Tarifa en Barra

COMISIN DE TARIFAS DE ENERGA

Com is i n de Tarifas de Ene rga

PROCEDIMIENTO Y CALCULODE LA TARIFA EN BARRA

Fijaci n de Tarifas de Mayo 2000

Lima, mayo del ao 2000


PROCEDIMIENTO Y CALCULO DE LA TARIFA - MAYO 2000 P gina 2 de 59

CONTENIDO1. INTRODUCCIN ............................................................................................................................ 4

2. SISTEMA CENTRO NORTE.......................................................................................................... 6

2.1 PRECIOS BSICOS................................................................................................................................62.1.1 Procedimientos de Clculo .......................................................................................................6

2.1.1.1 Precio Bsico de Energa..........................................................................................................72.1.1.2 Precio Bsico de Potencia.........................................................................................................7

2.1.2 Premisas y Resultados..............................................................................................................72.1.2.1 Previsin de Demanda..............................................................................................................72.1.2.2 Programa de Obras...................................................................................................................82.1.2.3 Costos Variables de Operacin (CVT) ....................................................................................112.1.2.4 Costo de Racionamiento.........................................................................................................162.1.2.5 Precios Bsicos de Potencia y Energa ....................................................................................16

2.2 CARGOS POR TRANSMISIN ...............................................................................................................202.2.1 Sistema Principal de Transmisin...........................................................................................202.2.2 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) ........................................................................................202.2.3 Costo de Operacin y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisin (COyM) .............222.2.4 Frmula de Actualizacin del Peaje por Conexin ..................................................................222.2.5 Factores de Prdidas ..............................................................................................................222.2.6 Ingreso Tarifario ....................................................................................................................232.2.7 Peaje por Conexin del Sistema Principal de Transmisin y Peaje Secundario.........................24

2.2.7.1 Peaje por Conexin................................................................................................................242.2.7.2 Peaje Secundario....................................................................................................................25

2.3 TARIFAS EN BARRA ...........................................................................................................................252.3.1 Tarifas Tericas .....................................................................................................................252.3.2 Comparacin con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ..................................262.3.3 Tarifas en Barra .....................................................................................................................27

3. SISTEMA SUR............................................................................................................................... 29

3.1 PRECIOS BSICOS..............................................................................................................................303.1.1 Procedimientos de Clculo .....................................................................................................30

3.1.1.1 Precio Bsico de Energa........................................................................................................303.1.1.2 Precio Bsico de Potencia.......................................................................................................30

3.1.2 Premisas y Resultados............................................................................................................313.1.2.1 Previsin de Demanda............................................................................................................313.1.2.2 Programa de Obras.................................................................................................................313.1.2.3 Costos Variables de Operacin. ..............................................................................................363.1.2.4 Costo de Racionamiento.........................................................................................................383.1.2.5 Precios Bsicos de Potencia y Energa ....................................................................................39

3.2 CARGOS POR TRANSMISIN ...............................................................................................................403.2.1 Sistema Principal de Transmisin...........................................................................................403.2.2 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) ........................................................................................413.2.3 Costos de Operacin y Mantenimiento de Transmisin (COyM) .............................................413.2.4 Factores de Prdidas ..............................................................................................................413.2.5 Ingreso Tarifario ....................................................................................................................423.2.6 Peaje por Conexin y Peaje Secundario ..................................................................................43

3.3 TARIFAS EN BARRA ...........................................................................................................................443.3.1 Tarifas Tericas .....................................................................................................................443.3.2 Comparacin con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ..................................453.3.3 Tarifas en Barra .....................................................................................................................45

4. SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIN....................................................................... 48

4.1 ACTUALIZACIN DE LOS PEAJES PARA LIMA NORTE Y LIMA SUR ........................................................484.1.1 Peajes fijados en la regulacin de mayo 1999 .........................................................................484.1.2 Peajes actualizados a mayo 2000 ............................................................................................49

4.2 PEAJES SECUNDARIOS EN PROVINCIAS ...............................................................................................504.2.1 Peajes secundarios aprobados en mayo 1999 ..........................................................................504.2.2 Actualizacin de peajes secundarios a mayo 2000...................................................................50

4.2.2.1 Frmulas de actualizacin del cargo base por peaje secundario por transformacin (CBPST) ...50



4.2.2.2 Frmulas de actualizacin del cargo base por peaje secundario por transporte (CBPSL) ...........514.2.2.3 Peajes Actualizados ...............................................................................................................51

5. SISTEMAS AISLADOS ................................................................................................................. 53

5.1 AISLADO TPICO B. GENERACIN A BASE DE CENTRALES HIDROELCTRICAS .......................................545.2 AISLADO TPICO G. SISTEMA MOYOBAMBA TARAPOTO - BELLAVISTA .............................................555.3 AISLADO TPICO H. SISTEMA BAGUA-JAN ........................................................................................56

6. CENTRO DE CONTROL DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIN........................... 57



1. Introducci n

Con fecha 15 de abril de 2000 la Comisin de Tarifas de Energa (CTE)public la Resolucin N 004-2000 P/CTE que fija las Tarifas en Barra para elperodo mayo - octubre 2000.

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Leyde Concesiones Elctricas (Artculo 81) y de su Reglamento (Artculo 162),relacionadas con la obligacin de la CTE de dar a conocer al Sector losprocedimientos utilizados en la determinacin de las tarifas; resume losprocedimientos, clculos y resultados obtenidos para fijar las Tarifas en Barradel perodo indicado.

Se trata por separado dos sectores distintos: (a) El Sistema InterconectadoCentro-Norte, SICN y (b) El Sistema Interconectado Sur, SIS. Para cada unode ellos se proporciona informacin detallada sobre la determinacin de lastarifas que incluye los datos bsicos y los resultados del clculo.

Los precios bsicos, definidos en el Artculo 47 de la Ley y Artculos 125 y126 del Reglamento, estn constituidos por los precios de potencia y energaen las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los preciosmediante factores de prdidas.

Para calcular los precios bsicos de la energa se usan modelos matemticos deoptimizacin y simulacin de la operacin de los sistemas elctricos. El preciobsico de la potencia se determina a partir de los costos unitarios de inversiny los costos fijos de operacin de la mquina ms adecuada para suministrarpotencia de punta, incluida la conexin al sistema de transmisin.

Para determinar los precios en barra en los sistemas interconectados seagregan a los costos marginales de energa los cargos por la transmisininvolucrada. El cargo por transmisin de los sistemas principales se calculpor el mtodo establecido en la Ley, que consiste en determinar el costomarginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido ste comola diferencia entre el costo medio del sistema de transmisin y el costomarginal.

Los precios (tericos) determinados a travs de los modelos de optimizacin ysimulacin fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuestopor el Artculo 53 de la Ley y Artculo 129 del Reglamento. La informacin



de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras ydistribuidoras.

En la presente regulacin se ha efectuado la revisin de los Costos Eficientesde Inversin y los Costos de Operacin y Mantenimiento de las redes delSistema Principal de Transmisin. Para los sistemas secundarios detransmisin se continuarn aplicando los cargos determinados para laregulacin de precios en barra de mayo 1999, debidamente actualizados.Finalmente, se han revisado las tarifas de tres sistemas aislados tpicos yefectuado el anlisis sobre los costos del Centro de Control a reconocer para lasupervisin y control del Sistema Principal de Transmisin de los sistemasinterconectados.



2. Sis te m a Ce ntro Norte

El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) que se extiende desdeMarcona por el sur, hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte deciudades de la regin central y norte del Per se extender hasta conectarsecon el Sistema Interconectado del Sur (SIS) a partir del presente ao, cuandose ponga en servicio la lnea de transmisin a 220 kV Mantaro-Socabaya.

Para el presente perodo de regulacin se debe destacar:

1. La entrada en operacin de la lnea de transmisin a 220 kV Mantaro-Socabaya que dar lugar a la formacin del Sistema ElctricoInterconectado Nacional (SEIN) a partir del mes de setiembre del ao2000.

2. La revisin del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Principal deTransmisin de ETECEN.

3. El reingreso al servicio de la central Machupicchu con 90 MW en elprimer trimestre del ao 2001.

4. El ingreso al servicio de la primera unidad a carbn de ENERSUR en elsegundo semestre del ao 2000.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultadosobtenidos en el proceso de determinacin de las tarifas en barra para elperodo mayo - octubre 2000.

2.1 Pre cios B s icos

2.1.1 Proce dim ie ntos de C lculoEsta seccin describe los procedimientos generales y modelos empleados parael clculo de los precios bsicos en el SICN.



2.1.1.1 Pre cio B s ico de Ene rgaEl precio bsico de la energa se determin a partir de los costosmarginales esperados en el sistema de generacin para los 48 mesesdel perodo de anlisis, de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47 al50 de la Ley.

Para la determinacin de los costos marginales de la energa en elSICN, se utilizaron los modelos JUNRED y JUNTAR proporcionadospor el COES-SICN. Estos modelos de despacho de energa para unsolo nudo, permiten calcular los costos marginales optimizando laoperacin del sistema hidrotrmico con un slo embalse (el lago Junn)en etapas mensuales; utilizan programacin dinmica estocstica paraestablecer el valor del agua embalsada y, mediante simulacin,determinan estrategias de operacin del parque generador. El modelofue utilizado con datos de hidrologa de un perodo de 34 aos (1965-1998) y la demanda esperada hasta el ao 2004.

La representacin de la demanda agregada del sistema en un slo nodose realiz en diagramas de duracin mensual de tres bloques, para cadauno de los 48 meses del perodo de estudio. En consecuencia, loscostos marginales esperados se calcularon para cada uno de los tresbloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costosmarginales, para fines tarifarios, el costo de la energa se resumi enslo dos perodos: punta y fuera de punta, para el perodo fuera depunta se consideraron los bloques de media y base.

2.1.1.2 Pre cio B s ico de Pote nciaEl precio bsico de la potencia se determin a partir de considerar unaunidad turbogas como la alternativa ms econmica para abastecer elincremento de la demanda durante las horas de mxima demandaanual. El precio bsico corresponde a la anualidad de la inversin en laplanta de punta (incluidos los costos de conexin) ms los costos fijosde operacin y mantenimiento anual, y considerando los factores por laTasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de ReservaFirme Objetivo del sistema (D.S. No. 004-99-EM publicado el 20 demarzo de 1999).

2.1.2 Pre m is as y Re s ultadosA continuacin se presenta la demanda, el programa de obras, los costosvariables de operacin y el costo de racionamiento utilizados para el clculode los costos marginales y los precios bsicos de potencia y energa. Semuestra luego la determinacin de los costos y peajes de transmisin y,finalmente, la integracin de precios bsicos y peajes de transmisin paraconstituir las Tarifas en Barra.

2.1.2.1 Pre vis i n de De m andaPara el perodo 2000-2004 se modificaron las previsiones de demandapropuestas por el COES-SICN por aplicacin de lo dispuesto en el Art.123 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas. El ao 1999



fue elegido como ao de demanda base. La demanda considerada seresume en el Cuadro No. 2.1.

