PROPUESTA DE TARIFAS Y COMPENSACIONES Y FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN PARA EL SISTEMA SECUNDARIO Y COMPLEMENTARIO DE TRANSMISION DE

ELECTRO UCAYALI S.A. PERIODO 2017-2021

OCTUBRE 2016

OBJETIVO

El objetivo del estudio es presentar la propuesta de peajes ycompensaciones de los sistemas secundario y complementario detransmisión propiedad de ELECTRO UCAYALI para el periodo 2017-2021, para su presentación al OSINERGMIN según lo considerado en laNorma Tarifas.

ALCANCE

De acuerdo a lo establecido por el OSINERGMIN, los estudios quesustentan las propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión y de ladeterminación de las Tarifas y Compensaciones de los SistemasSecundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios deTransmisión (SCT), se deben elaborar de acuerdo a criterios ymetodología que tienen la secuencia lógica de las etapas queconforman todo el proceso regulatorio correspondiente.

BASE LEGALLos sistemas de transmisión del SEIN actualmente se rigen bajo las siguientes leyes y reglamentos:

Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas

Decreto Supremo N° 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas,

Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación.

Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, Reglamento de Transmisión.

Texto Único Ordenado (TUO) de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado delas obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado por el Decreto Supremo N° 059-96-PCM.

Asimismo, a consecuencia de las leyes y reglamentos mencionados anteriormente, Osinergmin ha publicado normas que seaplican a los sistemas de transmisión, tales como:

Resolución Osinergmin N° 261-2012-0S/CD y modificatorias, "Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos porel Servicio de Transmisión Eléctrica", correspondiente a la Liquidación Anual de los ingresos por el servicio detransmisión eléctrica de las instalaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y SistemasComplementarios de Transmisión (SCT).

Resolución Osinergmin N° 004-2015-OS/CD “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio deTransmisión Eléctrica de los Contratos de Concesión del Sistema Complementario de Transmisión”.

Norma "Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios deTransmisión", aprobado mediante Resolución N° 217-2013-OS/CD.

Por otro lado, para la valorización de instalaciones de transmisión del tipo SCT queentraron en operación entre mayo 2013 – abril 2017, se ha tomado en cuenta lasiguiente normativa:

• Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante Resolución N° 244-2010-OS/CD ymodificada por Resolución N° 018-2014-OS/CD.

• Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución N° 634-2007-OS/CD.Posteriormente, modificada mediante Resoluciones N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD, N° 058-2009-OS/CD, N° 083-2015-OS/CD Y N° 197-2015-OS/CD.

• Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimientopara la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución N° 635-2007-OS/CD. Posteriormente modificada mediante Resolución N° 082-2015-OS/CD.

• Bases de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión,aprobadas mediante Resolución N° 063-2016-OS/CD.

Finalmente, las Resoluciones que aprobaron el Plan de Inversiones en Transmisiónpara el período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2021; parala empresa ELECTRO UCAYALI.

En concordancia con lo indicado, el alcance del estudio eselaborar la Propuesta de Peaje de las instalaciones de propiedadde ELECTRO UCAYALI que están dentro del Área de Demanda14, incluyendo:

Revisión de la proyección de la demanda del Área deDemanda 14.

Actualización Costo Medio Anual de los SSTD de ELECTROUCAYALI que forman parte del Área de Demanda 14.

Determinación de los Peajes para los SSTD de ELECTROUCAYALI que forman parte del Área de Demanda 14.

ÁREA DE INFLUENCIA

• El ámbito de influencia de ELECTROUCAYALI es el departamento de Ucayalicon 102.4 mil km2 (8% del Territorio Nacional) y una población de 409,691habitantes que viven en las cuatro (4) provincias y catorce (14) distritos.

• En el año 2002, la Empresa dejó de pertenecer a un Sistema EléctricoAislado por la incorporación al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional -SEIN a través de la línea de transmisión Aguaytía – Pucallpa, que conectaal Sistema Eléctrico de Pucallpa.

• Por otro lado, el potencial económico de la Región Ucayali, estáconcentrado en clientes madereros e industriales.

• Dentro del área de concesión de ELECTRO UCAYALI se reconoce al SistemaEléctrico de Transmisión Pucallpa, dentro del cual se encuentran losSistemas Eléctricos de Distribución Pucallpa y Campo Verde, asimismo elSistema Eléctrico de Aguaytía es alimentado en 22.9 kV desde la SETAguaytía 138/220/22.9 KV, perteneciente a REP.

