principal San Juan ElectroLima. 220 kv. Principal San Juan ElectroPerú 20 MVA reac.+ CS 220 kv. Secundario Secundario Ica Independencia 220 kv. Secundario Marcona Ica 220 kv. Secundario El sistema principal de transmisión del SICN ha sido ampliado respecto al sistema principal utilizado en la fijación tarifaria anterior (nov-93). Anteriormente el sistema principal se extendía entre la subestación San Juan 220 kv en Lima y la subestación Trujillo Norte 220 kv; ahora el sistema principal de transmisión incorpora también al subsistema de transmisión Trujillo-Guadalupe y Guadalupe-Chiclayo. Esta ampliación, solicitada por la Empresa de Transmisión Eléctrica Centro-Norte (ETECEN) y COES- SICN, se justifica por la presencia de flujos bidireccionales en las líneas y por la dificultad en identificar a los responsables individuales por el flujo de carga de dicho subsistema. La correspondiente autorización fue otorgada por el Ministerio de Energía y Minas por medio de la RM-224-94-EM/VME del 27.04.94.

2. Costo Anual del Sistema de Transmisión del SICN La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (AVNR) del sistema de transmisión del SICN, determinado de acuerdo al procedimiento establecido, se resume en el cuadro Nº 8; e él se incluyen además los correspondientes Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) así como una componente considerada para tomar en cuenta los costos de seguridad de las instalaciones. Cuadro Nº 8 Sistema Interconectado Centro-Norte Costo Anual del Sistema de Transmisión Millón de US$ Desde Barra Hacia Barra Tensión Sistema AVNR COYM SEGURIDAD TOTAL Chiclayo Oeste Chiclayo Sur Guadalupe Piura 220 kv. Secundario 2.588 0.313 0.465 3.365 Chiclayo Oeste Reactor 40 MVA Chiclayo Sur Reactor 20 MVA 220 kv. Principal Principal 220 kv. Principal Principal Trujillo Norte Guadalupe 220 kv. Principal 1.571 0.190 0.227 1.988 Chimbote 1 Trujillo Norte Capacitor 35 MVA 220 kv. Principal Principal 0.213 0.181 1.388 0.116 1.862 0.086 0.026 0.022 0.168 0.014 0.225 0.010 0.013 0.000 0.184 0.000 0.295 0.000 0.252 0.203 1.740 0.130 2.382 0.096 Paramonga Chimbote 1 220 kv. Principal 2.682 0.324 0.487 3.492 Zapallal Paramonga 220 kv. Principal 2.269 0.274 0.346 2.889 Ventanilla Zapallal 220 kv. Principal 0.831 0.101 0.055 0.987 Chavarría Ventanilla SVA 69 MVA 220 kv. Principal Principal 0.758 0.290 0.092 0.035 0.033 0.000 0.882 0.325 Santa Rosa Chavarría 220 kv. Principal 0.386 0.047 0.018 0.451 San Juan ElectroLima San Juan ElectroPerú Independencia Santa Rosa 15 MVA cap. + 20 MVA ind. San Juan ElectroLima. San Juan ElectroPerú 20 MVA reac.+ CS 220 kv. Principal Principal 0.581 0.127 0.070 0.015 0.058 0.000 0.709 0.142 220 kv. Principal 0.581 0.070 0.000 0.651 220 kv. Secundario Secundario 2.704 0.385 0.327 0.047 0.474 0.000 3.504 0.431 Ica Independencia 220 kv. Secundario 1.120 0.135 0.121 1.377 Marcona Ica 220 kv. Secundario 1.665 0.201 0.341 2.208 Total Sistema Principal 13.921 1.682 1.716 17.31 9