Cuadro No. 2.1

2.1.2.2 Program a de ObrasEl programa de obras de generacin empleado para la presente fijacintarifaria se muestra en el Cuadro No. 2.2. La configuracin de esteprograma resulta de considerar el plan ms probable de entrar enservicio durante los prximos cuatro aos, para abastecer la demandade manera econmica.

Cuadro No. 2.2

Adems de las obras de generacin indicadas se tiene previsto, quedurante el perodo de estudio (2000-2004) se producir la integracinde los Sistemas Interconectados Centro - Norte y Sur. Se estima quedicha interconexin se har efectiva en setiembre del ao 2000 a travsde la lnea de transmisin Mantaro-Socabaya; esta lnea es construidapor el Consorcio TransMantaro, empresa ganadora de la licitacinconvocada para otorgar la concesin del sistema de transmisinMantaro-Socabaya.

El Cuadro No. 2.3 presenta la informacin disponible de las centraleshidroelctricas que actualmente operan en el Sistema InterconectadoCentro Norte.



Considerando que entre los aos 2000 y 2004 se prev la incorporacinde dos centrales hidroelctricas, se estima que los incrementos delconsumo sern satisfechos bsicamente por estas centrales y el restopor centrales termoelctricas.

Cuadro No. 2.3



En el Cuadro No. 2.4 a continuacin se presenta la capacidad,combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoelctricasexistentes del Sistema Interconectado Centro Norte.

Cuadro No. 2.4

CENTRALES TERMOELCTRICAS EXISTENTES

Ce ntral Propie tarioPote ncia Efe ctiva

MWCom bus tible

Cons um o Es pe cfico Und./k W h

Turbo Gas Die s e l Malacas 1-2-3 EEPSA 46,7 Die s e l N2 0,354

Turbo Gas Natural Malacas 4 EEPSA 80,4 Gas Natural 12,152

Grupos Die s e l de Ve rd n EEPSA 1,9 Die s e l N2 0,236

Turbo Gas de Ch im bote EGENOR 62,3 Die s e l N2 0,346

Turbo Gas de Trujillo EGENOR 21,2 Die s e l N2 0,343

Turbo Gas de Piura EGENOR 21,4 Die s e l N2 0,347

Grupos Die s e l de Piura EGENOR 26,7 Die s e l N2 0,222

Grupos Die s e l de Ch iclayo EGENOR 24,9 Die s e l N2 0,230

Grupos Die s e l de Sullana EGENOR 11,1 Die s e l N2 0,240

Grupos Die s e l de Paita EGENOR 9 ,2 Die s e l N2 0,254

Grupo Die s e l Pacas m ayo Sulz e r3 C.N.P. ENERGIA 22,8 Re s idual N6 0,265

Grupo Die s e l Pacas m ayo Man C.N.P. ENERGIA 1,7 M e z cla1 R6,D2 0,228

Turbo Gas S anta Ros a UTI EDEGEL 104,4 Die s e l N2 0,301

Turbo Gas Santa Ros a BBC EDEGEL 36,4 Die s e l N2 0,501

Turbo Gas Santa Ros a W TG EDEGEL 121,2 Die s e l N2 0,260

Turbo Gas Ve ntanilla 1 ETEVENSA 109 ,0 Die s e l N2 0,283

Turbo Gas Ve ntanilla 2 ETEVENSA 112,2 Die s e l N2 0,282



Turbo Vapor de Trupal TRUPAL 12,9 Re s idual N6 0,478

Turbo Vapor de Sh ouge s a SH OUGESA 63,6 PIAV 0,305

Turbo Gas Natural Aguayta TG-1 AGUAYTIA 78,1 Gas Natural 11,308

Turbo Gas Natural Aguayta TG-2 AGUAYTIA 78,4 Gas Natural 11,226

G. Die s e l Tum be s Nue va ELECTROPERU 18,1 Re s idual N6 0,211

G. Die s e l Tum be s Las M e rce de s 1 ELECTROPERU 0,7 Die s e l N2 0,260

G. Die s e l Tum be s Las M e rce de s 2 ELECTROPERU 1,8 Die s e l N2 0,256

Total 1 39 5,2

Notas :TG : Turbinas de Gas ope rando con Die s e l N2.

TGN : Turbinas de Gas ope rando con Gas Natural.GD : Grupos Die s e l ope rando con Die s e l N2.

PIAV : Pe tr le o Indus trial de Alta Vis cocidad (500).Und.: Kg. para e l Die s e l N2 y e l PIAV. MBtu para e l Gas Natural.

Me zcla1 R6,D2 : Com pos ici n de Re s idual N6 (85% ) y Die s e l N2 (15% )



2.1.2.3 Cos tos Variable s de Ope raci n (CVT)Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variablesrelacionados directamente a la energa producida por cada unidadtermoelctrica.

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 decombustible de la unidad termoelctrica para producir una unidad deenerga. Dicho costo se determina como el producto del consumoespecfico de la unidad (por ejemplo para una TG que utiliza DieselN2 como combustible el consumo especfico se expresa en kg/kWh)por el costo del combustible (por ejemplo para el Diesel N2 dichocosto se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh omils/kWh1.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo noasociado directamente al combustible pero en el cual incurre la unidadtermoelctrica por cada unidad de energa que produce. Para evaluardicho costo se determina la funcin de costos totales de las unidadestermoelctricas (sin incluir el combustible) para cada rgimen deoperacin (potencia media, arranques y paradas anuales y horas mediasde operacin entre arranques); a partir de esta funcin se deriva elCVNC como la relacin del incremento en la funcin de costo ante unincremento de la energa producida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidadestermoelctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC)asociados a cada unidad termoelctrica, para un rgimen de operacindado (nmero de arranques por ao, horas de operacin promedio porarranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro No. 2.5 muestralos CVNC resultantes de aplicar el procedimiento indicado.

1 Un mil = 1 milsimo de US$.



Cuadro No. 2.5

Precios de los Combustibles Lquidos

En lo relativo al CVC, el precio utilizado para los combustibleslquidos (Diesel N2, Residual N6 y PIAV) considera la alternativa deabastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transportelocal hasta la central de generacin correspondiente.

En el modelo de simulacin de la operacin de las centralesgeneradoras (modelos JUNRED y JUNTAR) se ha considerado comoprecios de combustibles lquidos los fijados por PetroPer en susdiversas plantas de ventas en el mbito nacional.

El Cuadro No. 2.6 presenta los precios de PetroPer para combustibleslquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao) al 31 de marzo del ao2000.



Cuadro No. 2.6

Precio del Gas Natural

Segn el Artculo 124 de la Ley de Concesiones Elctricas, los preciosdel combustible deben ser tomados de los precios del mercado interno.Sin embargo, para el gas natural no existen en la actualidad precios demercado interno.

Por Resolucin Directoral N 038-98-EM/DGE expedida el 25 denoviembre de 1998 por la Direccin General de Electricidad se precisque, mientras no existan las condiciones que permitan obtener losprecios del gas natural en el mercado interno, la Comisin de Tarifasde Energa establecer los costos variables de operacin de lascentrales de generacin termoelctrica que utilizan como combustibleel gas natural para la fijacin de las tarifas de energa en barra.

En consecuencia, el precio de referencia, mientras no se establezca unprecio de mercado interno, debe ser aquel valor que la Comisin deTarifas de Energa determin como resultado de optimizar el desarrollodel parque generador considerando las diferentes alternativas degeneracin con las cuales se pudiera abastecer el crecimiento de lademanda en los prximos aos, incluyendo el gas natural. Este valorfue determinado para la regulacin de precios en barra de noviembre1996 y en su oportunidad se index con la variacin del precio delpetrleo residual en la costa del golfo de los Estados Unidos.

Por tanto, la referencia para el valor del gas natural seco continuarsiendo, el precio medio de los ltimos doce meses del barril delResidual Fuel Oil (PRFO) al 0,7% de contenido de Azufre, en la Costadel Golfo de los Estados Unidos de Norteamrica, tomado de la revistaPetroleum Market Analysis de Bonner & Moore - Honeywell. Deacuerdo con el ltimo nmero de la revista (February 2000), el valordel PRFO alcanza los 17,54 US$/Barril. El valor a utilizar como costodel gas natural para la generacin de electricidad ser el 10% delPRFO por cada milln de Btu (MMBtu). Este costo, que en el presentecaso asciende a 1,754 US$/MMBtu, se ha aplicado a las centralestermoelctricas que operan con gas natural como combustible.

El precio anterior se asume para el poder calorfico superior del gasnatural. El efecto introducido por el poder calorfico inferior realmenteaprovechado por las mquinas se incorpora en el propio rendimiento delas mquinas.



Los valores mximos adoptados para el precio del gas natural secalculan con referencia a un promedio histrico de 12 meses (PRFO)con el objeto de:

1. Introducir un elemento estabilizador de las variaciones de lastarifas elctricas. El promedio de 12 meses atena la marcadaestacionalidad de los ciclos de invierno y verano en el mercadodel petrleo de la Costa del Golfo de los Estados Unidos.

2. Introducir un elemento de inercia que, sin alterar los preciosmedios de la electricidad en el mediano plazo, evite lasvariaciones bruscas de las tarifas con las oscilaciones naturalesque se producen en los precios spot del petrleo.

Impuesto Selectivo al Consumo en el Precio del Diesel 2

En el presente estudio, para el clculo de la tarifa, se ha excluido elImpuesto Selectivo al Consumo (ISC) a los combustibles ya que, segnel Artculo 50 de la Ley de Concesiones Elctricas, los costos de loscombustibles para la presente regulacin de tarifas deben tomarse aprecios vigentes en el mes de marzo del ao 2000.

Precio del Carbn

Entre los combustibles utilizados para la generacin se encuentra elcarbn que ser consumido en la Central Termoelctrica Ilo 2.

Dadas las caractersticas de la planta se ha establecido que el precioque corresponde reconocer por este combustible es de 35,16US$/tonelada. Este valor resulta de tomar la referencia de preciosinternacionales suministrada por la publicacin Coal WeekInternational y lo sealado por la ficha de proyecto suministrada porENERSUR en la cual se indica que el carbn a utilizar sera importadode Indonesia con un poder calorfico alto de 5 400 kcal/kg y un podercalorfico inferior de 5 033 kcal/kg, adems del flete martimo, seguro,aranceles, gastos de aduana, Impuesto Selectivo al Consumo, etc.

Otros costos en el precio de los combustibles lquidos

Los precios de los combustibles puestos en cada central se calculan apartir de: el precio del respectivo combustible en el punto de comprams cercano, el flete, el tratamiento del combustible y los stocks(almacenamiento) para cada central elctrica. No obstante, es posibletomar como referencia la informacin del Cuadro No. 2.6 (precios delcombustible en Lima) y calcular un valor denominado Otros pararelacionar el precio del combustible en cada central con respecto alprecio en Lima. Este resultado se muestra en el Cuadro No. 2.7.



