PROCEDIMIENTO Y CÁLCULO DE LA TARIFA EN BARRA · Nacional (SINAC), el cual ha sido constituido por...

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA* AV. CANADA N ° 1460 - SAN BORJA( 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe GART/GT N° 040-2001

PROCEDIMIENTO Y CÁLCULODE LA TARIFA EN BARRA

Fijación de Tarifas Mayo 2001

Lima, 28 de junio del año 2001

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PROCEDIMIENTO Y CÁLCULO DE LA TARIFA EN BARRA - FIJACIÓN MAYO 2001 Página 2

CONTENIDO1. INTRODUCCIÓN...................................................................................................................................................3

2. PRECIOS BÁSICOS..............................................................................................................................................6

2.1 PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO ..............................................................................................................................62.1.1 Precio Básico de la Energía ........................................................................................................................62.1.2 Precio Básico de la Potencia de Punta......................................................................................................7

2.2 PREMISAS Y RESULTADOS........................................................................................................................................72.2.1 Previsión de Demanda.................................................................................................................................72.2.2 Programa de Obras .......................................................................................................................................82.2.3 Costos Variables de Operación (CVT)....................................................................................................122.2.4 Costo de Racionamiento............................................................................................................................172.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía....................................................................................................17

3. CARGOS POR TRANSMISIÓN......................................................................................................................20

3.1 SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN (SPT)......................................................................................................203.1.1 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR).........................................................................................................21

3.1.1.1 Etecen y Etesur .............................................................................................................................223.1.1.2 TransMantaro y Redesur................................................................................................................223.1.1.3 Aguaytía Energy ............................................................................................................................233.1.1.4 Electroperú y Egemsa.....................................................................................................................23

3.1.2 Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión (COyM).................253.1.2.1 Etecen y Etesur ..............................................................................................................................253.1.2.2 Aguaytía Energy ............................................................................................................................253.1.2.3 TransMantaro y Redesur................................................................................................................263.1.2.4 Electroperú y Egemsa.....................................................................................................................26

3.1.3 Factores de Pérdidas ..................................................................................................................................273.1.4 Ingreso Tarifario .........................................................................................................................................293.1.5 Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión...................................................................29

3.1.5.1 Liquidación de contratos BOOT....................................................................................................293.1.5.2 Liquidación de TransMantaro........................................................................................................303.1.5.3 Liquidación Anual de Redesur.......................................................................................................30

3.1.6 Peaje por Conexión ....................................................................................................................................313.2 SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN (SST) .................................................................................................31

3.2.1 Descripción de Instalaciones Secundarias de Interés...........................................................................323.2.1.1 Instalaciones del SPT que pasan a formar parte del SST...............................................................333.2.1.2 Otras Instalaciones del SST ...........................................................................................................33

3.2.2 Costo Medio Eficiente de las Instalaciones Secundarias.....................................................................343.2.3 Peajes y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Generación / Demanda..........................34

3.2.3.1 Instalaciones Secundarias de Generación/Demanda......................................................................343.2.3.2 Peaje Común por la Instalaciones de Generación/Demanda..........................................................363.2.3.3 Compensaciones por el Sistema Secundario de Generación / Demanda .......................................37

3.2.4 Peaje Secundario Equivalente en Energía ..............................................................................................373.2.5 Peajes Secundarios para Lima Norte y Lima Sur..................................................................................383.2.6 Peajes Secundarios para Provincias.........................................................................................................39

4. TARIFAS EN BARRA.........................................................................................................................................40

4.1 TARIFAS TEÓRICAS..................................................................................................................................................404.2 COMPARACIÓN CON EL PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE LOS CLIENTES LIBRES.....................................42

4.2.1 Tarifas en Barra...........................................................................................................................................43

5. CENTRO DE CONTROL DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN.................................46

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1. Introducción

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de lasleyes1 relacionadas con la obligación del Organismo Supervisor de laInversión en Energía - OSINERG que disponen se de a conocerperiódicamente al Sector los procedimientos utilizados en la determinación delas tarifas. En este sentido, resume las premisas, cálculos y resultadosobtenidos para fijar las Tarifas en Barra del período mayo - octubre 2001, lascuales han sido establecidas por la Resolución N° 006-2001 P/CTE, publicadael 12 de abril del año 2001, y sus modificatorias.2

Para la obtención de los resultados que se presentan más adelante, elOSINERG ha seguido el procedimiento administrativo establecido por ley,que se inicia con la presentación de la propuesta tarifaria sometida por elComité de Operación Económica del Sistema (COES) y que culmina con laresolución del OSINERG respecto a los recursos de reconsideracióninterpuestos por los administrados. A lo largo del proceso el OSINERG haatendido el mandato constitucional contenido en el Artículo 139°, numeral 3de la Carta Magna, habiendo observado el debido proceso asegurando a losadministrados el derecho a su justa defensa al poner a su disposición losmedios necesarios y suficientes para ejercitarla.

En relación con los aspectos técnicos, debe indicarse que a partir de lapresente regulación de precios se considera un solo Sistema InterconectadoNacional (SINAC), el cual ha sido constituido por la unión de los SistemasInterconectados Centro-Norte y Sur mediante la línea de transmisión a 220 kVMantaro-Socabaya.

El Sistema Interconectado Nacional (SINAC) se extiende desde Tacna por elsur hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte de ciudades del país.

Para el presente período de regulación se destaca:

1 Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, el

Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aprobado por Decreto SupremoN° 054-2001-PCM y sus modificatorias; Artículo 81° del Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, yArtículo 162° de su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM y sus modificatorias

2 Resoluciones OSINERG N° 0852-2001-OS/CD y OSINERG N°1087-2001-OS/CD

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1. La incorporación de nuevas instalaciones como parte del Sistema Principalde Transmisión y el retiro de otras.

2. El reingreso al servicio de la central Machupicchu con 90 MW en elsegundo trimestre del año 2001.

3. La inclusión de las primeras unidades que utilizarán el gas natural deCamisea en el cuarto trimestre del año 2004.

4. La utilización de un nuevo modelo multinodal y multiembalse (PERSEO)para la determinación de los costos marginales de energía.

Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley de ConcesionesEléctricas y Artículos 125º y 126º de su Reglamento3, están constituidos porlos precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de lascuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas.

Cabe señalar que los precios básicos de la potencia y la energía en la barraLima, aprobados por el OSINERG representan en promedio una reducción de2,5% con respecto a los precios vigentes al momento de entrar en vigencia laregulación semestral (1 de mayo 2001); para estos mismos precios el COEShabía propuesto incrementos del orden de 17,0% y 29,8% respectivamente,valores que fueron posteriormente corregidos por el mismo COES aincrementos de 15,8% para la potencia y 19,3% para la energía, en respuesta alas observaciones efectuadas por la entonces Comisión de Tarifas de Energía asu propuesta inicial.

El precio básico de la energía se determinó utilizando el modelo matemáticode optimización y simulación de la operación de sistemas eléctricos: PERSEO.El precio básico de la potencia corresponde a los costos unitarios de inversióny costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrarpotencia de punta, incluida la conexión al sistema de transmisión.

Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales deenergía los cargos por la transmisión involucrada. El cargo por transmisión delos sistemas principales se calculó aplicando el método establecido en la Ley,que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad ycomplementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costomedio del sistema de transmisión y el costo marginal.

Los precios (teóricos) determinados a través del modelo de optimización ysimulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuestopor el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La informaciónde clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras ydistribuidoras. Para este fin se ha tenido en cuenta además lo dispuesto por elReglamento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen deLibertad de Precios, aprobado mediante Decreto Supremo N° 017-2000-EM,del 18 de setiembre del año 2000.