3. Factores de Penalización Los factores de penalización para el cálculo de la potencia y energía en las diferentes subestaciones a partir de los precios básicos en las barras de referencia para el cálculo de los precios básicos de potencia y energía fueron, como se indica más adelante, las subestaciones de Trujillo Norte 220 kv y santa Rosa 22o kv (Lima) respectivamente. Dichos factores se determinaron para el año 1994, en condiciones de operación promedio de las centrales hidráulicas. 4. Peaje de Conexión y Peaje Secundario 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, como se ilustra en el cuadro Nº 10. Mayor detalle sobre el cálculo del peaje de conexión se encuentra en el cuadro A-5 del Anexo. En dicho cuadro se muestra también el peaje secundario de las líneas principales del SICN. Cuadro Nº 10 Peaje del Sistema de Transmisión Principal Sistema Interconectado Centro - Norte Costo Total Anual Millón US$ 17.319 Ingreso Tarifario Esperado Millón US$ -3.354 Peaje Millón US$ 20.673 Máxima demanda MW 1778 Peaje Unitario US$/kW-año 11.627 Cuadro Nº 9 FACTOR DE PENALIZACION Sistema Interconectado Centro-Norte Subestación Factor Potencia Energía (Base Trujillo) (Base Sta. Rosa) Piura Oeste 1.0337 1.1394 Chiclayo Oeste 1.0164 1.1233 Guadalupe 1.0131 1.1241 Trujillo Norte 1.0000 1.1172 Chimbote 1 0.9519 1.0711 Paramonga Nueva 0.9225 1.0270 Zapallal 0.9034 0.9937 Ventanilla 0.9061 0.9955 Chavarría 0.9122 1.0000 Santa Rosa 0.9122 1.0000 San Juan 0.9122 1.0000 ElectroLima San Juan 0.9122 1.0000 ElectroPerú

Independencia 0.8861 0.9597 Ica 0.8958 0.9689 Marcona 0.9089 0.9834 Huancavelica 0.8542 0.9326 Mantaro 0.8415 0.9217 Pachachaca 0.8788 0.9628 Huayucachi 0.8600 0.9415 Paragsha 0.8414 0.8983 Huanuco 0.8497 0.9063 Tingo María 0.8535 0.9100 Cañón del Pato 0.9021 1.0246 Callahuanca 0.8889 0.9750 C. Tarifas en Barra Como punto de referencia de aplicación del precio básico de la energía en el caso del SICN se adoptó 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 instalados. Para el precio básico de la potencia se adoptó como barra de referencia la subestación Trujillo 220 kv, por ser 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 en el caso del SICN se han aplicado los factores de penalización calculados para el año 1994. Los peajes secundarios se calcularon para incorporarse a las barras publicadas en las subestaciones 220 kv existentes al norte de Chiclayo y al sur de Independencia. Dado que su valor calculado era superior al 50% del costo marginal de la potencia en la barra de aplicación, se optó por incluir los peajes en el precio de la energía expresado por kwh. 1. Tarifas Marginales. Las tarifas marginales de Potencia y Energía por barra obtenidas expandiendo los respectivos precios básicos con los Factores de Penalización de cada Barra del sistema se muestran en el cuadro Nº 11. Cuadro Nº 11 TARIFAS MARGINALES Sistema Interconectado Centro-Norte Barra Potencia Precios de Energía:ctv. US$/kWh US$/kWmes Punta F. Punta Total Piura Oeste 5.92 5.30 2.65 3.28 Chiclayo Oeste 5.82 5.22 2.61 3.24 Guadalupe 5.80 5.23 2.61 3.24 Trujillo Norte 5.73 5.20 2.60 3.22 Chimbote 1 5.45 4.98 2.49 3.09 Paramonga Nueva 5.29 4.78 2.39 2.96

Zapallal 5.18 4.62 2.31 2.86 Ventanilla 5.19 4.63 2.31 2.87 Chavarría 5.23 4.65 2.32 2.88 Santa Rosa 5.23 4.65 2.32 2.88 San Juan ElectroLima 5.23 4.65 2.32 2.88 San Juan ElectroPerú 5.23 4.65 2.32 2.88 Independencia 5.08 4.46 2.23 2.77 Ica 5.13 4.51 2.25 2.79 Marcona 5.21 4.57 2.29 2.83 Huancavelica 4.89 4.34 2.17 2.69 Mantaro 4.82 4.29 2.14 2.66 Pachachaca 5.04 4.48 2.24 2.78 Huayucachi 4.93 4.38 2.19 2.71 Paragsha 4.82 4.18 2.09 2.59 Huanuco 4.87 4.21 2.11 2.61 Tingo María 4.89 4.23 2.12 2.62 Cañón del Pato 5.17 4.76 2.38 2.95 Callahuanca 5.09 4.53 2.27 2.81 2. Tarifas en Barra Las tarifas en barra que incluyen el correspondiente cargo por peaje principal y secundario, se muestra en el cuadro Nº 12 muestra el valor del peaje secundario solo para fines referenciales; como se ha dicho, este valor ya está incluido en los precios de barra de las columnas anteriores Cuadro Nº 12 PRECIO DE BARRA Y PEAJE SECUNDARIO Sistema Interconectado Centro-Norte Barra Potencia Precios de Energía:ctv. US$/kWh Peaje US$/kW-mes Punta F. Punta Total Secundario ctv. US$/kWh Piura Oeste 6.84 5.30 2.65 3.28 0.84 Chiclayo Oeste 6.74 5.22 2.61 3.24 Guadalupe 6.72 5.23 2.61 3.24 Trujillo Norte 6.65 5.20 2.60 3.22 Chimbote 1 6.37 4.98 2.49 3.09 Paramonga Nueva 6.20 4.78 2.39 2.96 Zapallal 6.10 4.62 2.31 2.86 Ventanilla 6.11 4.63 2.31 2.87 Chavarría 6.15 4.65 2.32 2.88 Santa Rosa 6.15 4.65 2.32 2.88 San Juan ElectroLima 6.15 4.65 2.32 2.88