Cuadro No. 2.7

Con los precios anteriores y los consumos especficos del Cuadro No.2.4 se determinan los costos variables totales de cada unidadgeneradora como se muestra en el Cuadro No. 2.8.



Cuadro No. 2.8COSTOS VARIABLES DE OPERACI N

Ce ntral Cons um o Cos to de l CVC CVNC CVTE s pe cfico Com bus tible US$/M W h US$/M W h US$/M W h

Turbo Gas D ie s e l M alacas 1-2-3 0,354 29 8,7 105,75 4,00 109 ,75Turbo Gas Natural M alacas 4 12,152 1,754 21,31 2,25 23,56Grupo s D ie s e l de Ve rd n 0,236 29 8,7 70,50 7,37 77,87Turbo Gas de Ch im b o te 0,346 302,2 104,57 2,70 107,27Turbo Gas de Trujillo 0,343 302,2 103,66 2,70 106,36Turbo Gas de Piura 0,347 300,1 104,12 2,70 106,82Grupo s D ie s e l de Piura 0,222 300,1 66,61 7,11 73,72Grupo s D ie s e l de Ch iclayo 0,230 304,0 69 ,9 2 7,04 76,9 6Grupo s D ie s e l de Sullana 0,240 29 9 ,7 71,9 3 7,30 79 ,23Grupo s D ie s e l de Paita 0,254 301,3 76,53 7,54 84,07Grupo Die s e l Pacas m ayo Sulz e r3 0,265 178,8 47,39 7,04 54,43Grupo Die s e l Pacas m ayo Man 0,228 19 6,3 44,75 7,04 51,79Turbo Gas Santa Rosa UTI 0,301 302,7 9 1,11 7,07 9 8,18Turbo Gas Santa Rosa BBC 0,501 302,8 151,71 6,30 158,01Turbo Gas Santa Rosa WTG 0,260 302,7 78,70 4,10 82,80Turbo Gas Ve ntanilla 1 0,283 302,7 85,66 3,32 88,9 8Turbo Gas Ve ntanilla 2 0,282 302,7 85,36 3,32 88,68Turbo Gas Ve ntanilla 3 0,236 302,7 71,44 4,00 75,44Turbo Gas Ve ntanilla 4 0,237 302,7 71,74 4,00 75,74Turbo Vapor de Trupal 0,478 177,6 84,88 8,00 9 2,88Turbo Vapor de Sh ouge s a 0,305 172,7 52,67 2,00 54,67Turbo Gas Natural Aguayta TG-1 11,308 1,754 19 ,83 3,03 22,86Turbo Gas Natural Aguayta TG-2 11,226 1,754 19 ,69 3,03 22,72G. Die s e l Tum be s Nue va 0,211 180,2 38,02 3,9 7 41,9 8G. Die s e l Tum be s La s M e rce de s 1 0,260 307,7 79 ,9 9 2,10 82,09G. Die s e l Tum be s La s M e rce de s 2 0,256 307,7 78,76 2,23 80,9 9Turbo Gas Natural Camis ea TGN1 10,750 1,754 18,86 2,25 21,11Turbo Gas Natural Camis ea TGN2 10,750 1,754 18,86 2,25 21,11NO TAS :

Cons u m o E sp ecfico : Com b u s tib le s Lq uidos = Ton/M W h ; Gas Natural = M M Btu/M W h .Cos to de l Com bu stible : Com b u s tib le s Lq uidos = US$/Ton; Gas Natural = US$/M M Btu.

2.1.2.4 Cos to de Racionam ie ntoPara el Sistema Interconectado Centro Norte se mantiene el costo deracionamiento establecido por la Comisin de Tarifas de Energa parala anterior fijacin de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ porkWh.

2.1.2.5 Pre cios B s icos de Pote ncia y Ene rgaConsiderando la interconexin SICN-SIS prevista para realizarse ensetiembre del ao 2000 se ha revisado el costo de la potencia quedeber utilizarse para el Sistema Elctrico Interconectado Nacional(SEIN) a partir de la interconexin de los sistemas. El resultado de losanlisis efectuados ha establecido que la unidad ms econmica paraabastecer la demanda de punta ser una unidad del orden de 122,48MW de capacidad instalada en Lima (subestacin San Juan 220 kV).

Hasta antes de la interconexin se continuar utilizando el precioBsico de Potencia determinado por la CTE en 1997, debidamenteactualizado.

Los Cuadros No. 2.9 y 2.10 muestran los precios bsicos de potencia yenerga respectivamente en las barras base del Sistema Interconectado



Centro Norte, calculados de acuerdo con lo dispuesto por el Art. 47 dela Ley de Concesiones Elctricas.

El Costo Bsico de Potencia para la presente fijacin se hadeterminado a partir del estudio detallado que se realiz para lafijacin de noviembre de 1997 y en la cual se obtuvo un precio bsicode 16,68 Soles/kW-mes (79,46 US$/kW-ao). Este valor correspondea la suma de la inversin anual ms los costos fijos de operacin ymantenimiento (COyM) de una central a turbina de gas de 100 MW depotencia (ISO) ubicada en Lima. El valor indicado se reajustpreviamente a 16,65 S/./kW-mes, considerando la Tasa deIndisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen deReserva Firme Objetivo del sistema igual a 19% (D.S. No. 004-99-EMpublicado el 20/03/99) para posteriormente actualizarse al mes demarzo 2000 de acuerdo a los correspondientes factores deactualizacin segn se indica en el Cuadro No. 2.9.

Cuadro N. 2.9

PRECIO BSICO DE LA PO TENCIA DE PUNTA(Ubicaci n : Lim a 220 k V)

S /./k W -m e s

Actu alizaci n d e l Pre cio de Pote ncia de Punta:

PPM = PPM0 * { a * ( TC / TCo ) * ( 1,0 + TA ) / ( 1,0 + TAo ) + b * ( IPM / IPMo ) }

Pre cio Pote ncia Inicial PPM 0 16,65

Fijaci n Nov. 9 7 Tipo de Cam b io Tas a Arance laria Indice d e Pre ciosa b TCo TC TAo TA IPM o IPM

0,728 0,272 2,654 3,488 12% 12% 131,076560 150,762653

Pre cio Potencia de Punta - Fijaci n Mayo 2000 PPM 21,14

Donde :

PPM0 = Pre cio de Pote ncia de Punta, basado e n e l e s tud io re alizado para la Fijaci n Novie m bre 19 9 7, e n S/./k W - m e s . PPM = Pre cio de Pote ncia de Punta, actualizado, e n S/./k W -m e s . a , b = Factore s de te rm inados e n la Fijaci n Novie m bre 19 9 7, Re s olu ci n No. 026-9 7 P/CTE.FTC = Factor de l Tipo de Cam b io.FTA = Factor de la Tas a A rance laria.FPM = Factor de l Pre cio al Por Mayor.TCo = Tasa d e Cam bio inicial igual a S/. 2.654 por US$ D lar.TC = Tasa d e Cam bio vige nte al ltim o d a de l m e s de m arzo de 2000.TAo = Tasa Arance laria inicial igual a 12% .TA = Tasa Arance laria vige nte al ltim o d a de l m e s de m arzo d e 2000.IPMo = Indice de Pre cios al Por Mayor inicial igual a 131.076560.IPM = Indice de Pre cios al Por Mayor vige nte al ltim o d a de l m e s de m arzo de 2000.Nota.- El valor PPM 0 h a s ido re aju s tado conside rando la Tas a de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y e l M a rge n de R e s e rva Firm e O b je tivo de l s is te m a igual a 19 % (D.S. No 004-9 9 -EM, fe ch a de publicaci n: 20/03/9 9 ).

El Cuadro No. 2.10 presenta el Precio Bsico de la Energa en la barrabase Lima, el cual se determin de la optimizacin y simulacin de laoperacin del SICN para los prximos 48 meses (modelos JUNRED yJUNTAR).



Cuadro No. 2.10

A partir de la interconexin de los sistemas SICN y SIS se utilizar el costodeterminado para una unidad de 122,48 MW de capacidad de acuerdo aldetalle que se indica en el Cuadro No. 2.11.

Cuadro N. 2.11

Determinacin del Precio Bsico de Potencia para el SEIN

Para la determinacin 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, 1998-99 Handbook. Para los costos deinstalacin y conexin se han utilizado metrados de las instalacionesrequeridas y costos de mercado de los componentes y equipos. Los costos de



mano de obra y montaje corresponden a los costos ms recientes del mercadolocal.

El Artculo 126 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas detallael procedimiento que permite determinar el Precio Bsico de la Potencia. Conel fin de aplicar este procedimiento, la Comisin de Tarifas de Energa efectalos anlisis y estudios de detalle para determinar los diferentes parmetros.

El tipo y tamao de la unidad se calcul a travs del modelamiento de laexpansin y operacin ptima del sistema. La ubicacin de la central sedetermin tomando en cuenta la ubicacin tcnico-econmica ptimaconsiderando las restricciones del sistema.

De acuerdo al procedimiento para la determinacin del Precio Bsico de laPotencia, primeramente se efectu el clculo de la Anualidad de la Inversinde la Unidad de Punta, tomando en consideracin lo siguiente:

Costos de inversin de la unidad de generacin y de los equipos deconexin al sistema.

Metrados de las instalaciones de la central. Los costos y valorizaciones basados en costos de obras ejecutadas en el

pas y de cotizaciones realizadas de equipos y suministros.

Los intereses durante la construccin, la tasa de actualizacin y la vida tildel equipo de generacin y conexin a la red.

El costo total de la inversin fue el resultado de la suma del costo de inversinde la central trmica y del costo de inversin de la conexin a la red.

Para la determinacin del Precio Bsico de la Potencia de Punta se emple,adicionalmente a la Anualidad de la Inversin de la Unidad de Punta, el CostoFijo Anual de Operacin y Mantenimiento en trminos unitarios de capacidadestndar.

Para el Costo Fijo Anual de Operacin y Mantenimiento estndar se tom encuenta:

El costo anual del personal incluyendo los beneficios sociales. Los gastos generales de las actividades en la central. El costo fijo de operacin y mantenimiento correspondiente a un nmero

determinado de arranques al ao.

Se obtuvo el Costo de Capacidad por unidad de potencia estndar, al sumarlos costos unitarios estndares de la Anualidad de la Inversin y del Costo Fijoanual de Operacin y Mantenimiento estndar.Para hallar el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva semultiplic el Costo de Capacidad por unidad de potencia estndar por el factorde ubicacin, el cual es el cociente de la potencia estndar 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 PrecioBsico de la Potencia.