Para la regulación de precios de la transmisión se ha efectuado la revisióncompleta del comportamiento del SINAC a fin de establecer la configuración

3 En este Informe los términos “Ley” y “Reglamento” se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. N° 25844) y a su

Reglamento (D.S. N° 009-93-EM) respectivamente.

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del Sistema Principal de Transmisión (SPT). Como resultado se ha modificadoel SPT mediante la incorporación de unas instalaciones y el retiro de otras.

Asimismo, de acuerdo con el mandato del Artículo 139° del Reglamento, parala presente regulación se han determinado los cargos en la transmisiónsecundaria. Finalmente, se ha efectuado la revisión de los costos de lasinstalaciones y de la operación y mantenimiento del Centro de Control areconocer para la supervisión y control del Sistema Principal de Transmisión.

En lo que respecta a los sistemas aislados, para la presente regulación se prevémantener las tarifas vigentes de todos ellos, debidamente actualizadas.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultadosobtenidos del proceso de determinación de las tarifas en barra para el períodomayo - octubre 2001.

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2. Precios Básicos

2.1 Procedimientos de CálculoEsta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados parael cálculo de los precios básicos en el SINAC.

2.1.1 Precio Básico de la EnergíaEl precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginalesesperados en el sistema de generación para los 48 meses del período deanálisis de acuerdo con lo establecido en los Artículos 47° al 50° de la Ley deConcesiones Eléctricas.

Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SINAC, seutilizó el modelo PERSEO. Este modelo de despacho de energía multinodal,permite calcular los costos marginales optimizando la operación del sistemahidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utilizaprogramación lineal para determinar la estrategia óptima de operación antediferentes escenarios de hidrología. Los costos marginales se determinan comoel promedio de las variables duales asociadas a la restricción de cobertura dela demanda para cada uno de los escenarios hidrológicos. El modelo fueutilizado con datos de hidrología de un período de 35 años (1965-1999) y lademanda esperada hasta el año 2005.

La representación de la demanda del sistema se realizó para cada barra endiagramas de carga mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 mesesdel período de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados secalcularon para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media ybase). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de laenergía se resumió en sólo dos períodos: punta y fuera de punta, para elperíodo fuera de punta se consideraron los bloques de media y base.

En el caso del mantenimiento de las centrales se ha considerado el programapropuesto por el COES; sin embargo, se ha identificado la necesidadrecomienda efectuar estudios para la revisión de los programas de largo plazo

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(2002-2005) a fin de verificar los requerimientos estándar planteados por elCOES.

El modelo PERSEO está constituido por un programa (escrito en FORTRANy C) que permite construir las restricciones que definen un problema deprogramación lineal. El problema de optimización es resuelto empleando elprograma CPLEX. Las salidas del optimizador lineal son luego recogidas porprogramas de hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráfico delos resultados. La herramienta PERSEO está diseñada de tal modo que elusuario puede intervenir para investigar si las restricciones de programaciónlineal que definen su sistema están correctamente construidas.

2.1.2 Precio Básico de la Potencia de Punta

El precio básico de la potencia se determinó a partir de considerar una unidadturbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento dela demanda durante las horas de máxima demanda anual. El precio básicocorresponde a la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos loscostos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual,y considerando los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de launidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema (Resolución N°019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000).

2.2 Premisas y ResultadosA continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costosvariables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculode los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Semuestra posteriormente la determinación de los costos y peajes de transmisióny, finalmente, la integración de precios básicos y peajes de transmisión paraconstituir las Tarifas en Barra.

2.2.1 Previsión de DemandaPara el período 2001 – 2005 se consideraron las previsiones de la demandaeligiendo como año de demanda base el año 2000. El modelo empleado paraefectuar el pronóstico de la demanda es el mismo propuesto por el COES, peroal cual se le corrigieron los datos de entrada con la última informacióndisponible en la CTE (hoy OSINERG) sobre ventas del año 2000, así como laspérdidas en distribución reconocidas y esperadas para los próximos cuatroaños.

Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidadde compensar las pérdidas por transporte no consideradas en el modelado de lared de transmisión.

La demanda considerada para el SINAC se resume en el Cuadro N° 2.1. Estademanda se encuentra en el nivel de producción. Para su utilización en elmodelo PERSEO debe ser desagregada por barras.

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Cuadro N° 2.1

2.2.2 Programa de ObrasEl programa de obras de generación y transmisión en el SINAC empleado parala presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros N° 2.2 y 2.3,respectivamente. La configuración de este programa resulta de considerar elplan más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años, paraabastecer la demanda de manera económica.

Cuadro N° 2.2

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Cuadro N° 2.3

El Cuadro N° 2.4 presenta la información disponible de las centraleshidroeléctricas que actualmente operan en el Sistema Interconectado Nacional.

Considerando que entre los años 2001 y 2004 se prevé, además de larehabilitación de la C.H. Machupicchu, la incorporación de tres centraleshidroeléctricas, se estima que los incrementos del consumo serán satisfechosbásicamente por estas centrales y el resto por centrales termoeléctricas.

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Cuadro N° 2.4

En el Cuadro N° 2.5 se presenta la capacidad, combustible utilizado yrendimiento de las centrales termoeléctricas existentes en el SistemaInterconectado Nacional.

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Cuadro N° 2.5

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2.2.3 Costos Variables de Operación (CVT)

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variablesrelacionados directamente a la energía producida por cada unidadtermoeléctrica.

Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible (CVC)y Costos Variables No Combustible (CVNC).

El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustiblede la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costose determina como el producto del consumo específico de la unidad (porejemplo para una TG que utiliza Diesel Nº2 como combustible el consumoespecífico se expresa en Kg/KWh) por el costo del combustible (por ejemplopara el Diesel Nº2 dicho costo se da en US$/Ton), y viene expresado enUS$/MWh o mils/KWh4.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no asociadodirectamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica porcada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina lafunción de costo total de las unidades termoeléctricas (sin incluir elcombustible) para cada régimen de operación (potencia media, arranques yparadas anuales y horas medias de operación entre arranques); a partir de estafunción se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función decosto ante un incremento de la energía producida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidadestermoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados acada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado (número dearranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo decombustible utilizado). El Cuadro N° 2.8 muestra los CVNC resultantes deaplicar el procedimiento indicado

Precios de los Combustibles Líquidos

En lo relativo al CVC, el precio utilizado para los combustibles líquidos(Diesel Nº2, Residual Nº6 y PIAV) considera la alternativa de abastecimientoen el mercado peruano, incluido el flete de transporte local hasta la central degeneración correspondiente.

En el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras(PERSEO) se ha considerado como precios de combustibles líquidos losfijados por PetroPerú en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional.

El Cuadro N° 2.6 presenta los precios de PetroPerú para combustibles líquidosen la ciudad de Lima (Planta Callao), así como en las Plantas de Mollendo eIlo, al 31 de marzo del año 2001.

4

Un mil = 1 milésimo de US$.

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Cuadro N° 2.6

Precio del Gas Natural

Según el Artículo 124º del Reglamento de la LCE, los precios del combustibledeben ser tomados de los precios del mercado interno. Sin embargo, para elgas natural no existen en la actualidad precios de mercado interno.