San Juan ElectroPerú 6.15 4.65 2.32 2.88 Independencia 6.00 4.46 2.23 2.77 Ica 6.05 4.51 2.25 2.79 0.29 Marcona 6.13 4.57 2.29 2.83 0.77 IV Sistemas del Sur 1. Procedimientos a) Energía Los Sistemas del Sur Este (Cuzco, Puno y Apurimac) y Sur Oeste (Arequipa, Moquegua y Tacna) operan actualmente en forma aislada. Su interconexión se prevé para 1996, cuando entre en operación la línea Tintaya-Socabaya que dará origen al Sistema Interconectado del Sur. El cálculo de los costos marginales, en este caso, se realizó, para el sistema de generación económicamente adaptado, esto considera la presencia de la interconexión a través de la línea Tintaya-Socabaya. El costo marginal de la energía se determinó con el modelo SISERPERU. Este modelo de optimización efectúa el despacho hidrotérmico de un sistema de tres barras de referencia y sus respectivas líneas de interconexión. La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques y para cada barra de referencia. El autoproductor Southern Perú fue excluido del análisis. b) Potencia Como unidad de punta más adecuada, para suministrar potencia en el caso de los sistemas del Sur Este y Sur Oeste, se adoptó un grupo Diesel de velocidad media. El factor "margen de reserva teórico" elegido en este caso fue 1,178; el mismo resultó de considerar una reserva teórica de 15,1% en el sistema de generación (1/(1-0,151)). 2. Aplicación y Resultados a) Previsión de la Demanda La demanda considerada en los casos de los sistemas Sur Este y Sur Oeste se encuentra resumida en el cuadro Nº 13. Esta, conserva la tasa de crecimiento fijada en el Plan Referencial 1993 para el consumo de la región, pero no ha sido corregida en nivel, para tomar en cuenta el crecimiento real registrado durante 1993. Los datos de la demanda se presentan en dos bloques; el primer bloque corresponde a los años 1994-1995, cuando los sistemas Sur Este y Sur Oeste se mantienen separados, en cada uno de ellos puede identificarse la demanda en las 3 barras que se indican; el segundo bloque, de 1996 en adelante, corresponde a la integración de los sistemas a través de la línea Tintaya-Socabaya, para constituir el Sistema Interconectado del Sur (SISUR). En ambos bloques es excluye la demanda y oferta de la empresa minera autoproductora Southern Perú. En la barra Cusco se aprecia una contracción de la demanda en el año 1996 este hecho se debe a la disminución del consumo de energía eléctrica prevista en Industrial Cachimayo S.A. b) Programa de Obras Como oferta hidráulica de generación, se prevé la construcción de la presa de regulación horaria del Puente Cincel, la cual incrementará la capacidad de generación en horas de