2.2 Cargos por Trans m is i n

2.2.1 Sis te m a Principal de Trans m is i nEn el caso del SICN, el Sistema Principal de Transmisin comprende elsistema costero a 220 kV, que se extiende desde la subestacin San Juan enLima, hasta la subestacin Piura Oeste en Piura. El SICN pasar a formarparte del Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN) a partir del mes desetiembre del ao 2000, fecha prevista para la entrada en servicio de la lneaMantaro-Socabaya que enlazar al SICN con el SIS.

Durante el presente periodo de regulacin ingresarn tres nuevos conjuntos deinstalaciones a formar parte del Sistema Principal de Transmisin, ellosforman parte de sendos compromisos adquiridos por el Estado (contratosBOOT) para la ampliacin de los sistemas de transmisin, y que sern motivode resoluciones complementarias:

1. La lnea de transmisin Mantaro-Socabaya a 220 kV a cargo deTransMantaro, prevista para ingresar al servicio en setiembre del ao2000;

2. La segunda terna de la lnea de transmisin Socabaya-Moquegua, ms laampliacin de la Subestacin Socabaya y la Subestacin Moquegua, acargo de REDESUR, prevista para ingresar al servicio en setiembre delao 2000; y,

3. Las lneas de transmisin Moquegua-Tacna y Moquegua-Puno y lasSubestaciones de Puno y Los Hroes (Tacna), prevista para ingresar alservicio en marzo del ao 2001. Esta obras tambin pertenecen al sistemade REDESUR.

De las instalaciones indicadas, las dos ltimas pertenecen al actual SistemaInterconectado del Sur (SIS).

2.2.2 Valor Nue vo de R e e m plazo (VNR)Para la determinacin del Valor Nuevo de Reemplazo se han consideradonicamente las instalaciones de transmisin existentes. Las instalaciones queingresen al servicio dentro del periodo de la presente regulacin, y cuyapertenencia al Sistema Principal haya sido aprobada por el Ministerio deEnerga y Minas, sern tomadas en cuenta en cuanto las mismas se encuentrenlistas para ingresar al servicio comercial, para lo cual la CTE deber emitir lascorrespondientes Resoluciones que modifiquen el Peaje por Conexin. Estemismo procedimiento se seguir para incorporar nuevas instalaciones cuyotrmite de incorporacin al SPT se encuentra en proceso.

La CTE ha revisado el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), as como losCostos de Operacin y Mantenimiento (COyM) de las redes que componen elSistema Principal de Transmisin del SICN. Para ello, se ha utilizado lainformacin detallada suministrada por las propias empresas de transmisin enlos formularios que les fueran alcanzados en su oportunidad. Asimismo, sehan usado los resultados de estudios efectuados internamente y con el apoyode consultores.



Como parte del anlisis se admitieron los diseos, los cuales fueronsustentados cualitativamente por las empresas. Sin embargo, la valorizacin serealiz de acuerdo a precios de mercado de los componentes.

En el anlisis efectuado por la CTE se incluyen correcciones con precios demercado a los costos unitarios de los principales componentes de lneas ysubestaciones (conductores activos, cables de guarda, interruptores,seccionadores de lnea, transformadores de medida, etc.), proporcionados porla empresa titular de transmisin.

Asimismo, los costos indirectos que corresponden a los gastos generales yutilidades asociados a las obras desarrolladas por el Contratista se han fijado apartir de los valores de mercado para este tipo de obra, obtenindose enpromedio un 30% para lneas de transmisin y 27% para celdas. Estosporcentajes son con respecto a los costos directos relacionados con las obrasciviles, las obras electromecnicas y el flete terrestre.

Con relacin a la compensacin reactiva, la CTE ha valorizado a precios demercado los equipos que actualmente estn instalados en el sistema.

Los valores de cada uno de los componentes del VNR del sistema principaldel SICN se muestran en el Cuadro No. 2.12.

Cuadro No. 2.12

VALOR NUEVO DE REEM PLAZ O DEL SISTEM A PRINCIPAL(e n m illone s d e US$)

DE BARRA A BARRA K m Ln e as Com p e n TotalCH ICLA Y O O E S TE PIURA OESTE 211,2 16,29 1

Re acto r 20 M VAR 0,763 17,054GUADALUPE CH ICLA Y O O E S TE 83,7 8,825

SVC + 30/-30 M VAR 2,663 11,488TRUJILLO NORTE GUADALUPE 103,4 9 ,9 9 3

Re acto r 20 M VAR 0,9 24 10,9 16CH IM B O TE 1 TRUJILLO NORTE 133,8 12,041

SVC + 30/-20 M VAR 3,081 15,122PARAMONGA CH IM B O TE 1 221,2 19 ,661

Banco 35 M VAR 0,49 9 20,159Z APALLAL PARAMONGA 164 16,514

Re acto r 40 M VAR 1,026 17,540VE NTANILLA Z APALLAL 18,0 4,883 4,883CH AVARRIA VE NTANILLA 10,6 9 ,333 9 ,333SANTA RO S A CH AVARRIA 8,5 4,773 4,773SANTA RO S A SAN JUAN 26,4 8,479

Banco 45 M VAR 2,39 2 10,871

Totales S i s te m a Principal d e Trans m is i n (Lne as y Com p en ) 9 80,6 110,79 2 11,347 122,139

Centro de Control (S PT) 2,588

Total Sis te m a Principal d e Trans m is i n 9 80,6 110,79 2 11,347 124,727



2.2.3 Cos to de Ope raci n y Mante nim ie nto de l Sis te m a Principal deTrans m is i n (COyM)

El valor del Costo de Operacin y Mantenimiento del Sistema Principal deTransmisin (COyM) utilizado para el Sistema Interconectado Centro Norteasciende al monto de 13,19 millones de Nuevos Soles, o un equivalente a 3,78millones de US$ si se utiliza el tipo de cambio vigente al 31 de marzo del ao2000.

En el procedimiento empleado para la determinacin del valor del COyM,sealado en el prrafo anterior, se revisaron los recursos, mano de obra,materiales, maquinarias y equipos que tienen impacto en el costo demantenimiento, establecindose los costos de acuerdo a los precios demercado vigentes. Asimismo, se revisaron los recursos utilizados en cadaactividad, se analizaron las frecuencias y el alcance requerido para lasactividades con mayor peso en el mantenimiento y se eliminaron lasactividades redundantes que no agregaban valor al mantenimiento. Para larevisin de los costos de operacin y gestin, se compararon los costos derubros equivalentes de importantes empresas del mercado.

2.2.4 F rm ula de Actualizaci n de l Pe aje por Cone xi nLa CTE ha efectuado una revisin de los factores que se incluyen en lafrmula de actualizacin del Peaje por Conexin. Esta revisin ha sidorealizada en funcin del anlisis detallado de la valorizacin de lasinstalaciones de transmisin y de los costos estndares de operacin ymantenimiento efectuado por las empresas concesionarias y remitido a la CTEpor medio de los formularios estndar elaborados para tal fin. De esta forma,los factores de actualizacin reflejan los insumos empleados tanto en lasinversiones como en la operacin y mantenimiento para las instalaciones delSistema Principal de Transmisin.En la revisin efectuada se ha determinado que los cargos de peaje tienen unacomposicin aproximada de 80% atribuible al efecto de las inversiones y 20%atribuible a los Costos de Operacin y Mantenimiento. Cada uno de estoscomponentes tiene a su vez una desagregacin en funcin del costo en monedanacional y en moneda extranjera;La ponderacin general en moneda nacional y moneda extranjera de los costosde inversin y de operacin y mantenimiento sealados anteriormente para lasinstalaciones del SPT resulta en los siguientes componentes para laactualizacin de los cargos del Peaje por Conexin unitario:

Moneda Extranjera : 52 %Moneda Nacional : 48%

2.2.5 Factore s de P rdidasLos factores de prdidas utilizados para expandir los precios de potencia yenerga a partir de las barras de referencia se han calculado considerando eldespacho econmico del sistema mediante simulaciones detalladas del flujo depotencia en las lneas de transmisin. Los resultados se presentan en el CuadroNo. 2.13.



Cuadro No. 2.13

2.2.6 Ingre s o TarifarioDado el precio bsico de la energa y el conjunto de factores de prdidas sehan determinado los precios en las dems barras o subestaciones del sistema.A partir de estos precios y los flujos de potencia en las lneas, se ha calculadoel Ingreso Tarifario (IT) anual de cada una de las lneas.

Los resultados indican que todas las lneas del sistema principal detransmisin poseen un IT negativo. Dado que para efectos del clculo delpeaje slo se deben tener en cuenta los IT positivos, el IT total del sistemaprincipal es igual a cero. Ver Cuadro No. 2.14.



Cuadro No. 2.14

2.2.7 Pe aje por Cone xi n de l Sis te m a Principal de Trans m is i n y Pe ajeSe cundario

2.2.7.1 Pe aje por Cone xi nEl peaje de transmisin se calcula como:

Peaje aVNR COyM IT= + -Donde:

aVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo o de lasinversiones eficientes en el Sistema de Transmisin

COyM = Costo de Operacin y Mantenimiento Anual

IT = Ingreso Tarifario (siempre y cuando sea positivo)

El peaje de conexin unitario se calcula dividiendo el peaje total detransmisin entre la Mxima Demanda anual proyectada a serentregada a los clientes. Para el presente caso se ha considerado unaMxima Demanda anual esperada igual a 2011 MW.

Con el VNR reconocido por el sistema de transmisin y los costos deoperacin y mantenimiento sealados anteriormente, el Peaje porConexin al sistema principal de transmisin resulta: 9,579 US$/kW-ao.



El Cuadro No. 2.15 muestra el resultado del clculo del Peaje porConexin para el periodo que va desde mayo 2000 hasta laoportunidad en que ingrese al servicio la lnea de transmisin Mantaro-Socabaya o la Segunda Terna en 220 kV de la lnea Socabaya-Moquegua.

Cuadro No. 2.15

Despus que ingrese al servicio cualquiera de las mencionadas lneas,ser necesario aplicar un nuevo Peaje por Conexin, cuya aprobacindeber hacerse mediante Resolucin expresa.

2.2.7.2 Pe aje Se cundarioLos peajes secundarios se muestran en el Cuadro N 2.16.

Cuadro N 2.16

2.3 Tarifas e n BarraLa barra de referencia para la aplicacin del Precio Bsico de la Energa es laciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarra 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 generacin.Para el precio bsico de la potencia se considera como referencia la ciudad deLima en 220 kV (San Juan, Santa Rosa o Chavarra), por ser sta la ubicacinms conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en elSICN. De acuerdo al ltimo anlisis realizado por la CTE el lugar msapropiado para instalar capacidad adicional de punta, una vez constituido elSEIN ser la barra en 220 kV de la Subestacin San Juan en Lima.

2.3.1 Tarifas Te ricasLas tarifas tericas de potencia y energa en cada barra, para el caso delSistema Principal de Transmisin, fueron obtenidas expandiendo los preciosbsicos con los respectivos factores de prdidas y se muestran en el Cuadro



No. 2.17. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos portransmisin.