En el caso del gas natural, se ha considerado lo establecido en la ResoluciónDirectoral N° 038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998 por laDirección General de Electricidad, en la que se precisa que, mientras noexistan las condiciones que permitan obtener los precios del gas natural en elmercado interno, la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG)establecerá los costos variables de operación de las centrales de generacióntermoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural para la fijación delas tarifas de energía en barra.

Hasta la última fijación de tarifas en barra (noviembre 2000), se ha empleadocomo referencia para la determinación del precio del gas natural seco, enUS$/MMBtu, un valor igual al 10% del precio medio de los últimos docemeses del barril de Petróleo Residual Fuel Oil (PRFO) al 0,7% de contenidode Azufre, en la Costa del Golfo de los Estados Unidos de Norteamérica,tomado de la revista “Petroleum Market Analysis” de Bonner & Moore –Honeywell El último valor del precio del gas de acuerdo con esta metodologíafue 2,805 US$/MMBtu.

Sobre la base de lo dispuesto por la Resolución Directoral N° 007-2001-EM/DGE, en lo sucesivo el precio máximo del gas natural para todas lasunidades de generación que utilizan actualmente gas natural será determinadocon referencia al precio de Camisea. El precio de Camisea constituye unobjetivo a alcanzar en el plazo que transcurrirá entre la presente regulación yla fecha prevista para la llegada del gas a Lima, de acuerdo con los contratosvigentes de producción y transporte. La aplicación de esta regla se iniciará conun precio máximo para la presente regulación igual a 2,805 US$/MMBtu yuna reducción lineal que será aplicada en las próximas regulaciones de preciosen barra (cada seis meses) hasta alcanzar en el año 2004 el valor fijado para elgas de Camisea en boca de pozo más el transporte hasta Lima y su respectivadistribución.

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Impuesto Selectivo al Consumo en el Precio de los Combustibles

En el presente estudio, para el cálculo de la tarifa, se ha excluido el ImpuestoSelectivo al Consumo (ISC) a los combustibles líquidos ya que, según elArtículo 50° de la Ley de Concesiones Eléctricas, los costos de loscombustibles deben tomarse a precios vigentes en el mes de marzo del año2001.

Precio del carbón

En el caso del Carbón, que es consumido en la Central Termoeléctrica Ilo 2, elprecio es expresado en US$/Ton referido a un carbón estándar de PoderCalorífico Superior (PCS) de 6 300 kcal/kg.

Con el objeto de incluir las variaciones en el precio del carbón en laactualización del precio de la electricidad se ha desarrollado la siguienterelación para actualizar el precio Base del carbón (PPIAEqo):

0

1

0

1

FOBCBFOBCB

BAPPIAEqPPIAEq

×+≡

Donde

A: 0,3531

B: 0,6469 ton/US$

FOBCB: Precio Referencial FOB del Carbón Bituminoso en US$/Ton

Otros costos en el precio de los combustibles líquidos

Los precios de los combustibles puestos en cada central se calculan tomandoen cuenta el precio del combustible en el respectivo punto de compra, el flete,el tratamiento del combustible y los stocks (almacenamiento) para cadacentral eléctrica. En este sentido, se toma como referencia la información delCuadro N° 2.6 (precios del combustible en Lima) y calcula un valordenominado “Otros” para relacionar el precio del combustible en cada centralcon respecto al precio en Lima. Este resultado se muestra en el Cuadro N° 2.7.

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Cuadro N° 2.7

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Con los precios anteriores y los consumos específicos del Cuadro N° 2.4 sedeterminan los costos variables totales de cada unidad generadora como semuestra en el Cuadro N° 2.8.

Cuadro N° 2.8

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2.2.4 Costo de Racionamiento

Para el Sistema Interconectado Nacional se mantiene el costo deracionamiento establecido por la Comisión de Tarifas de Energía (hoyOSINERG) para la anterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$por kWh.

2.2.5 Precios Básicos de Potencia y EnergíaEl Precio Básico de Potencia para la presente fijación se ha determinado apartir del estudio detallado que se realizó para la fijación de noviembre 2000 yen el cual se obtuvo un precio básico de 18,67 Soles/kW-mes (67,28 US$/kW-año), se actualizó posteriormente al mes de marzo 2001 de acuerdo a loscorrespondientes factores de actualización según se indica en el Cuadro N°2.9.

Cuadro N° 2.9

El Cuadro N° 2.10 presenta el Precio Básico de la Energía en la barra baseLima, el cual se determinó de la optimización y simulación de la operación delSINAC para los próximos 48 meses.

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Cuadro N° 2.10

Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de la Potencia dePunta

Para la determinación del costo de la unidad de punta se han utilizado loscostos del turbogenerador 501D5A, de 122,48 MW de potencia ISO,contenido en el “Gas Turbine World, 1999-2000 Handbook”. Para los costosde instalación y conexión se han utilizado metrados de las instalacionesrequeridas y costos de mercado de los componentes y equipos. Los costos demano de obra y montaje corresponden a los costos más recientes del mercadolocal.

El Artículo 126° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas detallael procedimiento que permite determinar el Precio Básico de la Potencia dePunta. Con el fin de aplicar este procedimiento, la Comisión de Tarifas deEnergía (hoy OSINERG) efectuó los análisis y estudios de detalle paradeterminar los diferentes parámetros.

El tipo y tamaño de la unidad se calculó a través del modelamiento de laexpansión y operación óptima del sistema. La ubicación de la central sedeterminó tomando en cuenta la ubicación técnico-económica más adecuadaconsiderando las restricciones del sistema.

De acuerdo con el procedimiento para la determinación del Precio Básico de laPotencia de Punta, primeramente se efectuó el cálculo de la Anualidad de laInversión de la Unidad de Punta, tomando en consideración lo siguiente:

• Costos de inversión de la unidad de generación y de los equipos deconexión al sistema.

• Metrados de las instalaciones de la central.

• Los costos y valorizaciones basados en costos de obras ejecutadas en elpaís y de cotizaciones realizadas de equipos y suministros.

• Los intereses durante la construcción, la tasa de actualización y la vida útildel equipo de generación y conexión a la red.

El costo total de la inversión fue el resultado de la suma del costo de inversiónde la central térmica y del costo de inversión de la conexión a la red.

Para la determinación del Precio Básico de la Potencia de Punta se empleó,adicionalmente a la Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta, el CostoFijo Anual de Operación y Mantenimiento en términos unitarios de capacidadestándar.

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Para el Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento estándar se tomó encuenta:

1. El costo anual del personal, incluidos los beneficios sociales.

2. Los gastos generales de las actividades en la central.

3. El costo fijo de operación y mantenimiento correspondiente a un númerodeterminado de arranques al año.

Se obtuvo el Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, al sumarlos costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión y del Costo Fijoanual de Operación y Mantenimiento estándar.Para hallar el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva semultiplicó el Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factorde ubicación, el cual es el cociente de la potencia estándar entre la potenciaefectiva de la unidad.Finalmente, al multiplicar los Factores de Indisponibilidad Fortuita de launidad y del Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema respectivamentepor el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, se obtuvo el PrecioBásico de la Potencia de Punta.

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3. Cargos por Transmisión

3.1 Sistema Principal de Transmisión (SPT)El Sistema Principal de Transmisión (SPT) del SINAC comprende unconjunto de instalaciones que no necesariamente forman un sistema continuo.Por un lado, se tienen las redes del sistema costero en 220 kV del SICN; estesistema se extiende desde la subestación San Juan en Lima hasta lasubestación Piura Oeste en Piura. Por otro lado, comprende la línea detransmisión Mantaro – Socabaya en 220 kV, junto con las líneas Tintaya –Santuario – Socabaya en 138 kV, las líneas Socabaya – Montalvo en 220 kV,Montalvo –Tacna en 220 kV y Montalvo – Puno en 220 kV.