PRINCIPALES INSTALACIONES DEL ÁREA DE DEMANDA 14

METODOLOGÍA

CÁLCULO DEL CMA

Siguiendo los criterios y procedimiento establecido en la NORMA, la metodología para la determinaciónde peajes, sigue el siguiente criterio:

• La demanda utilizada para el cálculo de Peajes es la validada por OSINERGMIN en el proceso deaprobación del Plan de Inversiones 2017- 2021 (Resolución OSINERGMIN Nº 193-2016-OS/CD),afectada por los correspondientes factores de pérdidas de distribución, por Área de Demanda ysector típico.

• La actualización del CMA de los SST se realiza según las fórmulas de actualización establecidas en laResolución OSINERGMIN N° 184-2009- OS/CD (modificada y complementada con la ResoluciónOSINERGMIN N° 279-2009-OS/CD) y descontando las Bajas dadas en el periodo comprendido del 24de julio 2006 al 31 de diciembre de 2016.

• La actualización del CMA de los SCT se realiza según la estructura de costos de cada elemento detransmisión puesto en servicio en el período comprendido entre el 24 de julio 2006 y el 31 dediciembre 2016, y se establecen las fórmulas de actualización aplicables.

• El CMA de los SST y SCT se actualiza en cada fijación tarifaria (numeral 24.3 y 24.5 de NORMAaprobada por Res. 217-2013-OS/CD).

• La fórmula general para determinar el CMA de los elementos que intervienen, es la siguiente:

𝐶𝑀𝐴𝑡,𝑎ñ𝑜 = 𝐶𝑀𝐴𝑡 ,𝑎ñ𝑜 + 𝐶𝑀𝐴𝐴𝑙𝑡𝑎𝑠 𝑆𝐶𝑇 ,𝑡 ,𝑎ñ𝑜

2017

2006

− 𝐶𝑀𝐴𝐵𝑎𝑗𝑎𝑠𝑆𝑆𝑇𝐷 ,𝑡 ,𝑎ñ𝑜 + 𝐶𝑀𝐴𝐵𝑎𝑗𝑎𝑠 𝑆𝐶𝑇 ,𝑡 ,𝑎ñ𝑜

2017

2006

COSTO MEDIO ANUAL (CMA)

• Para la determinación del Costo Medio Anual (en adelante “CMA”) de los elementosde los sistemas secundarios y complementarios de transmisión de la empresaELECTRO UCAYALI, se empleará los costos de inversión y de operación ymantenimiento, aplicando los lineamientos de la Norma Tarifas establecido en elArtículo 24º de dicha norma.

• Al respecto, el numeral 24.2 de la Norma Tarifas, establece lo siguiente:

El CMA para las instalaciones de los sistemas distintos al tipo SSTD se calculamediante la siguiente expresión:

CMA = @CI + COyM

Donde:

– @CI: Anualidad del costo de inversión del nivel de tensión “n”, referido al finaldel año, calculado para una vida útil de 30 años y Tasa de Actualización vigentesegún el Artículo 79º de la LCE.

– COyM: Costo estándar de operación y mantenimiento.

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Para la determinación de los costos de operación y mantenimiento de loselementos de los sistemas secundarios y complementarios de transmisión de laempresa ELECTRO UCAYALI, se empleará los porcentajes COyM, aprobadomediante la Resolución OSINERGMIN Nº 082-2015-OS/CD:

CÁLCULO DEL PEAJE (PU)

Para cada Área de Demanda el CMA se recupera mediante el PU determinado para cada nivel de tensión, como el cociente del valor presente del flujo de CMA-IT anuales y demandas mensuales para un horizonte de 4 años. Se calcula mediante la siguiente expresión:

Donde:

PU: Peaje Unitario expresado en ctms S/./kWh

CMA: Costo Medio Anual o parte del CMA asignado a los Usuarios, expresado al 30 de abril de cada año, en miles S/.

α: Tasa de Actualización anual, según el Art. 79° de la LCE o el que la Sustituya.

β: Tasa de actualización mensual calculada con la tasa de actualización anual, obtenida mediante la siguiente expresión:

β= (1 + α ) 1/12 – 1

n : Horizonte para cálculo de peaje, equivalente a 4 años

Dj: Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh

i : Índice de variación del año

j : Índice de variación del mes

El cálculo anterior se efectúa para cada uno de los componentes, según el nivel de tensión: Red de Muy Alta Tensión (MAT), Transformación MAT/AT, Red de Alta Tensión (AT), Transformación AT/MT

PEAJE ACUMULADO POR NIVEL DE TENSIÓN

El peaje acumulado por cada nivel de tensión, resulta de agregar lospeajes correspondientes según la secuencia de los niveles de tensiónen el sentido del flujo de la energía.