Cuadro No. 2.17

TARIFAS TE R ICAS - M O NEDA EXTRANJERA

PPM PC S PT PPB CPSEE PEMP PE M FP$/k W - m e s $/k W - m e s $/k W - m e s ctv.$/k W h ctv.$/k W h ctv.$/k W h

TALARA 5,34 0,76 6,10 3,83 2,36PIURA OESTE 5,42 0,76 6,18 3,86 2,38CH ICLAYO OESTE 5,41 0,76 6,17 3,81 2,35GUADALU PE 5,46 0,76 6,22 3,81 2,36TRUJILLO NORTE 5,54 0,76 6,30 3,82 2,36CH IM BOTE 5,51 0,76 6,26 3,79 2,34PARAM O N G A 5,58 0,76 6,33 3,72 2,30Z APALLAL 5,9 9 0,76 6,75 3,87 2,39VENTANILLA 6,04 0,76 6,79 3,89 2,40CH AVAR R IA 6,06 0,76 6,82 3,9 0 2,41S ANTA R O S A 6,06 0,76 6,82 3,9 0 2,41S AN JU AN 6,06 0,76 6,82 3,9 0 2,41INDEPENDENCIA 5,9 1 0,76 6,67 3,80 2,35ICA 5,9 8 0,76 6,73 0,16 3,85 2,38MARCONA 6,21 0,76 6,9 7 0,51 3,9 5 2,44MANTARO 5,45 0,76 6,21 3,58 2,21H UAYUCACH I 5,59 0,76 6,35 3,66 2,26PACH ACH ACA 5,76 0,76 6,52 3,74 2,31H UANCAVELICA 5,55 0,76 6,31 3,64 2,25CALLAH UANCA ELP 5,86 0,76 6,61 3,79 2,34H UALLANCA 5,19 0,76 5,9 5 3,59 2,22TINGO MARIA 220 4,9 7 0,76 5,73 3,36 2,07H UANUCO (*) 5,28 0,76 6,04 3,49 2,15

NotasPPM Pre cio de Pote ncia M a rginal

PCS PT Pe aje d e Cone x i n Unitario al Sis te m a Principal de Trans m s i nPPB Pre cio de Pote ncia e n Barra

CPSEE Cargo por Pe aje S e cundario Eq uivale nte e n Ene rgaPEMP Pre cio de Ene rga Marginal e n H oras PuntaPEMF Pre cio de Ene rga Marginal e n H oras Fu e ra de Punta

Barra

(*) La subestacin Hunuco no tiene indicado el CPSEE, por tal motivo se deberincluir el cargo de peaje secundario de manera similar a lo previsto en la Resolucinde precios en barra de noviembre de 1999.

2.3.2 Com paraci n con e l Pre cio Prom e dio Ponde rado de los Clie nte sLibre s

A fin de cumplir con la disposicin del Artculo 53 de la Ley de ConcesionesElctricas y Artculo 129 de su Reglamento se han comparado los preciostericos con el precio promedio ponderado del mercado libre.

Para el caso del Sistema Interconectado Centro Norte, el precio libre promedioresulta 14,041 cntimos de S/./kWh. De conformidad con el Artculo 129inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios tericoscalculados en el numeral 2.3.1, el precio ponderado resultante es 13,020cntimos de S/./kWh. La relacin entre ambos precios resulta 0,9273. Estarelacin muestra que los precios tericos no difieren en ms del 10% de losprecios libres vigentes, razn por la cual los precios tericos de la energa son



aceptados como Tarifas en Barra definitivas. El Cuadro No. 2.18 muestra elresultado de la comparacin entre precios tericos y libres.

Cuadro No. 2.18

CO M PARACI N PRE CIO LIBRE Vs . PRECIO TE R ICOValore s d e l ltim o S e m e s tre

Em pre s as Ve nta de Ene rga Factu raci n : M ill n Sole s Pre cio M e dio : Ctm .S/./k W h Com paraci nTipo Nom b re G W h Participaci n Libre Te rico Libre Te rico Te rico/Libre

E d e g e l 157,247 6,5% 24,467 20,351 15,560 12,9 42 -16,82%Ele ctrope r 448,09 8 18,5 % 61,165 48,102 13,650 10,735 -21,36%Cah u a 88,327 3,6% 8,19 2 9 ,768 9 ,275 11,058 + 19 ,23%Ege nor 9 7,432 4,0% 16,517 14,102 16,9 53 14,474 -14,62%Sh o u g e s a 139 ,418 5,8% 23,874 24,458 17,124 17,543 + 2,45%Ee ps a 2 9 ,820 1,2% 5,231 4,337 17,541 14,544 -17,09 %Ele ctro Ande s 549 ,778 22,7 % 80,59 0 74,9 9 6 14,659 13,641 -6,9 4%O tro s 2,181 0,1% 2,277 4,347 104,429 19 9 ,360 + 9 0,9 1%E d e lnor 450,837 18,6 % 58,704 56,580 13,021 12,550 -3,62%Ed ec h ancay 9 ,377 0,4% 1,085 1,066 11,566 11,371 -1,69 %Edeca e te 2,010 0,1% 0,366 0,356 18,233 17,705 -2,9 0%Lu z d e l Sur 256,9 50 10,6 % 31,473 32,246 12,249 12,550 + 2,46%Ele ctro Sur M e d i o 31,223 1,3% 4,39 0 4,285 14,059 13,724 -2,38%Ele ctro Nor O e s te 11,330 0,5% 1,373 1,304 12,118 11,510 -5,02%H i drand ina 7 9 ,763 3,3% 10,771 10,119 13,504 12,687 -6,05%Ele ctroce ntro 67,457 2,8% 9 ,500 8,835 14,084 13,09 7 -7,00%

Total 2 421,248 100,0% 339 ,9 76 315,252 14,041 13,020 -7,27%

R e s u m e n d e la Com paraci nPre cio Libre Vs . Pre cio Te rico

Pre cio Libre 14,041 Ce nt.S/./k W hPre cio Te rico 13,020 Ce nt.S/./k W hCom paraci n 0,9 273 Te rico/Libre

Factor de Aju s te 1,0000

Gen

erad

orD

istr

ibui

dor

2.3.3 Tarifas e n BarraDado que el precio terico queda dentro del rango del 10% del precio libre, losvalores resultantes no se ajustaron. En el Cuadro No. 2.19 se muestran lasTarifas en Barra, en moneda extranjera, aplicables para la presente fijacin detarifas.

El Cuadro N 2.20 contiene las Tarifas en Barra del Cuadro N 2.19,expresadas en Nuevos Soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 31 demarzo del ao 2000: 3,488 S/./US$



Cuadro No. 2.19

TARIFAS EN BARRA - M O NEDA EXTRANJERA

Factor d e Aju s te PPM PC S PT PPB CPSEE PEM P PEM FP1,0000 $/k W - m e s $/k W - m e s $/k W - m e s ctv.$/k W h ctv.$/k W h ctv.$/k W h

TALARA 5,34 0,76 6,10 3,83 2,36PIURA OESTE 5,42 0,76 6,18 3,86 2,38CH ICLAYO OESTE 5,41 0,76 6,17 3,81 2,35GUADALU PE 5,46 0,76 6,22 3,81 2,36TRUJILLO NORTE 5,54 0,76 6,30 3,82 2,36CH IM BO TE 5,51 0,76 6,26 3,79 2,34PARAMONGA 5,58 0,76 6,33 3,72 2,30Z APALLAL 5,9 9 0,76 6,75 3,87 2,39VENTANILLA 6,04 0,76 6,79 3,89 2,40CH AVAR R IA 6,06 0,76 6,82 3,9 0 2,41S ANTA R O S A 6,06 0,76 6,82 3,9 0 2,41S AN JU AN 6,06 0,76 6,82 3,9 0 2,41INDEPENDENCIA 5,9 1 0,76 6,67 3,80 2,35ICA 5,9 8 0,76 6,73 0,16 3,85 2,38M ARCONA 6,21 0,76 6,9 7 0,51 3,9 5 2,44M ANTARO 5,45 0,76 6,21 3,58 2,21H UAYUCACH I 5,59 0,76 6,35 3,66 2,26PACH ACH ACA 5,76 0,76 6,52 3,74 2,31H UANCAVELICA 5,55 0,76 6,31 3,64 2,25CALLAH UANCA ELP 5,86 0,76 6,61 3,79 2,34H UALLANCA 5,19 0,76 5,9 5 3,59 2,22TINGO MARIA 220 4,9 7 0,76 5,73 3,36 2,07H UANUCO (*) 5,28 0,76 6,04 3,49 2,15

Cuadro No. 2.20

TARIFAS EN BARRA - MO NEDA NACIO NAL

Factor d e Aju s te PPM PC S PT PPB CPSEE PEM P PEM FP1,0000 S /./k W - m e s S /./k W - m e s S /./k W - m e s ctm .S /./k W h ctm .S /./k W h ctm .S /./k W h

TALARA 18,62 2,64 21,26 13,35 8,25PIURA OESTE 18,9 1 2,64 21,55 13,45 8,31C H ICLAYO OESTE 18,88 2,64 21,53 13,28 8,21GUADALU PE 19 ,05 2,64 21,69 13,30 8,22TR U JILLO NORTE 19 ,32 2,64 21,9 6 13,32 8,23C H IM BO TE 19 ,21 2,64 21,85 13,21 8,16PARAMONGA 19 ,45 2,64 22,09 12,9 9 8,02Z APALLAL 20,9 1 2,64 23,55 13,49 8,33VENTANILLA 21,06 2,64 23,70 13,56 8,38CH AVAR R IA 21,14 2,64 23,78 13,60 8,40S ANTA RO S A 21,14 2,64 23,78 13,60 8,40S AN JUAN 21,14 2,64 23,78 13,60 8,40INDEPENDENCIA 20,63 2,64 23,27 13,27 8,20ICA 20,85 2,64 23,49 0,55 13,43 8,30MARCONA 21,67 2,64 24,31 1,79 13,80 8,52MANTARO 19 ,01 2,64 21,65 12,50 7,72H UAYUCACH I 19 ,50 2,64 22,14 12,75 7,88PACH ACH ACA 20,09 2,64 22,73 13,04 8,06H UANCAVELICA 19 ,36 2,64 22,00 12,69 7,84CALLAH UANCA ELP 20,43 2,64 23,07 13,22 8,17H UALLANCA 18,10 2,64 20,74 12,52 7,74TINGO MARIA 220 17,33 2,64 19 ,9 7 11,71 7,24H UANUCO (*) 18,41 2,64 21,05 12,16 7,51

Tipo de Cambio 3,488 S /./U S $ F.C. 74,7% % E H P 21,1%Notas

PPM Pre cio de Pote ncia Marginal.PC S PT Pe aje de Cone x i n Unitario al Sis te m a Principal de Trans m s i n (Fijado e n Mayo d e cada a o).

PPB Pre cio de Pote ncia e n Barra.CPSEE Cargo por Pe aje S e cundario Eq u ivale nte e n Ene rga (Fijado e n Mayo de cada a o).