punta de la C.H. Charcani V (1996); y, el embalse estacional de Sibinacocha, que incrementará la capacidad de la C.H. Machupicchu en estiaje (1997). El programa completo de obras de generación y transmisión, considerado para el período de análisis se muestra en el cuadro Nº 14. Este difiere del programa presentado en el estudio del COES-SUR únicamente en la postergación del ingreso de la Central de Calana, cuya fecha más probable de ingreso, dado el estado actual del proyecto, sería enero 1996. Cuadro Nº 13 Proyección de la Demanda Sistema Interconectado Sur Barra 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 SISTEMA SUR ESTE Cusco MW GWh Tintaya Juliaca MW GWh MW GWh SISTEMA SUR OESTE Socabaya MW GWh 52 283 22 115 25 105 113 622 56 306 22 117 28 114 116 641 Toquepala MW 22 22 GWh 121 124 Tacna MW 19 20 GWh 102 105 SISTEMA INTERCONECTADO SUR Cusco MW 56 61 62 65 68 GWh 270 330 338 350 364 Tintay MW 58 59 64 70 76 GWh 265 269 301 333 356 Arequipa MW 167 175 182 190 198 GWh 930 970 1011 1054 1100

Cuadro Nº 14 PROYECTOS DE GENERACION Sistema Interconectado Sur Proyecto Potencia (MW) Fecha Operación Descripción CT Chilina 8 julio 1994 Repotenciamiento turbo vapor III CH Charcani III 2 julio 1994 Repotenciamiento grupo Nº 2 CH Charcani IV 4 julio 1994 Repotenciamiento grupo Nº 3 CT Bellavista 3.5 julio 1994 Repotenciamiento grupos Nº 4 y 5 CT Taprachi 4 enero 1995 Repotenciamiento grupos Nº 3 y 4 CH Charcani VI 1.67 julio 1995 Repotenciamiento grupo Nº 1 CT Calana 18 enero 1996 Proyecto para licitarse Presa Puente Cincel Embalse Sibinacocha 75 enero 1996 Proyecto para licitarse Incremento cap generac en punta de Charcani Y 20 enero 1997 Proyecto para licitarse Incrementa produc de 45 GWh en estiaje de Machupicchu PROYECTO DE TRANSMISION Sistema Interconectado Sur Proyecto Tensión (Kv) Longitud (Km) Fecha Operación LT Cusco-Abancay 138 96 enero 1995 LT Tintaya- Socabaya 138 202 enero 1996 Sobre el sistema de transmisión debe tenerse presente que se considera la conveniencia de una línea de 138 kv entre Aricota y Tacna para resolver la limitación del flujo de energía hacia Tacna; esta obra está comprendida entre las líneas de transmisión económicamente adaptado. c) Costos Variables de Operación Con relación a los costos variables de operación, en el cuadro Nº 15 se muestra el precio utilizado para el combustible de las plantas, el mismo se ha obtenido a partir de los precios locales adicionando el costo de transporte hasta la correspondiente central de generación. 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 16.

Cuadro Nº 15 PRECIO BASE DE COMBUSTIBLE Sistemas Sur Este y Sur Oeste Combustible Precio de Paridad S/./Gln. US$/Gln US$/Barril US$/Ton Densidad Kg/Gln Diesel 2 1.454 0.670 28.140 206.81 3.248 Residual 0.694 0.320 13.440 88.594 3.612 Precios Locales de Combustible LUGAR Diesel (US$/Ton) Residual (US$/Ton) Flete Base Total Flete Base Total Chilina 7.094 206.281 213.375 6.379 88.594 94.973 Cerro Verde 7.094 206.281 213.375 Tacna 8.513 206.281 214.794 7.017 88.594 95.611 Ilo 7.094 206.281 213.375 Dolorespata 7.094 247.537 254.631 Bellavista 7.094 235.160 242.254 Taparachi 7.094 235.160 242.254 Tintaya 22.559 206.281 228.840 Descripción Combustible Costo de Combustible Cuadro Nº 16 COSTO VARIABLE DE OPERACION Y MANTENIMIENTO (US $/Ton) Sistema Interconectado Sur Consumo Específico (KG/KWh) COSTO VARIABLE Combustible No Combustible TOTAL (Mills/KWh) (Mills/KWh) (Mills/KWh) Dolorespata Diesel 254.6 0.284 72.3 6.0 78.3 Tintaya Diesel 228.8 0.284 65.0 6.0 71.0 Taparachi (Juliaca) -Reparación GD grupo 3 y 4 Bellavista (Puno) -Reparación GD grupo 4 y 5 Chilina GD (Arequipa) Chilina Ciclo Combinado Chilina TV -Reparación turbovapor Diesel Diesel Diesel Diesel 242.3 242.3 242.3 242.3 0.278 0.278 0.248 0.248 67.3 67.3 60.1 60.1 6.0 6.0 6.0 6.0 73.3 73.3 66.1 66.1 Residual 95.0 0.228 21.7 8.0 29.7 Diesel 213.4 0.271 57.8 3.0 60.8 Residual Residual 95.0 95.0 0.474 0.421 Cerro Verde TG Diesel 213.4 0.340 72.5 5.0 77.5 Cerro Verde GD Diesel 213.4 0.269 57.4 6.0 63.4 Para (Tacna) Diesel 214.8 0.248 53.3 6.0 59.3 Calana (Tacna) Residual 95.6 0.215 20.6 8.0 28.6 45.0 40.0 7.0 7.0 52.0 47.0