De acuerdo a lo dispuesto por el último párrafo del Artículo 132° delReglamento, la CTE (hoy OSINERG) ha efectuado la revisión delcumplimiento de las condiciones y criterios establecidos en este mismoArtículo para establecer la calificación de las instalaciones que debenpertenecer al SPT.

Esta revisión integral del SPT fue motivada por el próximo ingreso al serviciode la Central Machupicchu, así como por las recientes incorporaciones decentrales de generación y principales líneas de interconexión, las cuales hanmodificado sustancialmente la operación de las instalaciones del conjuntogeneración - transmisión. Entre las recientes incorporaciones significativas secuentan:

• Con fecha 11 de febrero del año 2000, la C.H. Yanango ingresó enoperación comercial con una potencia declarada de 40,5MW.

• Con fecha 24 de agosto del año 2000, se incorporó al sistema, enoperación comercial la unidad TV1 a carbón de la central térmica Ilo2 conuna potencia de 125MW.

• Con fecha 28 de octubre del año 2000, ingresó en operación comercial laC.H. Chimay con 142MW.

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• Con la puesta en operación comercial del sistema de transmisión Mantaro– Socabaya en octubre 2000 se originó el SINAC.

Como resultado de la revisión del SPT se recomendó al Ministerio de Energíay Minas la modificación del Sistema Principal de Transmisión mediante laincorporación de nuevas líneas, así como el retiro de otras que ya no cumplenlas condiciones y criterios establecidos en el Reglamento de la Ley deConcesiones Eléctricas para formar parte del Sistema Principal deTransmisión.

Durante el presente período de regulación, las instalaciones que se muestranen el Cuadro N° 3.1 pasan a formar parte del Sistema Principal deTransmisión:

Cuadro N° 3.1

La línea Huánuco – Tingo María (L-121) ha sido incorporada como parte delSPT mediante Resolución Ministerial N° 085-2001-EM/VME. Así mismo, laL-253 Paramonga Nueva – Vizcarra y el sistema de transformación 220/138kV de la subestación Tingo María han sido definidas como parte del SPT através de la Resolución Ministerial N° 413-2000-EM/VME. Las demásinstalaciones fueron definidas como parte del SPT mediante las ResolucionesMinisteriales N° 166-2001-EM/VME y N° 167-2001-EM/VME.

3.1.1 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)De acuerdo con lo indicado en la sección anterior, un conjunto de líneas queanteriormente pertenecían al SPT, se mantendrán como parte del mismo segúnla nueva definición.

En este sentido y en cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77° de laLey de Concesiones Eléctricas, el VNR de dichas instalaciones, determinadooportunamente ya sea en la Fijación Tarifaria Mayo 2000 y/o a la entrada delas nuevas instalaciones construidas bajo el régimen de contrato BOOT, semantiene en sus valores ya fijados.

En esta ocasión corresponde determinar el VNR únicamente de las nuevasinstalaciones señaladas en la sección anterior, las cuales se incorporan comoparte del SPT a partir de mayo 2001.

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Para la presente regulación se ha efectuado la valorización de las instalacionesque se incorporan al SPT tomando en cuenta la información adicionalsuministrada por las propias empresas de transmisión así como estudiosefectuados internamente.

Para el análisis se han considerado únicamente las instalaciones de transmisiónexistentes. Las instalaciones que ingresen al servicio dentro del período de lapresente regulación, y cuya pertenencia al Sistema Principal sea aprobada porel Ministerio de Energía y Minas en el transcurso del año, serán tomadas encuenta desde que las mismas adquieran la categoría de principal o en cuanto seencuentren listas para ingresar al servicio comercial, para lo cual el OSINERGdeberá emitir las correspondientes Resoluciones que modifiquen el Peaje porConexión.

A continuación se presenta una discusión sobre las particularidades másimportantes de cada uno de los sistemas:

3.1.1.1 Etecen y Etesur

El VNR de las instalaciones de Etecen y Etesur que formaban parte delSistema Principal de Transmisión, reconocido en la regulación de tarifas demayo 2000, es el mismo en la presente regulación.

Para la valorización de la línea de transmisión Huánuco – Tingo María 138 kVse ha efectuado el análisis de la información suministrada por el COES sobreel VNR. Como resultado de dicho análisis se ha detectado que los costosunitarios de los principales componentes de la línea y de sus celdas deconexión son superiores a los valores promedio disponibles en el mercado. Asímismo, se ha encontrado la presencia de excesivos gastos financieros sinjustificación de la tasa de interés utilizada.

Para la valorización de la mencionada línea de transmisión, así como de lasotras instalaciones de Etecen y Etesur, se han utilizado los módulos eficientesdeterminados por la CTE (hoy OSINERG) para las instalaciones detransmisión.

La valorización en base a los módulos estándares representa el costo derenovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con latecnología y precios vigentes

3.1.1.2 TransMantaro y Redesur

En el caso de estas dos empresas el VNR ha sido aprobado mediante sendasresoluciones como parte del cumplimiento de los compromisos del EstadoPeruano asumidos a través de dos contratos BOOT para la construcción delsistema de transmisión Mantaro – Socabaya y el reforzamiento de lasinstalaciones de transmisión del sur del Perú.

De acuerdo con lo establecido en los contratos BOOT, el VNR deTransMantaro y Redesur será revisado cada cuatro años, período que se venceen el año 2004.

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3.1.1.3 Aguaytía Energy

En este caso se ha efectuado una revisión de la información presentada porAguaytía Energy (AE) como sustento del Valor Nuevo de Reemplazo delsistema principal de transmisión. Esta información incluye tanto la propuestaoriginal presentada por el COES en su estudio para la regulación tarifaria,como la absolución de las observaciones presentadas por la CTE (hoyOSINERG) al estudio del COES.

Del análisis de la información presentada para la regulación tarifaria seconcluye en lo siguiente:

1. Los costos presentados por AE corresponden a costos históricos deconstrucción y no a costos eficientes como señala la Ley de ConcesionesEléctricas.

2. Los módulos presentados se basan en los costos reales, según se indica, yno se sustenta en un diseño óptimo de las instalaciones y en valores demercado.

3. La justificación de las características de la línea de transmisión Vizcarra –Paramonga Nueva no toma en cuenta la economía del proyecto enconjunto. Los resultados no son aceptables como demostración de undiseño eficiente desde el punto de vista económico.

En resumen, los costos reales presentados por AE que corresponden aingeniería, suministro y construcción, son elevados con respecto a costospromedio de mercado y de una instalación similar construida en condicionesde eficiencia. Adicionalmente, no se ha justificado adecuadamente la selecciónde los materiales y equipos, así como los costos de montaje y obras civiles.

Por tal motivo, se han efectuado las correcciones correspondientes y se haconcluido que el VNR de las instalaciones pertenecientes al SPT asciende a lacantidad de US$ 19 727 210.

Cabe señalar que en esta valorización se ha incluido como parte del sistema detransformación de Tingo María el 100% del Reactor 30 MVAR y su celda deconexión instalados en esta subestación.

3.1.1.4 Electroperú y Egemsa

La CTE (hoy OSINERG), una vez recibido el encargo de regular las tarifas ycompensaciones de las instalaciones pertenecientes al sistema secundario detransmisión, solicitó la información pertinente a las empresas concesionariastitulares de las instalaciones de transmisión.