– Peaje Acumulado MAT = PUMAT– Peaje Acumulado AT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT– Peaje Acumulado MT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT + PUAT/MT

Donde:

– PUMAT: Peaje unitario por transporte en MAT– PUMAT/AT: Peaje unitario por transformación MAT/AT– PUAT: Peaje unitario por transporte en AT– PUAT/MT: Peaje unitario por transformación AT/MT

DETERMINACIÓN DE FACTORES DE PÉRDIDAS

Los factores de pérdidas medias de Energía (FPMdP) y de potencia(FPMdP), se determinaron de acuerdo a los lineamientos y criteriosestablecidos en el Artículo 19º de la Norma “Tarifas y Compensacionespara Sistemas Secundarios de Transmisión y SistemasComplementarios de Transmisión” aprobados mediante ResoluciónOSINERGMIN Nº 217-2013-OS/CD.

DETERMINACIÓN DE FACTORES DE ACTUALIZACIÓN

Los coeficientes que forman parte de los factores de actualización, sondeterminados a partir de la participación de los indicadores deprocedencia extranjera, procedencia nacional, aluminio y cobre,determinados con la valorización de los elementos de transmisión,valorizadas con los módulos estándares vigentes.

RESULTADOS OBTENIDOS

COSTOS DE INVERSIÓN Y OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE FUTURAS ALTAS 2016

1. INSTALACIONES DEL SCT PARA EL PERIODO 2013 – 2017

No se han ejecutado los Elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017, según se reporta en el ítem 4.3 del informe.

2. INSTALACIONES DEL SCT PARA EL PERIODO 2017 – 2021

Elementos aprobados en el PIT 2017-2021 para ELECTRO UCAYALI, según la RES N°104-2016-OS/CD y RES N°193-2016-OS/CD:

PEAJES Y COMPENSACIONES

En la evaluación de peajes se considera el valor presente de lademanda mensual en el periodo de mayo 2017 – abril 2021. Lainformación de demanda proviene de la publicación del Plan deInversiones 2017-2021, según los siguientes formatos:

• Energía Menores (incluye pérdidas del sistema) F-109 (Detallede la Proyección de Demanda de Energía por Nivel de Tensión– Usuarios Regulados (MWh)).

• Energía Mayores + Nuevos Clientes F-114 (Proyección de laEnergía de Usuarios Libres y Demandas incorporadas (MWh)).

OSINERGMINBASE DE DATOS DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR :

Características del Elemento Costos de Inversion COSTO

Tipo de Código de Tensión Código Costo del Elemento (US$) MEDIO

Año(1) Titular Nombre Código Elemento Instalación Estándar KV Nivel Región Longitud Código COyM ANUAL

Elemento Elemento (3) (2) Módulo (4) Tensión (5) (6) (km) MN ME Aluminio Cobre COyM (US$) (US$)

Año Titular NomEle Sistema TIP_ELEM INST COD_MOD_EST KV NT REG LONG MN ME AL CU COD_COYM COYM CMA

2015 MINEM Transformador SET Aguaytía 220/138/23 Kv, 60 MVASET_07-1 Transformador SET MAT/MT AGUAYTIA TP-220138023-060SE1E 220/138/23 MAT SE 1,500,551 0 0 180,296 SEMAT 54,796 263,462

2015 MINEM Celda de Transformador SET Aguaytía 220 kVSET_07-2 Celda Transformador SET MAT/MT AGUAYTIA CE-220SER1C1EANTR3 220 MAT SE 168,098 289,369 0 0 SEMAT 14,913 71,705

2015 MINEM Celda de Transformador SET Aguaytía 138 kVSET_07-3 Celda Transformador SET MAT/MT AGUAYTIA CE-138SER1C1EANTR3 138 MAT SE 117,028 170,840 0 0 SEMAT 9,384 45,121

2015 MINEM Celda de Transformador SET Aguaytía 23 kV SET_07-4 Celda Transformador SET MAT/MT AGUAYTIA CE-023SER1C1ESBTR1 23 MT SE 19,081 18,669 0 0 SEMT 1,770 6,457

2013 ELECTRO UCAYALI Celda de Línea 1 a SET Parque Industrial 60 kVSET_04-1 Celda Línea SET MAT/AT PARQUE INDISTRIAL-1 CE-060SEU1C1ESBLI2 60 AT SE 70,554 89,530 0 0 SEAT 5,171 25,044

2016 MINEM Transformador SET Parque Industrial 138/60/10 Kv, 55 MVASET_04-3 Transformador SET MAT/AT PARQUE INDISTRIAL-1 TP-138060010-055SE1E 138/60/10 MAT SE 1,213,852 5,000 0 143,771 SEMAT 44,422 213,583

2016 MINEM Celda de Transformador SET Parque Industrial 138 kVSET_04-4 Celda Transformador SET MAT/AT PARQUE INDISTRIAL-1 CE-138SER1C1EANTR3 138 MAT SE 117,028 170,840 0 0 SEMAT 9,384 45,121