d) Costo de Racionamiento (Falla) El costo de racionamiento para los sistemas del sur fue calculado en el Estudio "Programa de Garantía Tarifaria". Para tal efecto se consideró el costo de autoabastecimiento de energía y se obtuvieron los resultados que se detallan en el cuadro Nº 17. NODO Cuadro Nº 17 COSTO DE FALLA Ctv US $/Kwh Cusco 17.25 Tintaya 17.25 Juliaca 17.25 Socabaya 15.69 Toquepala 14.24 Tacna 14.24 e) Precios Básicos (1) Potencia Como planta de desarrollo de punta del Sistema Sur se consideró un generador diesel de 5,5 Mw de potencia y de velocidad media. El precio básico de potencia considera el costo de estas plantas colocados en las zonas de mayor riesgo de suministro, que corresponde a los extremos de los sistemas y en donde se localizan las barras de referencia. Para el Sistema Sur Este se eligió como referencia la barra de Juliaca y para el caso del Sur Oeste la barra de Tacna. La anualidad de la inversión en potencia, obtenido en esta fijación tarifaria para las barras de referencia, es igual a la obtenida en la fijación tarifaria de noviembre de 1993 y coincide con el valor propuesto por el COES-SUR en su informe del 15 de marzo de 1994. Los resultados del precio básico de potencia se muestran en los cuadros Nºs 18 y 19 Cuadro Nº 18 PLANTA MARGINAL DE POTENCIA DE PUNTA Sistema Interconectado Sur Este (5.5 MW) Resumen de Costos Tasa Anual 12.0% Turbogenerador Años de vida útil. Anualidad del Turbogenerador Conexión Años de vida útil. Anualidad de Conexión 25 30 Inversión Miles $ 2,135.38 365.06 Anualidad Miles $-año 272.26 45.32 Total anualidad TG+Conexión 317.58

Costo fijo de Operación y Mantenimiento Turbogenerador Conexión 4.0% 1.5% 64.63 2.10 TOTAL 2,500.43 384.30 Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $kw-año 82.20 Cuadro Nº 19 PLANTA MARGINAL DE POTENCIA DE PUNTA Sistema Interconectado Sur Oeste (5.5 MW) Resumen de Costos Inversión Anualidad Tasa Anual 12.0% Turbogenerador Años de vida útil. Anualidad del Turbogenerador Conexión Años de vida útil. Anualidad del Conexión 25 30 Miles $ 1973.13 366.00 Miles $-año 251.57 45.44 Total anualidad TG+Conexión 297.01 Costo fijo de Operación y Mantenimiento Turbogenerador Conexión 4.0% 1.5% 60.23 2.10 TOTAL 2,339.12 359.33 Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $kw-año 76.86 (2) Energía El precio básico de energía se determinó con el modelo de despacho hidro - térmico SISPERU, se efectuó el análisis del período 1994-1998. La Comisión de Tarifas Eléctricas ha determinado como año de adaptación económica del parque generador del SISUR sería el año 1996; en concordancia con este resultado se eligió como precio básico de energía para el SISUR el correspondiente a Mayo de 1996. Los valores resultantes se muestran en el cuadro Nº 20: Cuadro Nº 20 Precio Básico de Energía (Mils US$/Kwh) PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA (Mills US$/kWh) NODO PUNTA F. PUNTA TOTAL CUSCO 31.91 15.95 20.32 TINTAYA 39.05 22.84 27.61 AREQUIPA 44.54 22.21 28.06