Con la información de los módulos eficientes de transmisión desarrollados porla CTE (hoy OSINERG), así como con la información suministrada por lasempresas, se ha determinado el VNR de las instalaciones de Electroperú yEgemsa que forman parte del SPT a partir de mayo del año 2001.

Los valores de cada uno de los componentes del VNR del Sistema Principal deTransmisión del SINAC se muestran en el Cuadro N° 3.2.

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Cuadro N° 3.2

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3.1.2 Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal deTransmisión (COyM)

Se ha revisado la información suministrada por el COES sobre el Costo deOperación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión y se hacorregido en lo pertinente, sin variar la esencia de la operación ymantenimiento, ni poner en riesgo los equipos.

Es importante destacar que el COyM no se determina para una instalación enparticular sino para toda la empresa ya que existen procesos y/o actividades deoperación y gestión que están asociadas a todo el conjunto de instalaciones dela empresa.

3.1.2.1 Etecen y Etesur

Se ha mantenido el costo de operación y mantenimiento de Etecencorrespondiente a la regulación de mayo del año 2000, que ha sidodeterminado como un costo eficiente esperado de mediano plazo y que incluyeactividades de mantenimiento que son realizadas con periodicidad de variosaños. El COyM que corresponde al centro de control fue actualizado y eldetalle se presenta más adelante.

Es preciso señalar que, para la revisión del COyM de una instalacióndeterminada, se requiere contar con información histórica detallada de loscostos de operación y mantenimiento de por lo menos 5 años, que permita a laCTE (hoy OSINERG) estandarizar los costos en forma eficiente.

En el caso de Etesur, en la Fijación Tarifaria Mayo 2000, se llegó a laconclusión que la información presentada por dicha empresa era incompleta yaque se habían omitido actividades que se consideran necesarias para mantenerla operación eficiente del sistema. Por este motivo, en aquella regulación sedeterminó el COyM de Etesur como un porcentaje del COyM de Etecen.

Posteriormente a la regulación de mayo del año 2000, Etesur presentó lainformación correspondiente al costo de operación y mantenimiento. La CTE(hoy OSINERG) ha analizado, revisado y contrastado dicha información conla correspondiente a Etecen, y se han estandarizado las principales actividades,procesos y tareas del mantenimiento, operación y gestión.

En consecuencia, los COyM para el SPT de Etecen y Etesur ascienden a lascantidades de 2 555 miles de US$ y 552 miles de US$ respectivamente. Enambos casos, se incluyen los centros de control asociados a sus instalacionesde transmisión.

3.1.2.2 Aguaytía Energy

A la información suministrada por Aguaytía Energy se le ha efectuado losajustes correspondientes de tal modo que el costo de operación ymantenimiento sea compatible con los estándares de la industria.

Para la determinación del costo de operación y mantenimiento se ha realizadouna revisión de los costos que corresponderían a una empresa eficiente. Estoscostos han sido determinados para el conjunto de sus instalaciones, ya que noes posible determinar los costos de operación y gestión por cada instalación en

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forma independiente. Por este motivo se ha asignado el COyM como unaproporción del VNR total de las instalaciones de la empresa.

El porcentaje así determinado ha sido asignado tanto a las instalaciones delsistema principal como a las correspondientes al sistema secundario. De estamanera, el costo de operación y mantenimiento perteneciente al SistemaPrincipal de Transmisión de Aguaytía Energy, para la presente regulación, hasido estimado en 740 miles de US$.

3.1.2.3 TransMantaro y Redesur

El costo de operación y mantenimiento de estas empresas fue determinado enel segundo semestre del año 2000, poco antes de la entrada en operacióncomercial de las respectivas instalaciones. Dichos costos fueron determinadoscomo un costo eficiente esperado de mediano plazo y que incluye actividadesde mantenimiento que son realizadas con periodicidad de varios años. Por estemotivo una revisión de estos valores con base sobre costos realmenteincurridos por la empresas no se podrá hacer sino después de unos tres ocuatro años de operación cuando se tenga información de la experiencia quepermita establecer de manera confiable que los resultadas no sonconsecuencia de situaciones coyunturales. Para entonces se podrá proceder arevisar los gastos efectuados y de encontrarse suficiente justificación seprocederá a modificar los valores aprobados.

Por este motivo se mantienen los valores del costo de operación ymantenimiento de estas dos empresas según lo aprobado por la CTE (hoyOSINERG) para el inicio de la operación comercial. Los montos estimadospara el COyM de TransMantaro y Redesur, correspondientes al SPT,ascienden a 5 425 miles de US$ y 2 138 miles de US$ respectivamente.

3.1.2.4 Electroperú y Egemsa

Debido a que no se dispone de información suficiente y confiable del Costo deOperación y Mantenimiento de Electroperú y Egemsa, se han tenido queasumir dichos costos en función de los correspondientes a las empresas detransmisión de los sistemas Centro Norte y Sur.

En el caso de Electroperú se ha asumido que el porcentaje del Costo deOperación y Mantenimiento de sus instalaciones que forman parte del SPTcon respecto de su VNR es del mismo orden del porcentaje de COyM deEtecen. En el caso Egemsa se ha asumido que el porcentaje del COyM es delmismo orden del porcentaje del COyM de Etesur..

En el Cuadro N° 3.3 se resumen los costos de operación y mantenimiento de laempresas de transmisión.

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Cuadro N° 3.3

3.1.3 Factores de Pérdidas

Los factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia yenergía a partir de las barras de referencia se han calculado considerando eldespacho económico del sistema. En este sentido, se ha tomado en cuenta unaponderación apropiada de los factores de pérdidas determinados para lasdiferentes situaciones hidrológicas, para los diferentes meses y para losdiferentes niveles de carga en el sistema.

Para tal fin se han utilizado los resultados del modelo Perseo, el cual es capazde determinar los factores de pérdidas para todas las situaciones de despachoen el sistema, todos los meses, todos los niveles de carga, así como para todaslas hidrologías disponibles.

Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se ha empleado eldespacho en la hora de máxima demanda del sistema utilizando un flujo decarga AC, para este caso el despacho de las unidades toma en cuenta laseguridad del sistema en el sentido de permitir un abastecimiento de lapotencia mediante una configuración de despacho que reconozca laposibilidad de falla de las unidades y sus consecuencias sobre la pérdida decarga. Los factores de pérdidas se presentan en el Cuadro N° 3.4.

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Cuadro N° 3.4

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3.1.4 Ingreso Tarifario

Los Ingresos Tarifarios de energía de las líneas de transmisión y subestacionesde transformación se han determinado utilizando el modelo PERSEO. LosIngresos Tarifarios de Potencia se han determinado empleando los resultadosdel flujo de carga para las condiciones de despacho en la hora de máximademanda. En el Cuadro N° 3.5 se presentan los ingresos tarifarios totales, esdecir, los correspondientes a la energía más los de potencia.