PEM P Pre cio de Ene rga Marginal e n H oras Punta.PEM F Pre cio de Ene rga Marginal e n H oras Fue ra de Punta.

F.C. Factor de Carga Anual de l Sis te m a.% E H P Porce ntaje de la Ene rga Total cons u m ida e n e l Bloq u e d e Punta para lo s p roxim o s 4 a o s .

Prom e d io Co sto m e dio de la Ele ctricidad a Nive l Ge ne raci n, para e l F.C. y e l % EH P de l s is te m a.



3. Sis te m a Sur

El Sistema Interconectado del Sur (SIS) es el segundo sistema interconectadodel pas en razn a su tamao. Tiene una mxima demanda del orden de 450MW y un consumo de energa de aproximadamente 3000 GWh por ao. Estconstituido por los subsistemas Sur Este y Sur Oeste.

Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurmac) y Sur Oeste (Arequipa,Moquegua y Tacna) operan interconectados desde enero de 1997, mes en elcual se puso en operacin comercial la lnea de transmisin a 138 kV Tintaya -Santuario.

Durante el presente periodo de regulacin se prev la interconexin de lossistemas Centro-Norte y Sur a travs de la lnea de transmisin Mantaro-Socabaya. Esta interconexin que dar origen al Sistema ElctricoInterconectado Nacional (SEIN) dar lugar tambin a la necesidad de integrara los titulares de generacin y transmisin en un solo COES de alcancenacional. Del mismo modo, a partir de la prxima regulacin se emplear unasola unidad de punta para la determinacin del precio de la potencia.

Los siguientes hechos constituyen temas relevantes para la presente regulacinde precios en barra en el SIS:

1. De acuerdo con lo dispuesto por el Artculo N 53 de la Ley y el ArtculoN 129 del Reglamento, antes de fijar las tarifas definitivas debe efectuarsela comparacin entre precios libres y tericos. En el caso del SIS, ladisposicin complementaria contenida en el D.S. No 021-97-EM,establece que para la comparacin prevista en el Artculo 129 delReglamento de la Ley de Concesiones Elctricas, y hasta la fijacin detarifas en barra de mayo del ao 2001 inclusive, la Comisin de Tarifas deEnerga debe tomar como precio promedio ponderado para el SistemaInterconectado Sur, el valor resultante de aplicar las Tarifas en Barracalculadas considerando un sistema de generacin EconmicamenteAdaptado.

2. La central hidroelctrica de Machupicchu retornar al servicio a partir delprimer trimestre del ao 2001. A raz del aluvin ocurrido el 27 de febrerode 1998, la central hidroelctrica de Machupicchu qued fuera de servicio.



De acuerdo con la ltima informacin suministrada por EGEMSA, lacentral de Machupicchu debe retornar al servicio, con una primera etapa de3 x 30 MW (90 MW), durante el primer trimestre del ao 2001.

3.1 Pre cios B s icos

3.1.1 Proce dim ie ntos de C lculoEsta seccin describe los procedimientos generales y modelos empleados parael clculo de los precios bsicos en el SIS.

3.1.1.1 Pre cio B s ico de Ene rgaEl precio bsico de la energa se determin a partir de los costosmarginales esperados en el sistema de generacin para los 48 mesesdel perodo de anlisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47 al50 de la Ley de Concesiones Elctricas.

Para la determinacin de los costos marginales de la energa en el SIS,se ha utilizado el modelo CAMAC (Computation and Analysis ofMArginal Costs). Este modelo de despacho de energa para mltiplesnudos (barras), permite calcular los costos marginales optimizando laoperacin del sistema hidrotrmico con mltiples embalses en etapasmensuales; utiliza la optimizacin de flujo en redes generalizado paraescenarios estocsticos en la determinacin de los costos marginalesdel sistema.

La demanda se represent a travs de diagramas de duracinmensuales de tres bloques y seis nodos representativos del sistemaelctrico y un sptimo nodo para el SICN. Como consecuencia, loscostos marginales esperados resultaron discriminados para cada uno delos tres bloques de la demanda (punta, media y base) y cada uno de lossiete nodos.

Para la formacin de los precios en barra en cada nodo, se agreg a loscostos marginales de la energa el respectivo cargo de peaje secundarioequivalente en energa.

3.1.1.2 Pre cio B s ico de Pote nciaEl precio bsico de la potencia se obtiene a partir de la anualidad de lainversin en la planta de punta (incluidos los costos de conexin) mssus costos fijos de operacin y mantenimiento anual, y considerandolos factores de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y elMargen de Reserva Firme Objetivo del sistema.

El mtodo utilizado para identificar la unidad de punta consisti enevaluar la economa de un conjunto de alternativas de abastecimiento(configuradas a partir de diferente tecnologa, tamao y ubicacin de laplanta), para abastecer el incremento de la demanda del diagrama deduracin de carga durante las horas de punta de un perodo de 4 aos.



El precio bsico de potencia utilizado en la presente fijacin es elcorrespondiente al determinado en noviembre de 1997, reajustado porla Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y elMargen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 9,5% (D.S. No.004-99-EM publicado el 20 de marzo de 1999) y actualizado por surespectiva frmula de actualizacin.

El valor anterior del Precio Bsico de la Potencia tendr validez hastala oportunidad en que se produzca la interconexin del SICN y SIS quedar origen al SEIN. A partir de la interconexin se ha determinadoque para fijar el Precio Bsico de la Potencia se deber utilizar unamquina de 122,48 MW ubicada en Lima (Subestacin San Juan a 220kV).

3.1.2 Pre m is as y Re s ultadosA continuacin se presenta la demanda, el programa de obras, los costosvariables de operacin y el costo de racionamiento utilizados para el clculode los costos marginales y los precios bsicos de potencia y energa. Semuestra luego la determinacin de los costos y peajes de transmisin y,finalmente, la integracin de precios bsicos y peajes para constituir lasTarifas en Barra.

3.1.2.1 Pre vis i n de De m andaLos datos de demanda del Sistema Sur se presentan en el Cuadro No.3.1. Se ha considerado la proyeccin de la demanda del serviciopblico, as como la incorporacin de nuevas cargas de acuerdo al plande electrificacin rural de las empresas de distribucin.

La mxima demanda contiene el factor de simultaneidadproporcionado por el COES.

Al consumo de energa se le agreg un porcentaje de prdidas con lafinalidad de compensar las prdidas por transporte no consideradas enel modelado de la red de transmisin.

Cuadro No. 3.1Proye cci n d e la De m anda

2000 - 2004

M x. De m anda Cons u m o Anual F.C. Tas a de Cre cim ie n to

M W GW h % Pote ncia Ene rga

19 9 9 422 279 5 75,6%2000 444 29 87 76,8% 5,3% 6,9 %2001 471 3169 76,8% 6,1% 6,1%2002 49 1 3334 77,5% 4,2% 5,2%2003 570 39 06 78,2% 16,1% 17,2%2004 584 4116 80,4% 19 ,0% 23,4%

A o

3.1.2.2 Program a de ObrasEl programa de obras empleado para la presente fijacin tarifaria semuestra en los Cuadros No. 3.2 y 3.3.



Para el plan de obras se ha tomado en cuenta la informacinproporcionada por la empresa EGEMSA, responsable del proyectopara la recuperacin de la C.H Machupicchu, la que presenta unprograma para el reingreso de la central en dos etapas: 90 MW(turbinas Pelton) en el primer trimestre del ao 2001 y 70 MWadicionales con fecha de ingreso an por confirmar. Para la presentefijacin de Tarifas no se ha considerado la segunda etapa de la C.HMachupicchu.

Otra de las obras destacables del perodo es el ingreso de la central acarbn de ENERSUR con una unidad de 125 MW en setiembre del ao2000 y una segunda unidad de 125 MW en julio del ao 2003.

Adems de las obras de transmisin indicadas en el Cuadro No. 3.3, seha considerado el ingreso de la LT Mantaro - Socabaya en setiembredel ao 2000.

Cuadro No. 3.2

Proye ctos d e Ge ne raci n2000 - 2004

FECH A DE INGRESO

PROYECTOPO TENCIA

(M W )DESCRIPCIO N

Se t. 2000 TV N 1 a Carb n de la C.T. Ilo II 125,0 Inve rs i n de ENERSUREne . 2001 R e ingre s o C.H . M ach upicch u ( Unidad Pe lton N1) 30,0 Inve rs i n EGEMSAFe b . 2001 R e ingre s o C.H . M ach upicch u ( Unidad Pe lton N2) 30,0 Inve rs i n EGEMSAM a r. 2001 R e ingre s o C.H . M ach upicch u ( Unidad Pe lton N3) 30,0 Inve rs i n EGEMSAJu l. 2003 TV N 2 a Carb n 2 de la C.T. Ilo II 125,0 Inve rs i n de ENERSUR



Cuadro No. 3.3

Proye ctos d e Trans m is i n2000 - 2004

FECH A DE INGRESO

PROYECTO TENSION (KV) D E S C R IPCION

May-2000 Am p liaci n de la SE Juliaca (patio de llave s ) 138 Proye cto de ETESUR.

May-2000 Construcci n de la SE de Puno (Ce lda de lle gada) 138 Proye cto de ETESUR.

May-2000 L.T. Juliaca - Puno 138 Proye cto de ETESUR, 45 km .

Jun-2000 Am p liaci n Com pe n saci n R e activa SE Tintaya 10,5 Proye cto de ETESUR, e n + /- 5 MVAR

S e t-2000 SE Socabaya (Am pliaci n de barras 2 2 0 k V) 220 Proye cto Re d Ele ctrica de l Sur

S e t-2000 Ce lda e n SE. Moq u e g u a ( C e lda de s alida L.T. M o q u e g u a -Toq u e p a la) 138 / 220 Proye cto de ETESUR

S e t-2000 L.T. Socabaya - Montalvo, M o q u e g u a ( s e g u n d a te rna)[*] 220 R e d E le ctrica de l S u r, 107.0 k m de longitud.

S e t-2000 Am p liaci n Sub E staci n Socabaya 220 Proye cto de Trans M a n taro S.A.

S e t-2000 L.T. Mantaro - Socabaya 220 Proye cto de Trans M a n taro S.A., 609 k m de longitud.

S e t-2000 SE Montalvo (Am p liaci n de barras 2 2 0 k V) 220 Proye cto Re d Ele ctrica de l Sur S.A.

D ic-2000 L.T. SE Santuario - SE Conve rtidor Ch ilina 138 Proye cto EGASA, 17.77 k m .

M a r-2001 SE Puno 220 / 138 / 10.5 Proye cto Re d Ele ctrica de l Sur

M a r-2001 SE Tacna 220 / 66 / 10.5 Proye cto Re d Ele ctrica de l Sur

M a r-2001 L.T. Puno - Montalvo, M o q u e g u a ( s im p le te rna) 220 Proye cto Re d Ele ctrica de l Sur, 19 2,7 k m de longitud.