B. Peajes por Transmisión 1. Alcance del Sistema de Transmisión Los componentes considerados dentro del sistema de transmisión fueron los que se indican en el cuadro Nº 21. Sistemas Sur Este y Sur OesteDe Subestación Machupicchu Cachimayo Cuadro Nº 21 SISTEMA DE TRANSMISION A Subestación Cachimayo 20 MVAr capac Dolorespata 10 MVAr capac Tensión KV Longitud KM SISTEMA 138 78.5 Secundario 138 13.5 Secundario Dolorespata Quencoro 138.0 8.3 Secundario Quencoro Combapata 138.0 88.0 Secundario Combapata Tintaya SVC 25 MVAr 138.0 99.0 Secundario Tintaya Ayaviri 138.0 82.5 Secundario Ayaviri Azángaro 138.0 42.4 Secundario Azángaro Juliaca 5 MVAr reactor 15 MVAr capac 138.0 78.2 Secundario TINTAYA SOCABAYA 138.0 202.0 Principal (*) Socabaya Toquepala 138.0 146.0 Secundario Toquepala Aricota II 138.0 35.0 Secundario Aricota I Aricota II 66.0 5.8 Secundario Aricota II Tomasiri 66.0 53.8 Secundario Tomasiri Tacna 66.0 40.0 Secundario NOTA: (*) Línea de interconexión SISO-SISE proyectada para 1996 2. Costo Anual del Sistema de Transmisión Sur La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (AVNR) y los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM), para el sistema de transmisión del Sur, se resumen en el cuadro Nº 22; en él se incluye una componente para tomar en cuenta los costos de seguridad de las instalaciones. Cuadro Nº 22 VNR SISTEMA DE TRANSMISION Sistemas Sur Este y Sur Oeste De A AVNR COyM Seguridad TOTAL Subestación Subestación KUS$/AÑO KUS$/AÑO KUS$/AÑO KUS$/AÑO Machupicchu Cachimayo 1296.5 156.7 172.7 1625.9 20 MVAr capac 203.7 24.6 228.3 Cachimayo Dolorespata 223.0 26.9 29.7 279.6 10 MVAr capac 96.5 11.7 108.2

Dolorespata Quencoro 361.0 43.6 18.3 423.0 Quencoro Combapata 587.8 71.0 193.6 852.4 Combapata Tintaya SVC 25 MVAr 1073.7 227.5 129.7 27.5 217.8 1421.2 255.0 Tintaya Ayaviri 555.0 67.1 181.5 803.6 Ayaviri Azángaro 380.9 46.0 93.3 520.2 Azángaro Juliaca 5 MVAr reactor 15 MVAr capac 529.5 53.7 144.8 64.0 6.5 17.5 172.0 765.4 60.2 162.3 Socabaya Toquepala 997.1 120.5 321.2 1438.7 Toquepala Aricota 138 278.4 33.6 77.0 389.1 Aricota 138 Aricota 66 163.7 19.8 183.5 Aricota 66 Tomasiri 470.4 56.8 118.4 645.6 Tomasiri Tacna 331.0 40.0 88.0 458.9 SUMA TOTAL 7974.1 963.5 1683.5 10621.1 3. Factores de Penalización Los factores de penalización de potencia y energía para los sistemas del sur se determinaron para el año 1996 en condiciones de operación promedio de las centrales hidráulicas. El cuadro Nº 23 muestra los resultados: Cuadro Nº 23 FACTOR DE PENALIZACION Sistema Interconectado Sur Barra FACTOR Potencia Energía Machupicchu 138 0.7662 0.673 Cachimayo 138 0.8115 0.715 Dolorespata 138 0.8189 0.722 Quencoro 138 0.8199 0.724 Combapata 138 0.8657 0.919 Tintaya 138 0.9040 0.984 Ayaviri 138 0.9450 1.014 Azángaro 138 0.9649 1.028 Juliaca 138 1.0000 1.053 Socabaya 138 0.9623 1.0000 Montalvo 138 0.9738 1.011 Toquepala 138 0.9784 1.015 Aricota II 138 0.9746 1.014 Aricota II 66 0.9746 1.014