Cuadro N° 3.5

3.1.5 Peaje por Conexión al Sistema Principal de TransmisiónEl Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión se calcula como:

Peaje aVNR COyM IT= + −Donde:

aVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo o de las inversioneseficientes en el Sistema de Transmisión

COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual

IT = Ingreso Tarifario (siempre y cuando sea positivo)

3.1.5.1 Liquidación de contratos BOOT

Para el caso de las instalaciones pertenecientes a TransMantaro o aRedesur es necesario tomar en cuenta la siguiente expresión para ladeterminación del Peaje por Conexión:

ITCOyMLaVNRPeaje A −++= )(

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El nuevo término que aparece en la expresión anterior (LA) correspondea la liquidación anual que es necesario determinar en cumplimiento delo dispuesto por la Resolución N° 002-2001 P/CTE. Por convenienciael monto de la liquidación se muestra junto con la anualidad del ValorNuevo de Reemplazo correspondiente. A continuación se detallan loscálculos efectuados para determinar la liquidación:

3.1.5.2 Liquidación de TransMantaro

La fecha en que se inicia la aplicación del Peaje por Conexión de lalínea de transmisión Mantaro-Socabaya fue el 14 de octubre a las00:00 horas, tal como lo señala la Resolución N° 015-2000 P/CTE. Deacuerdo a lo establecido en el Contrato BOOT, el concesionario detransmisión tiene derecho a cobrar la tarifa a partir de la puesta enoperación comercial, la cual se inicia en la fecha en que se emite elActa de Pruebas, que para el caso de TransMantaro corresponde al 8 deoctubre a las 23:00 horas.

El período de prestación del servicio entre el 8 de octubre del año 2000y el 28 de febrero del año 2001 corresponde a 3 433 horas. El monto aliquidar de acuerdo al procedimiento dispuesto por la Resolución N°002-2001 P/CTE resulta US$ 542 323,13, según el detalle que semuestra en el Cuadro N° 3.6.

Cuadro N° 3.6

3.1.5.3 Liquidación Anual de Redesur

La fecha en que se inicia la aplicación del Peaje por Conexión de lalínea de transmisión Socabaya-Montalvo fue el 01 de noviembre a las00:00 horas, tal como lo señala la Resolución N° 020-2000 P/CTE. Deacuerdo a lo establecido en el Contrato BOOT, el concesionario detransmisión tiene derecho a cobrar la tarifa a partir de la puesta enoperación comercial, la cual se inicia en la fecha en que se emite elActa de Pruebas, que para el caso de Redesur corresponde al 22 deoctubre a las 19:00 horas.

El período de prestación del servicio entre el 22 de octubre del año2000 y el 28 de febrero del año 2001 corresponde a 3 101 horas. Elmonto a liquidar de acuerdo al procedimiento dispuesto por la

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Resolución N° 002-2001 P/CTE resulta US$ 88 024,54, según eldetalle que se muestra en el Cuadro N° 3.7

Cuadro N° 3.7

3.1.6 Peaje por ConexiónEl Peaje por Conexión Unitario se calcula dividiendo el Peaje por Conexiónentre la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes.Para el presente caso se ha considerado una Máxima Demanda anual esperadaigual a 2586,8 MW.

Con el VNR reconocido para el sistema de transmisión y los costos deoperación y mantenimiento señalados anteriormente, el Peaje por Conexión alsistema principal de transmisión resulta: 23,257 US$/kW-año.

El Cuadro N° 3.8 muestra el resultado del cálculo del Peaje por Conexión ydel Peaje por Conexión Unitario para el periodo que va desde mayo 2001hasta abril 2002.

Cuadro N° 3.8

3.2 Sistema Secundario de Transmisión (SST)En la presente regulación se han determinado los peajes secundarios deacuerdo a lo dispuesto por el Decreto Supremo N° 017-2000-EM, promulgado

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el 18 de setiembre del año 2000. Existen dos aspectos relevantes de estedispositivo que es necesario señalar:

1. La modificación del Artículo 139° del Reglamento de la Ley deConcesiones Eléctricas, en donde se dispone el modo en que sedeterminarán las tarifas y compensaciones por el sistema secundario detransmisión, y

2. La aprobación del Reglamento para la Comercialización de Electricidad enun Régimen de Libertad de Precios.

La CTE (hoy OSINERG) ha tomado en cuenta dichos aspectos en ladeterminación de los cargos por el uso de la transmisión secundaria,especialmente para los suministros no pertenecientes al Servicio Público deElectricidad (mercado no regulado o mercado libre). La presente regulación esla primera oportunidad en que la CTE (hoy OSINERG) regula de maneraexplícita el transporte, inclusive para el mercado libre, tomando en cuenta lasnuevas disposiciones del Artículo 139° del Reglamento.

De acuerdo con el mandato del Artículo 139° del Reglamento, para la presenteregulación se han considerado los siguientes cargos en la transmisiónsecundaria:

1. Aquellas instalaciones que se retiran del SPT y que no son identificablescomo instalaciones secundarias de demanda o de generación serán pagadastanto por generadores como por los consumidores finales en función delbeneficio aportado por las instalaciones. Los consumidores pagarán estasinstalaciones a través de un peaje unitario por la transmisión secundaria;en el caso de los generadores, éstos pagarán las instalaciones a través de laproporción correspondiente del Costo Medio Anual, el cual es dividido endoce cuotas iguales. Estas instalaciones percibirán un cargo especial depeaje asignado a cada una de las subestaciones base publicadas por la CTE(hoy OSINERG).

2. Las líneas de transmisión Pachachaca – Oroya 220 kV, Paragsha –Huánuco 138 kV, Independencia – Ica 220 kV, Ica – Marcona 220 kV, elTransformador 220/50/13,8 kV de Oroya Nueva y el Transformador220/60/10 kV de Tacna son asignadas como instalaciones de demanda yremuneradas a través de un cargo de peaje secundario regional equivalenteen energía.

3. El consumo abastecido desde las subestaciones base de Lima continuarásiendo responsable del peaje secundario fijado en 1999, debidamenteactualizado.

4. En las demás instalaciones de provincias no comprendidas explícitamenteen los tres puntos anteriores continuarán vigentes los cargos de peajedeterminados en 1999, debidamente actualizados.

3.2.1 Descripción de Instalaciones Secundarias de InterésLa instalaciones de transmisión secundaria comprendidas en esta sección hansido sujeto de un análisis especial para determinar las tarifas que deben serpagadas por ellas. Dichas tarifas serán expresadas como un cargo de peaje aser adicionado a las tarifas en barra de las subestaciones base.

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3.2.1.1 Instalaciones del SPT que pasan a formar parte del SST

Estas instalaciones están conformadas por algunas líneas que procedende una modificación en la categoría de instalaciones que antespertenecían al SPT. De otro lado existen otras instalaciones querequieren un tratamiento ad-hoc por no ser líneas de uso exclusivo degeneradores o de consumidores.

La líneas que se muestran en el Cuadro N° 3.9 han dejado depertenecer al SPT y pasan a formar parte del SST a partir del mes demayo 2001, de acuerdo con lo dispuesto por la Resolución MinisterialN° 168-2001-EM/VME.

Cuadro N° 3.9

3.2.1.2 Otras Instalaciones del SST

Además de las instalaciones señaladas en el Cuadro N° 3.9 existen lasinstalaciones que se muestran en el Cuadro N° 3.10 a las cuales se leha otorgado un tratamiento similar. Algunas de esta líneas no han sidoconsideradas anteriormente en la determinación de las tarifas detransmisión.

Cuadro N° 3.10

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3.2.2 Costo Medio Eficiente de las Instalaciones Secundarias

A fin de determinar el peaje secundario que corresponde asignar por el uso delas diferentes instalaciones secundarias se debe determinar el costo medioeficiente de las instalaciones involucradas. Dicho costo medio ha sidodeterminado empleando módulos eficientes elaborados por la CTE (hoyOSINERG) para fines de valorización de los costos de inversión así como loscostos de operación y mantenimiento estándares para las empresasconcesionarias de transmisión.

El Cuadro N° 3.11 muestra el Costo Medio determinado para cada una de lasinstalaciones secundarias comprendidas dentro de la presente discusión.