2016 MINEM Celda de Transformador SET Parque Industrial 60 kVSET_04-5 Celda Transformador SET MAT/AT PARQUE INDISTRIAL-1 CE-060SER1C1ESBTR2 60 AT SE 56,618 63,794 0 0 SEAT 3,889 18,838

2016 MINEM Celda de Transformador SET Parque Industrial 10 kVSET_04-6 Celda Transformador SET MAT/AT PARQUE INDISTRIAL-1 CE-010SER1C1ESBTR1 10 MT SE 14,945 12,507 0 0 SEMT 1,288 4,696

2013 ELECTRO UCAYALI Lne csl Parque Industrial - Pucallpa 1 LT_PQIND_PUCA1Línea Lne csl Parque Industrial - Pucallpa 1 LT-060SEU0ACS1C1240A 60 AT SE 7.59 486,862 195,721 69,711 0 SEAT 24,299 117,692

2014 ELECTRO UCAYALI Lne Yarina - Pucallpa (repotenciación) LT_YARINA_PUCALínea Lne Yarina - Pucallpa (repotenciación) LT-060SEU0ACS1C1240A-Dif 60 AT SE 6.15 34,912 32,972 34,505 0 SEAT 3,307 16,018

COyM del Elemento

OSINERGMIN F-514

COSTOS ANUALES US$

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR: 14

AÑOS ALTAS US$

1 VP 1 2 3 4

ELECTRO UCAYALI

TRANSPORTE MAT

Costo de inversión CI 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

Anualidad del CI 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

COYM 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

Costo Medio Anual CMA 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

- IT total 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

CMA (SSTD) 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

TRANSFORMACION MAT/AT

Costo de inversión CI 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

Anualidad del CI 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

COYM 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

Costo Medio Anual CMA 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

- IT total 0.00 - - - -

CMA (SSTD) 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

TRANSPORTE AT

Costo de inversión CI 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

Anualidad del CI 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

COYM 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

Costo Medio Anual CMA 0.00 0.0 0.0 0.0 0.0

- IT total 0.00 - - - -

CMA (SSTD) 477,424.23 157,184.5 157,184.5 157,184.5 157,184.5

TRANSFORMACION AT/MT

Costo de inversión CI 2,400,777.17 790,418.5 790,418.5 790,418.5 790,418.5

Anualidad del CI 298,041.26 98,125.4 98,125.4 98,125.4 98,125.4

COYM 77,545.10 25,530.5 25,530.5 25,530.5 25,530.5

Costo Medio Anual CMA 375,586.36 123,656.0 123,656.0 123,656.0 123,656.0

- IT total 0.00 - - - -

CMA (SSTD) 928,223.95 305,603.3 305,603.3 305,603.3 305,603.3

Nota: para los casos de instalaciones asignadas a los Generadores, la fila correspondiente al IT no aplica

DETERMINACIÓN DE PEAJES

FACTORES DE ACTUALIZACIÓN

OSINERGMIN F-522

FACTORES DE ACTUALIZACION DE LOS CMA Y PEAJES

Sistema Eléctrico a Remunerar:

SSTD

AREA TOTAL 14 VALOR PRESENTE

Partes Procedencia Procedencia Cobre Aluminio

Extranjera Nacional Total

Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/.

Transporte MAT 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Transformación MAT/AT 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Transporte AT 786.64 736.39 0.00 97.83 1,620.86

Transformación AT/MT 437.83 2,436.08 277.42 0.00 3,151.32

TOTAL 1,224.46 3,172.47 277.42 97.83 4,772.18

OTROS TIPOS DE SISTEMAS (SCT)

VALOR PRESENTE

Partes Procedencia Procedencia Cobre Aluminio

Extranjera Nacional Total

Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/.

Transporte MAT 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Transformación MAT/AT 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Transporte AT 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Transformación AT/MT 6.58 1,164.38 0.00 104.15 1,275.12

TOTAL 6.58 1,164.38 0.00 104.15 1,275.12

PEAJES

VALOR PRESENTE

Partes Procedencia Procedencia Cobre Aluminio

Extranjera Nacional Total

Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/. Mil S/.

Transporte MAT 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Transformación MAT/AT 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Transporte AT 786.64 736.39 0.00 97.83 1,620.86

Transformación AT/MT 444.40 3,600.46 277.42 104.15 4,426.44

TOTAL 1,231.04 4,336.85 277.42 201.99 6,047.29

COEFICIENTES

Partes Procedencia Procedencia Cobre Aluminio

Extranjera Nacional Total

Transporte MAT 0. 0. 0. 0. 0.

Transformación MAT/AT 0. 0. 0. 0. 0.

Transporte AT 0.4853 0.4543 0. 0.0604 1.

Transformación AT/MT 0.1004 0.8134 0.0627 0.0235 1.

TOTAL 0.2036 0.7172 0.0459 0.0334 1.

MUCHAS GRACIAS