4. Peaje Secundario Tomasiri 66 0.9786 1.017 Tacna 66 1.0000 1.043 En la actualidad los subsistemas de transmisión del Sur Este y Sur Oeste pertenecen por completo a la categoría de sistemas secundarios; en consecuencia, para ellos no existe el ingreso por peaje de conexión; la remuneración por el sistema de transmisión en el sur es pagada en su totalidad a base de peajes secundarios. El peaje secundario en los sistemas del Sur se ha calculado para las condiciones de operación de 1994 y está mostrado en el cuadro Nº 24, el resultado final se resume en la última columna en la forma de un costo equivalente de energía. C. Tarifas en Barra En el caso del Sistema Sur Oeste se adoptó como punto de aplicación del precio básico de la energía, la barra de la subestación Socabaya; para la potencia se adoptó como referencia la subestación Tacna. Para definir el punto de aplicación de los precios básicos de energía en el sistema Sur Este, se tuvo en consideración que una vez interconectado con el sistema Sur Oeste la principal barra del nuevo sistema sería Socabaya. Se eligió la barra de Tintaya por ser la más cercana a Socabaya. para el precio básico de potencia se eligió la barra Juliaca. Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras se han aplicado los factores de penalización calculados para el año 1996, año en el que se considera que el sistema está económicamente adaptado. En relación con los precios de barra de la potencia de punta, en el Sur se ha calculado un precio diferente en cada uno de los dos sistemas, aplicándose a cada una de las barras de referencia de potencia (Tacna y Juliaca). Este precio básico de la potencia fue referido a las barras restantes mediante los factores de penalización de potencia de punta, calculados para el año de adaptación (1996). En el caso de los sistemas Sur Este y Sur Oeste, los peajes secundarios se aplicaron a las barras que estaban situadas más allá del punto de aplicación de los precios básicos, en el sentido del flujo predominante de las líneas. Así, en el Sistema Sur Este se incorporó el peaje secundario de los tramos de la línea Quencoro-Juliaca para obtener los precios de barra en las subestaciones ubicadas en sus extremos; de esta forma no se incluyó l peaje secundario de la línea Machupicchu- Quencoro, por corresponder al sistema secundario de la central Machupicchu. En el Sistema Sur Oeste se agregó el peaje secundario de los diferentes tramos de la línea entre Socabaya y Tacna para obtener los precios de barra de las subestaciones intermedias. El peaje secundario en potencia de estos sistemas se transformó en peaje equivalente en energía aplicándose un factor de carga de 0,65. 1. Tarifas Marginales Las tarifas marginales de potencia y energía obtenidas expandiendo los respectivos precios básicos, de las tres barras de referencia, con los factores de penalización de cada barra del sistema son las que se muestran en el cuadro Nº 25. 2. Tarifas en Barra En el cuadro Nº 26 se muestran los detalles de las tarifas en barra y el correspondiente peaje secundario. Los precios en barra ya incluyen el correspondiente peaje secundario.