Cuadro N° 3.11

3.2.3 Peajes y Compensaciones para Sistemas Secundarios deGeneración / Demanda

3.2.3.1 Instalaciones Secundarias de Generación/Demanda

Las siguientes instalaciones del sistema secundario corresponden ainstalaciones que no sirven de forma exclusiva a los generadores o alos consumidores, sino que están destinadas a permitir la transferenciade electricidad hacia los consumidores desde una Barra del SistemaPrincipal y, al mismo tiempo, a permitir la entrega de electricidad de

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centrales de generación hasta una Barra del Sistema Principal deTransmisión:

Cuadro N° 3.12

A fin de efectuar una separación entre la responsabilidad degeneradores y consumidores para el pago de las redes en estos casos,se ha efectuado una determinación de los beneficiarios de cada una delas instalaciones de acuerdo a lo dispuesto por el penúltimo párrafo delArtículo 139° del Reglamento. Para tal fin se ha simulado lasvariaciones en los precios (costos marginales de corto plazo) queocurrirían cuando la instalación pertinente no se encuentra presente ysobre la base de estas variaciones y de la cantidad de energíasuministrada o adquirida se ha calculado las variaciones netas en losingresos de los generadores y en los egresos de los consumidores (víacompra de los distribuidores). Los mayores ingresos de los generadoreso los menores egresos de los consumidores se consideran comobeneficios.

En caso de los generadores, los beneficios se calculan como ladiferencia entre los márgenes de ingresos netos5 en dos situaciones quedifieren entre sí por la existencia o no de una determinada línea.

LíneaSinIngresosLíneaConIngresosGeneradorNetoBeneficio −=

Los beneficios netos de los consumidores se calculan como ladiferencia de la facturación por la energía que consumen al costomarginal de barra, en dos situaciones que difieren entre sí por laexistencia o no de una determinada línea.

LíneaSinCostosLíneaConCostosConsumidorNetoBeneficio −=

Los costos de la red de transmisión son asignados en formaproporcional a los beneficios netos de los generadores y consumidores.

5 Los ingresos netos se obtienen como la diferencia entre la venta de energía al

costo marginal en la barra de generación menos los costos de producción.

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Es decir, el factor de participación de un usuario k por la instalación ise define como:

∑>Β

ΒΒ

=

0ki

kki

kikiFP

Bki son los beneficios producidos por la instalación i al usuario k.

En el caso de los consumidores, se ha determinado un único factor departicipación, ya que los mismos han sido agregados para formar unsolo usuario de la red. Por lo mismo, el cargo obtenido para esteusuario ha sido repartido en forma equitativa entre todos losconsumidores.

Los cargos establecidos para los consumidores y generadores en lasinstalaciones consideradas como casos excepcionales se han distribuidoen función a las participaciones obtenidas en la sección anterior.

Para el cálculo de los cargos por Transmisión se han adoptado lossiguientes criterios:

• En el caso de los consumidores, se ha calculado un peaje unitariopor la transmisión secundaria de las mencionadas instalaciones.Dicho peaje unitario ha sido calculado como el cociente del peajesecundario actualizado, entre la energía transportada actualizada,según corresponda, para un horizonte de 15 años. El Peaje en cadainstalación ha sido calculado como la diferencia entre la proporcióndel costo anual de transmisión y el correspondiente ingresotarifario.

• En el caso de los generadores la proporción del Costo Medio anualde cada instalación se recupera a través del pago de doce (12)cuotas iguales;

3.2.3.2 Peaje Común por la Instalaciones de Generación/Demanda

La utilización del Costo Medio determinado en la Sección 3.2.2 paralas instalaciones que pertenecen a la categoría de instalacionessecundarias de generación demanda permite establecer que el peajesecundario que se debe establecer por estas instalaciones es de 0,030ctv.US$/kWh según se muestra en el Cuadro N° 3.13.

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Cuadro N° 3.13

3.2.3.3 Compensaciones por el Sistema Secundario de Generación / Demanda

Los cargos establecidos en la sección anterior serán aplicables a lastarifas de los consumidores finales de la electricidad. Los ingresosoriginados por este cargo serán transferidos por los concesionarios degeneración y/o de distribución que los recauden a los respectivosconcesionarios de transmisión a manera de compensación por elservicio prestado.

Además del pago anterior, los concesionarios de transmisión percibiránlos ingresos correspondientes a los pagos de compensación queefectuarán los generadores y se ha determinado según se detalla en elCuadro N° 3.14

Cuadro N° 3.14

3.2.4 Peaje Secundario Equivalente en Energía

Las instalaciones que se muestran en el Cuadro N° 3.15 requieren elestablecimiento de un peaje secundario asignable a la demanda.

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Cuadro N° 3.15

Los peajes secundarios se han determinado como un cargo de peajesecundario equivalente en energía y se muestran en el Cuadro N° 3.16.

Cuadro N° 3.16

3.2.5 Peajes Secundarios para Lima Norte y Lima SurPara la presente regulación de tarifas de transmisión se mantienen los peajesdeterminados en la regulación de mayo 1999. Para tal fin se han actualizadolos cargos con las fórmulas vigentes. En el Cuadro N° 3.17 se muestran loscargos peaje actualizados al 31 de marzo del año 2001.

Cuadro N° 3.17

Los cargos antes indicados contienen los cargos por transformación ytransporte correspondientes a la transmisión secundaria.

Para el cálculo de los precios en la barra equivalente de media tensión (MT) seaplica el cargo CBPSE en MT antes indicado en b).

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3.2.6 Peajes Secundarios para Provincias

Para los peajes secundarios de líneas de transmisión y transformación enprovincias se utilizan los valores de la regulación de precios de mayo 1999,debidamente actualizados.

Se continúa utilizando un modelo representativo de las líneas de transmisión ysubestaciones de transformación existentes fuera de Lima. Asimismo se hautilizado un equivalente del valor actual neto de la demanda proyectada, alcual se denomina potencia adaptada.

Los Cuadros N° 3.18 y 3.19 muestran los valores de peaje secundarioequivalente en energía, de transporte y transformación, debidamenteactualizados al mes de marzo del año 2001.

Cuadro N° 3.18

Cuadro N° 3.19

Además de los cargos señalados anteriormente, en caso de existirtransformación secundaria de 220/138 kV se aplicará un cargo de 0,2924 ctmS/./kWh.

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4. Tarifas en Barra

La barra de referencia para la aplicación del Precio Básico de la Energía es laciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Limarepresenta alrededor del 70% de la demanda del SICN y es un punto al cualconvergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación.Para el precio básico de la potencia se considera como referencia la ciudad deLima en 220 kV (San Juan, Santa Rosa o Chavarría), por ser ésta la ubicaciónmás conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en elSICN. De acuerdo al último análisis realizado por la CTE (hoy OSINERG) ellugar más conveniente para instalar capacidad adicional de punta, en elSINAC es la barra en 220 kV de la Subestación San Juan en Lima.

4.1 Tarifas TeóricasLas tarifas teóricas de potencia y energía en cada Subestación Base fueronobtenidas expandiendo los precios básicos con los respectivos factores depérdidas y se muestran en el Cuadro N° 4.1. En el mismo cuadro se presentanlos correspondientes cargos por transmisión.

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Cuadro N° 4.1

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Los precios del cuadro anterior, antes de tomarse como Precios en Barra,deben compararse con el precio promedio ponderado del mercado libre6 comose indica a continuación. Este precio promedio ponderado se obtiene aplicandoa los clientes libres los precios de la facturación del último semestre.