M a r-2001 L.T. Montalvo - Tacna 220 Proye cto Re d Ele ctrica de l Sur, 126.5 k m de longitud.

Jun-2001 Am p liaci n de la SE Tintaya (ce lda de s alida) 138 Proye cto de ETESUR.

Jun-2001 Am p liaci n de la SE Azangaro (ce lda de lle gada) 138 Proye cto de ETESUR.

Jun-2001 L.T. Tintaya - Az ngaro (sim p le te rna) 138 Proye cto de ETESUR, 125 km de longitud.

D ic-2001 L.T. Az ngaro-Puno (sim p le te rna) 138 Proye cto de ETESUR, 113 km de longitud.

Jul-2002 Am p liaci n de la SE Puno (ce lda de lle gada) 138 Proye cto de ETESUR.

Dic - 2002 Am p liaci n de la SE Tintaya 138 Proye cto BH P Tintaya

Jun-2003 Am p liaci n de la S.E. Que ncoro(Ce lda de Line a, s i ste m a doble barra)

138 Proye cto de ETESUR.

Jun-2003 Am p liaci n de la S.E. Tintaya(Ce lda de lle gada de Line a) 138 Proye cto de ETESUR.

Nota: [*] Lne a dis e ada para ope rar a 220 k V e inicialm e nte te n s ionada e n 138 k V.

La informacin tcnica de las centrales hidroelctricas ytermoelctricas actuales y futuras del Sistema Sur se muestran en losCuadros No. 3.4 y 3.5 respectivamente.

El rendimiento utilizado para las futuras unidades a carbn deENERSUR corresponde a un combustible con poder calorfico inferiorde 5033 Kcal/Ton de acuerdo a lo informado por esta empresa.



Cuadro No. 3.4

Ce ntrale s H idroe l ctricas

Ce ntral Propie tarioPote nciaEfe ctiva

(MW )

Ene rgaMedia(GW h )

Factor dePlantaMedio

CaudalTurbinable

m 3/s e g

Rendim ie ntok W h /m 3

Ce ntrale s Exis te nte s

Ch arcani I EGASA 1,60 13,7 9 8,0% 10,0 0,045

Ch arcani II EGASA 0,60 5,2 9 9 ,7% 4,8 0,035

Ch arcani III EGASA 3,9 1 31,2 9 1,1% 10,0 0,109

Ch arcani IV EGASA 14,80 89 ,7 69 ,2% 14,7 0,281

Ch arcani V EGASA 139 ,9 0 575,0 46,9 % 24,8 1,567

Ch arcani VI EGASA 8,80 54,8 71,1% 14,9 0,164

Aricota I EGESUR 23,00 114,0 56,6% 4,5 1,421

Aricota II EGESUR 11,9 0 60,9 58,4% 4,5 0,735

H e rca EGEMSA 0,57 6,3 126,4% 1,5 0,106 Mach upicch u (*) EGEMSA 9 0,00 785,0 9 9 ,6% 43,3 0,577

San Gab n SAN GABAN 110,0 715,0 74,2% 19 ,0 1,608[*] Ce ntral e n re h abilitaci n



Cuadro No. 3.5

Ce ntrale s T rm oe l ctricas

Ce ntral Grupo Ope radorPote ncia Efe ctiva

M WCom bus tible Re ndim ie nto

Und./k W h

Unidade s E xis te nte sM D 1 EGEMSA 0,87 D ie s e l N2 0,269M D 2 EGEMSA 1,82 D ie s e l N2 0,249M D 3 EGEMSA 1,87 D ie s e l N2 0,234M D 4 EGEMSA 1,82 D ie s e l N2 0,242M D 5 EGEMSA 1,82 D ie s e l N2 0,245M D 6 EGEMSA 1,9 0 D ie s e l N2 0,214M D 7 EGEMSA 1,82 D ie s e l N2 0,246M D 1 EGEMSA 0,36 D ie s e l N2 0,247M D 2 EGEMSA 0,50 D ie s e l N2 0,250M D 3 EGEMSA 0,80 D ie s e l N2 0,267M D 4 EGEMSA 1,76 D ie s e l N2 0,208M D 5 EGEMSA 1,83 D ie s e l N2 0,232M D 1 EGEMSA 1,78 D ie s e l N2 0,218M D 2 EGEMSA 0,29 D ie s e l N2 0,349M D 3 EGEMSA 1,74 D ie s e l N2 0,223M D 4 EGEMSA 1,76 D ie s e l N2 0,236M D 1 SAN GABAN 2,16 D ie s e l N2 0,236M D 2 SAN GABAN 2,10 D ie s e l N2 0,235M D 3 SAN GABAN 2,05 D ie s e l N2 0,225M D 4 SAN GABAN 1,89 D ie s e l N2 0,227M D 5 SAN GABAN 2,06 D ie s e l N2 0,220M D 6 SAN GABAN 2,14 D ie s e l N2 0,225M D 7 SAN GABAN 2,13 D ie s e l N2 0,238M D 8 SAN GABAN 1,73 D ie s e l N2 0,210

San Rafae l MD 1 al 7 SAN GABAN 7,65 D ie s e l N2 0,273CC EGASA 19 ,9 7 D ie s e l N2 0,254TV 2 EGASA 6,05 R e s idual N500 0,544TV 3 EGASA 10,37 R e s idual N500 0,406M D 1 EGASA 5,15 M e z cla (R500+ D 2) 0,216M D 2 EGASA 5,10 M e z cla R500,D2 0,218M D 1 EGASA 10,25 R e s idual N500 0,220M D 2 EGASA 10,43 R e s idual N500 0,226M D 3 EGASA 10,30 R e s idual N500 0,223TG EGASA 73,77 D ie s e l N2 0,274

Tacna MD EGESUR 2,44 D ie s e l N2 0,267M D 1 EGESUR 6,12 R e s idual N6 0,214M D 2 EGESUR 6,14 R e s idual N6 0,215M D 3 EGESUR 6,19 R e s idual N6 0,214M D 4 EGESUR 6,23 R e s idual N6 0,19 8M D 1 EGESUR 0,43 D ie s e l N2 0,223M D 2 EGESUR 0,43 D ie s e l N3 0,244TV 2 ENERSUR 21,85 Vapor Re cupe r. 4,536TV 3 ENERSUR 64,9 9 M e z cla (VR + R 5 0 0 ) 0,29 8TV 4 ENERSUR 57,41 R e s idual N500 0,339M D 1 ENERSUR 3,27 D ie s e l N2 0,19 8TG 1 ENERSUR 33,49 D ie s e l N2 0,288TG 2 ENERSUR 36,49 D ie s e l N2 0,232

TV 1 ENERSUR 125,00 Carb n 0,437TV 2 ENERSUR 125,00 Carb n 0,437

Notas :TG : Turbinas de Gas op e rando con Die s e l N2.M D : M o tore s D ie s e l ope rando con Die s e l N2.TV : Turbinas a vapor ope rando con Vapor Re cupe r., R e s idual N500 o Carb n

Und.: Kg. para Die s e l, R e s idual, Vapor Re cupe r. y Carb nM e z cla : Com b u s tible re s u ltante de una m e zcla de D ie s e l N2 y R e s idual N500

M oq u egua

Ilo I

Ilo IIUnidade s Nue vas

Ch ilina

Molle ndo

Calana

Dolore s pata

Taparach i

Be llavis ta

Tintaya



3.1.2.3 Cos tos Variable s de Ope raci n.Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variablesrelacionados directamente a la energa producida por cada unidadtermoelctrica. Dichos costos se descomponen en Costos VariablesCombustibles (CVC) y Costos Variables No Combustibles (CVNC).

Con relacin a los costos variables de operacin, en el Cuadro No. 3.6se muestran los precios base de combustibles lquidos utilizados (Ex-planta PetroPer). A partir de estos precios base se ha adicionado elcosto de transporte hasta la correspondiente central de generacin,obtenindose los precios locales de los combustibles mostrados en elCuadro No. 3.7.

Cuadro No. 3.6

Pre cios Bas e de Com bus tible s Lq uidos

Pre cio de Paridad DensidadS/. / Gln. US$ / Gln. US$ / Barril US$ / Ton. Kg / Gln.

Molle ndo Die s e l 2 3,380 0,9 69 40,700 29 8,349 3,248Re s idual 500 2,100 0,602 25,287 161,628 3,725

ILO Re s idual 6 2,200 0,631 26,49 1 174,622 3,612Die s e l 2 3,400 0,9 75 40,9 40 300,114 3,248

ILO-Ene rs ur Die s e l 2 3,400 0,9 75 40,9 40 300,114 3,248Re s idual 500 2,120 0,608 25,528 163,167 3,725

Tipo de Cam bio S/./US$ 3,488

Fue nte : Pre cios Pe trope r al 31 de Marz o 2000

Planta Tipo deCom bus tible

En el caso del carbn para las unidades de ENERSUR se ha empleado unprecio de 35,16 US$/Ton, el cual se ha determinado utilizando valores demercado y el procedimiento que se seala en la seccin 2.1.2.3



Cuadro No. 3.7

Ce n tral DIESEL ( US $ / Tn ) RESIDUAL N6 ( US $ / Tn ) RESIDUAL N500 ( US $ / Tn )T rm ica Fle te Bas e Total Fle te Bas e Total Fle te Bas e TotalCh ilina 6,00 29 8,35 304,35 5,9 30 161,628 167,558

M olle ndo 2,21 29 8,35 300,56 1,9 20 161,628 163,548Ilo - Ene rs u r 0,00 300,11 300,11 0,000 163,167 163,167M oq u e gua 8,83 300,11 308,9 4Tacna 8,83 300,11 308,9 4 7,140 174,622 181,762

Dolore s pata 32,66 29 8,35 331,01Be llavis ta 23,48 29 8,35 321,83Taparach i 22,77 29 8,35 321,12

San Rafae l 46,78 29 8,35 345,13Tintaya 17,12 29 8,35 315,46

ME Z CLA ( US $ / Tn )

Fle te Bas e Total5,9 30 175,300 181,2300,000 124,39 0 124,39 0

Notas : - En Chilina mezcla de Diesel N2 y Residual N500- En Ilo mezcla de Vapor y Residual N500- Se consideran los fletes propuestos por el COES

Ch ilinaIlo - Ene rs u r

Ce ntralT rm ica

Pre cios Locale s d e Com bu s tible

Los costos variables, el consumo especfico y el costo variable total delas plantas termoelctricas existentes y futuras para el Sistema del Surse resumen en el Cuadro No. 3.8.