Cuadro Nº 24 PEAJE SECUNDARIO Sistema Interconectado Sur Subestación TOTAL Potencia Energía Ingreso Tarifario Peaje De Salida De Llegada KUS$/AÑ O Inyectada MW Retirada MW Inyectada MWH Retirada MWH Potencia KUS$/Año Energía KUS$/Año Total KUS$/Año Unit. Pot. US$/KW-Año Unit. Ener. Mils$/Kwh Sistema Sur Este Meachupicchu Cachimayo 1,626 821 80.0 583,369 570,742 166.9 197.5 1,261 11.4 2.00 20 MVAr capac 228 228 2.1 0.36 Cachimayo Dolorespata 280 66.1 65.7 389,943 388,161 17.0 18.1 245 2.2 0.39 10 MVAr capac 108 108 1.0 0.17 Dolorespata Quencoro 423 12.3 12.2 31,918 31,810 0.0 0.0 423 3.8 0.67 Quencoro Combapata 852 40.8 39.6 255,897 249,551 64.3 667.4 121 1.1 0.19 Combapata Tintaya 1,421 33.1 32.1 222,258 217,024 31.3 117.2 1273 11.5 2.02 SVC 25 MVAr 255 255 2.3 0.41 Tintaya Ayaviri 804 18.7 18.4 98,440 97,524 46.0 30.1 727 28.5 5.01 Ayaviri Azángaro 520 17.2 17.1 92,419 92,092 21.1 14.2 485 19.0 3.34 Azángaro Juliaca 765 16.5 16.3 89,451 88,921 35.1 23.5 707 27.7 4.87 5 MVAr reactor 60 60 2.4 0.41 15 MVAr capac 162 162 6.4 1.12 Sistema Sur Oeste Socabaya Moquegua 1,027 24.6 24.4 126,334 125,230 3.3 0.0 1,024 9.3 1.63 Moquegua Toquepala 411 24.4 24.1 125,243 124,074-7.6 0.0 419 3.8 0.67 Toquepala Aricota 138 389 2.3 2.3-11,446-11,514-0.8 0.0 390 15.3 2.69 Aricota 138 Aricota 66 184 2.3 2.3-11,480-11,480 0.0 0.0 184 7.2 1.26 Aricota 66 Tomasiri 646 17.2 16.2 95,701 91,669-71.9 0.0 717 28.1 4.94 Tomasiri Tacna 459 15.6 15.0 89,085 86,629-19.6 0.0 479 18.8 3.30 TOTAL 10,621 2,177,131 2,140,433 285.2 1068.0 9,268 201.9 Cuadro Nº 25 TARIFAS MARGINALES Sistema Interconectado Sur Barra Potencia Precios de Energía:ctv. US$/kWh US$/kW-mes Punta F. Punta Total Machupicchu 138 62.98 2.96 1.48 1.89 Cachimayo 138 66.70 3.15 1.58 2.01 Dolorespata 138 67.31 3.18 1.59 2.03 Quencoro 138 67.40 3.19 1.60 2.03 Combapata 138 71.16 3.98 1.99 2.58 Tintaya 138 74.31 3.90 2.28 2.76 Ayaviri 138 77.68 4.40 2.20 2.85 Azángaro 138 79.31 4.46 2.23 2.89 Juliaca 138 82.20 4.57 2.28 2.96 Socabaya 138 73.96 4.45 2.22 2.81 Montalvo 138 74.85 4.48 2.25 2.84

Toquepala 138 75.20 4.49 2.27 2.85 Aricota II 138 74.91 4.46 2.27 2.84 Aricota II 66 74.91 4.46 2.27 2.84 Tomasiri 66 75.21 4.48 2.28 2.85 Tacna 66 76.86 4.54 2.35 2.93 Barra Cuadro Nº 26 PRECIO DE BARRA Y PEAJE SECUNDARIO Potencia US$/kW-mes Sistema Interconectado Sur Precios de Energía:ctv. US$/kWh Punta F. Punta Total Machupicchu 138 4.98 2.96 1.48 1.89 Cachimayo 138 5.27 3.15 1.58 2.01 Dolorespata 138 5.32 3.18 1.59 2.03 Quencoro 138 5.33 3.19 1.60 2.03 Peaje Secundario ctv. US$/kWh Combapata 138 5.63 3.98 1.99 2.60 0.02 Tintaya 138 5.88 3.90 2.28 3.02 0.26 Ayaviri 138 6.14 4.40 2.20 3.61 0.76 Azángaro 138 6.27 4.46 2.23 3.98 1.10 Juliaca 138 6.50 4.57 2.28 4.69 1.74 Socabaya 138 5.85 4.45 2.22 2.81 Montalvo 138 5.92 4.48 2.25 3.00 0.16 Toquepala 138 5.95 4.49 2.27 3.08 0.23 Aricota II 138 5.92 4.46 2.27 3.34 0.50 Aricota II 66 5.92 4.46 2.27 3.47 0.62 Tomasiri 66 5.95 4.48 2.28 3.97 1.12 Tacna 66 6.08 4.54 2.35 4.37 1.45 V. Sistemas Aislados Los costos marginales de potencia y energía, para los Sistemas Aislados, se establecieron bajo la consideración que en plazos muy breves se pueden efectuar adaptaciones del parque generador que respondan a una optimización de los diversos tipos de unidades a instalar. Los sistemas aislados de generación termoeléctrica se dividieron en dos categorías: (i) Sistemas con una potencia instalada superior a 12 MW y (ii) Sistemas de menos de 12 MW: Los sistemas de generación hidroeléctrica se asimilaron a los sistemas térmicos mayores de 12 MW. El análisis se realizó mediante hojas de cálculo especialmente desarrolladas para este fin y modelos de optimización de parque generador térmico (Mínimo costo total). Para el análisis de los sistemas aislados típicos se investigaron los siguientes sistemas eléctricos del país: Sistema Eléctrico Iquitos Sistema Eléctrico Tumbes Sistema Eléctrico Tarapoto