4.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de losClientes LibresA fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de ConcesionesEléctricas y Artículo 129º de su Reglamento se han comparado los preciosteóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre.

Para el caso del Sistema Interconectado Centro Norte, el precio libre promedioresulta 14,136 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el Artículo 129ºinciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios teóricoscalculados en el numeral 2.3.1, el precio ponderado resultante es 14,502céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 1,0259. Estarelación muestra que los precios teóricos no difieren en más del 10% de losprecios libres vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía sonaceptados como Tarifas en Barra definitivas. El resultado de las tarifasdefinitivas se muestra en los Cuadros N° 4.3 y 4.4 en moneda extranjera y enmoneda nacional, respectivamente.

El Cuadro N° 4.2 muestra el resultado de la comparación entre preciosteóricos y libres.

6

Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas, Artículo 129º de su Reglamento.

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Cuadro N° 4.2

4.2.1 Tarifas en BarraDado que el precio teórico queda dentro del rango del 10% del precio libre, losvalores resultantes no se ajustaron. En el Cuadro N° 4.3 se muestran lasTarifas en Barra, en moneda extranjera, aplicables para la presente fijación detarifas.

El Cuadro N° 4.4 contiene las Tarifas en Barra del Cuadro N° 4.3, expresadasen Nuevos Soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de marzo del año2001: 3,525 S/./US$.

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Cuadro N° 4.3

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Cuadro N° 4.4

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5. Centro de Control del SistemaPrincipal de Transmisión

Una parte de los costos del sistema de transmisión corresponde al costo delCentro de Control requerido para la supervisión en tiempo real de la operacióndel sistema. En la presente discusión el término Centro de Control se refieretanto a la Estación Maestra de Control (EMC), a las Unidades TerminalesRemotas (UTR) ubicadas en cada una de las subestaciones controladas, asícomo al sistema de telecomunicaciones (STEL) necesario para interconectar laEMC con las UTR.

El Centro de Control presta servicios tanto al Sistema Principal como alSistema Secundario de Transmisión; además, debe desempeñar la función deCoordinador de la Operación en tiempo real7, de acuerdo a lo dispuesto por elArtículo 92° del Reglamento. El Artículo 92° establece, entre otras cosas, que

7 Artículo 92º. La operación en tiempo real de las unidades generadoras y sistemas de transmisión de un sistema

interconectado será efectuada directamente por sus titulares, bajo sus propias responsabilidades. En los sistemasinterconectados donde exista un COES, dicha operación se hará ciñéndose a los programas establecidos por la Direcciónde Operaciones, que son de cumplimiento obligatorio por todas las entidades.

Dentro de cada COES, la coordinación de la operación en tiempo real del sistema será efectuada por el representante delos titulares del Sistema Principal de Transmisión en calidad de “Coordinador de la Operación del Sistema”. ElCoordinador de la Operación del Sistema, en resguardo de la calidad y seguridad del sistema eléctrico, supervisará ycontrolará el suministro de electricidad a las empresas distribuidoras y a los clientes libres.

Las referidas entidades sólo podrán apartarse de la programación a que se refiere el Artículo 93° del presente reglamento,por salidas intempestivas de servicio debidas a fuerza mayor o caso fortuito, o variaciones significativas de la oferta y/odemanda respecto a la programación diaria. En este caso, la operación del sistema también será coordinada por elCoordinador de la Operación del Sistema de acuerdo a lo que señale el Estatuto del COES, así como las normas que laDirección establezca para la coordinación de la operación en tiempo real.

Para el cumplimiento de estas funciones las entidades conectadas al sistema deberán proporcionar al Coordinador de laOperación del Sistema la información en tiempo real requerida por éste.

La Comisión determinará el costo eficiente a reconocer por la coordinación de la operación a cargo del representante delos titulares del sistema principal de transmisión; teniendo en cuenta las necesidades tecnológicas del sistema de control ycomunicaciones para la optimización de la operación del sistema

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la CTE (hoy OSINERG) debe determinar “…el costo eficiente a reconocerpor la coordinación de la operación a cargo del representante de los titularesdel sistema principal de transmisión; teniendo en cuenta las necesidadestecnológicas del sistema de control y comunicaciones para la optimización dela operación del sistema”

Para fines de la regulación de tarifas se considera que el Centro de Controltiene las siguientes funciones:

1. Supervisión y Control del Sistema Principal de Transmisión (SCSPT);

2. Supervisión y Control del Sistema Secundario de Transmisión (SCSST); y,

3. Coordinación de la Operación en Tiempo Real del Sistema de Generación-Transporte (CCOS).

Para dar cumplimiento a lo dispuesto por el Artículo 92° del Reglamento laCTE (hoy OSINERG) solicitó, a las empresas de transmisión a cargo delSistema Principal de Transmisión de cada sistema interconectado, lainformación correspondiente en formularios preparados especialmente paraeste fin. Esta información fue remitida a la CTE (hoy OSINERG) directamentepor Etecen (Sistema Centro Norte) y Etesur (Sistema Sur) antes del inicio dela presente regulación tarifaria.

En los estudios remitidos por el COES para la fijación de precios en barra demayo 2001, se incluye la propuesta para incluir la parte correspondiente alCentro de Control tanto de Etecen como de Etesur dentro del costo delSistema Principal de Transmisión para fines de determinar el Peaje porConexión.

Se ha considerado un sistema de control jerarquizado con un Centro deControl Nacional, CCN (Etecen) y un Centro de Control Regional, CCR(Etesur).

Como resultado de la revisión de la información suministrada por las empresassobre los Centros de Control Nacional y Regional, se han establecido losvalores definitivos para la realización de las tres funciones señaladas másarriba. Los valores que se han podido establecer y que se han utilizado para elcosto de las instalaciones del Centro de Control asignable a la función desupervisión y control del Sistema Principal de Transmisión se muestran en elCuadro N° 5.1.

Cuadro N° 5.1

Las cantidades indicadas corresponden a una asignación efectuada en funciónde los siguientes criterios:

1. El costo de la Estación Maestra de Control se ha distribuido entre las tresfunciones señaladas líneas arriba en proporción al número de puntos demedición, alarma, control y estado supervisados por la estación maestra.Las dos primeras funciones (SCSPT y SCSST) corresponden a la red del

OSINERG-GART


titular del sistema principal de transmisión. La última función (CCOS)corresponde a la supervisión y control de puntos pertenecientes a: (i)Generadores integrantes del COES, (ii) Generadores no integrantes delCOES, (iii) Transmisores, y iv) Clientes Libres y Distribuidores.

2. El costo de las Estaciones Terminales Remotas y el sistema detelecomunicaciones asociado se ha repartido íntegramente entre lasfunciones SCSPT y SCSST en proporción al número de puntos demedición, alarma, control y estado de las instalaciones del SistemaPrincipal y del Sistema Secundario existente en cada subestación.

Asimismo, se ha efectuado la asignación de los costos de operación ymantenimiento del centro de control, que corresponde a la función desupervisión y control del Sistema Principal de Transmisión, de manera similarque para el costo de las instalaciones de la EMC. En el caso de la asignaciónde los costos de operación y mantenimiento de las UTR y del STEL se hanaplicado para el CCN y el CCR los porcentajes respectivos que resultan delanálisis de los costos de inversión y de los costos de operación ymantenimiento de la EMC. El Cuadro N° 5.2 presenta los costos de operacióny mantenimiento utilizados.

Cuadro N° 5.2

PROCEDIMIENTO Y CÁLCULO DE LA TARIFA EN BARRA · Nacional (SINAC), el cual ha sido constituido por...

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