Cuadro No. 3.8

Cons um o Cos to de lCe ntral Grupo Especfico Com bus tible CVC CVNC CVT

k g/k W h US$/Ton. US$/MW h US$/MW h US$/MW hUnidade s Exis te nte s

MD 1 0,269 0 331,01 89 ,04 6,00 9 5,04MD 2 0,249 0 331,01 82,42 6,00 88,42MD 3 0,2340 331,01 77,46 6,00 83,46MD 4 0,2420 331,01 80,10 6,00 86,10MD 5 0,2450 331,01 81,10 6,00 87,10MD 6 0,2139 331,01 70,80 6,00 76,80MD 7 0,2460 331,01 81,43 6,00 87,43MD 1 0,2470 321,12 79 ,32 6,00 85,32MD 2 0,2500 321,12 80,28 6,00 86,28MD 3 0,2670 321,12 85,74 6,00 9 1,74MD 4 0,2084 321,12 66,9 2 6,00 72,9 2MD 5 0,2320 321,12 74,50 6,00 80,50MD 1 0,2183 321,83 70,26 6,00 76,26MD 2 0,349 0 321,83 112,32 6,00 118,32MD 3 0,2230 321,83 71,77 6,00 77,77MD 4 0,2360 321,83 75,9 5 6,00 81,9 5MD 1 0,2360 315,46 74,45 6,00 80,45MD 2 0,2350 315,46 74,13 6,00 80,13MD 3 0,2250 315,46 70,9 8 6,00 76,9 8MD 4 0,2270 315,46 71,61 6,00 77,61MD 5 0,2200 315,46 69 ,40 6,00 75,40MD 6 0,2250 315,46 70,9 8 6,00 76,9 8MD 7 0,2380 315,46 75,08 6,00 81,08MD 8 0,2100 315,46 66,25 6,00 72,25

San Rafae l MD 1 al 7 0,2730 345,13 9 4,22 6,00 100,22CC 0,2540 304,35 77,30 2,80 80,10TV 2 0,5440 167,55 9 1,15 4,00 9 5,15TV 3 0,4060 167,55 68,03 4,00 72,03MD 1 0,2160 181,23 39 ,15 8,00 47,15MD 2 0,2180 181,23 39 ,51 8,00 47,51MD 1 0,2200 163,55 35,9 8 8,00 43,9 8MD 2 0,2260 163,55 36,9 6 8,00 44,9 6MD 3 0,2230 163,55 36,47 8,00 44,47TG 0,2740 300,56 82,35 1,06 83,41

Tacna MD 0,2670 308,9 4 82,49 6,00 88,49MD 1 0,2140 181,76 38,9 0 8,00 46,9 0MD 2 0,2150 181,76 39 ,08 8,00 47,08MD 3 0,2140 181,76 38,9 0 8,00 46,9 0MD 4 0,19 80 181,76 35,9 9 8,00 43,9 9MD1 0,2230 308,9 4 68,89 6,00 74,89MD2 0,2440 308,9 4 75,38 6,00 81,38TV 2 4,5360 1,10 5,00 3,80 8,80TV 3 0,29 80 124,39 37,07 3,80 40,87TV 4 0,339 0 163,17 55,31 3,80 59 ,11MD 1 0,19 80 300,11 59 ,42 3,80 63,22TG 1 0,2880 300,11 86,43 4,47 9 0,9 0TG 2 0,2320 300,11 69 ,63 4,47 74,10

TV 1 0,4370 35,16 15,36 3,80 19 ,16TV 2 0,4370 35,16 15,36 3,80 19 ,16

Nota: MD = Motor Die s e l TV = Turbo Vapor TG = Turbo Gas a pe tr le o die s e l CC = Ciclo Com binado

Molle ndo

Taparach i

Be llavis ta

Tintaya

Ch ilina

Cos tos Variable s de O pe raci n

Dolore s pata

Calana

Moq ue gua

Ilo I

Ilo II

Unidade s Nue vas

3.1.2.4 Cos to de Racionam ie ntoDel mismo modo que para el SICN, para el caso del SIS se ha utilizadoel costo de racionamiento fijado por la Comisin de Tarifas de Energaen 25,0 centavos de US$ por kWh.



3.1.2.5 Pre cios B s icos de Pote ncia y Ene rgaEl precio bsico de la potencia utilizado corresponde a una central depunta de una turbina a gas de 26,6 MW de potencia (ISO) ubicada enMollendo. El tipo de mquina utilizado es el mismo que sirvi para laregulacin de noviembre 1997 y tendra vigencia hasta lainterconexin del SICN y SIS en setiembre del ao 2000.

Para la presente regulacin se mantienen los valores de la regulacinde noviembre de 1997, con el debido reajuste por los factores de laTasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de ReservaFirme Objetivo del sistema, ms la actualizacin de precios. LosCuadros No. 3.9 y 3.10 muestran los precios bsicos de potencia yenerga respectivamente en las barras base del Sistema InterconectadoSur.

Cuadro No. 3.9

Despus de la interconexin SICN-SIS, para determinar el PrecioBsico de la Potencia se utilizar una mquina de 122,48 MW decapacidad ubicada en Lima. El valor resultante de la potencia para labarra base Lima es de 66,64 US$/kW-ao (18,38 S/./kW-mes). Elprocedimiento empleado se describe en la seccin Determinacin delPrecio Bsico de Potencia para el SEIN del captulo 2 correspondienteal Sistema Centro Norte y est de acuerdo con lo sealado en elArtculo 126 del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas.El Cuadro No. 3.10 presenta el precio bsico de la energa para labarra Socabaya (barra de referencia del Sistema Interconectado Sur), elcual se determin de la optimizacin y simulacin de la operacin delSIS para los prximos 48 meses. Asimismo en este cuadro se presentanlos precios de la energa para las barras ms representativas delSistema Interconectado Sur.



Cuadro No. 3.10

Pre cio B s ico de la Ene rga(US$/MW h )

Punta F. Punta Total

38,52 27,72 29 ,87NODO SOCABAYA

Barra de Rerfe re ncia

Punta F. Punta Total

38,07 25,9 8 28,71

38,57 27,29 29 ,55

36,9 2 25,70 28,29

37,9 5 27,55 29 ,32

36,85 27,27 29 ,24NODO TACNA

NODO JULIACA

Barras Re pre s e ntativas

NODO CUSCO

NODO TINTAYA

NODO TOQUEPALA

3.2 Cargos por Trans m is i n

3.2.1 Sis te m a Principal de Trans m is i nEn el caso del SIS, el Sistema Principal de Transmisin comprende el sistemaen 138 kV que conecta las subestaciones Tintaya en Cusco, Socabaya y CerroVerde en Arequipa, y Toquepala y Aricota en Tacna.

Como se ha sealado al tratar el caso del SICN, durante el presente periodo deregulacin ingresarn tres nuevos conjuntos de instalaciones a formar parte delSistema Principal de Transmisin, ellos forman parte de sendos compromisosadquiridos por el Estado (contratos BOOT) para la ampliacin de los sistemasde transmisin, y son:

1. La lnea de transmisin Mantaro-Socabaya a 220 kV a cargo deTransMantaro, prevista para ingresar al servicio en setiembre del ao2000;

2. La segunda terna de la lnea de transmisin Socabaya-Moquegua, ms laampliacin de la Subestacin Socabaya y la Subestacin Moquegua, acargo de REDESUR, previstas para ingresar al servicio en setiembre delao 2000; y,

3. Las lneas de transmisin Moquegua-Tacna, Moquegua-Puno y lasSubestaciones de Puno y Los Hroes (Tacna), a cargo de REDESUR,previstas para ingresar al servicio en marzo del ao 2001.

Para la presente fijacin se determinar el Peaje por Conexin quecorresponde nicamente a las redes existentes. La modificacin



correspondiente a las nuevas instalaciones deber ser fijada por la CTE en laoportunidad en que dichas instalaciones ingresen al servicio.

3.2.2 Valor Nue vo de R e e m plazo (VNR)La ltima revisin del VNR del Sistema Interconectado Sur fue realizada enmayo de 1995. En mayo de 1997 se incorpor la lnea de transmisin Tintaya Socabaya con un VNR principal.

Para la presente regulacin, con base en la informacin de ETESUR, se hanrevisado los costos de las instalaciones y se ha evaluado el VNR para lasinstalaciones del Sistema Principal de Transmisin.

Los valores del VNR propuestos para la presente regulacin se muestran en elCuadro 3.11.

Cuadro No. 3.11

DE BARRA A BARRA K m LINEAS (*) C O M PENS TO TAL

Tintaya Santuario 179 ,0 12 9 65,400 1 735,600 14 701,000Santuario Socabaya 27,5 5 210,600 5 210,600Socabaya M oq u e gua 107,0 7 206,300 7 206,300M oq u e gua Toq u e pala 39 ,0 3 077,800 3 077,800Toq u e pala Aricota 2 35,0 2 801,200 2 801,200Socabaya Ce rro Ve rde 11,0 1 9 86,500 1 9 86,500

Ce ntro de Control 646,888

33 247,800 1 735,600 35 630,288

Nota: ( * ) Incluy e lne a de trans m is i n y ce lda s

TO TAL SISTEM A PRINCIPAL

Valor Nu e vo de Re e m plazo d e l Sis te m a Principal d e Trans m is i nMile s d e U S $

Se ha efectuado la separacin de los tramos de la lnea Socabaya-Moquegua yMoquegua-Toquepala con el objeto de dar cumplimiento a lo establecido en elContrato BOOT para la privatizacin de la ampliacin de las redes del SIS. Deacuerdo con este contrato se fija el VNR de la lnea de transmisin Socabaya-Moquegua en la cantidad de 7206 309 de Dlares Americanos.

3.2.3 Cos tos de Ope raci n y Mante nim ie nto de Trans m is i n (COyM)La CTE ha efectuado una revisin de la informacin sobre los costos deOperacin y Mantenimiento mediante un anlisis detallado de los procesos demantenimiento y de los recursos empleados para su ejecucin.

En consecuencia, el COyM para el SPT del SIS asciende a la cantidad de3,816 millones de Nuevos Soles, o un equivalente de 1,094 millones de US$,al tipo de cambio de 3,488 S/./US$ vigente al 31 de marzo del ao 2000.

3.2.4 Factore s de P rdidasPara el caso del SIS los factores de prdidas de la energa se determinaroncomo un subproducto del mdulo de clculo del costo marginal de la energa.



Dada la representacin multinodal en 6 nodos, empleada para el SIS, elmodelo determina en forma automtica dichos factores para los nodosrepresentados explcitamente. Para los dems nodos se han efectuadosimulaciones de flujos de potencia esperados para condiciones de hidrologapromedio del perodo de un ao. En aquellos casos en que dichas simulacioneshan dado resultados incoherentes para nodos intermedios (con flujos depotencia es imposible simular todas las condiciones operativas que s esposible lograr con el modelo de despacho multinodal) se ha optado pordeterminar el respectivo factor de prdidas al interpolar los factores deprdidas fijados por el modelo multinodal.

Para los factores de prdidas de la potencia se han simulado las condicionesoperativas durante la hora de la mxima demanda anual.

El conjunto de factores resultante se muestra en el Cuadro N 3.12.

Cuadro No. 3.12

Factore s d e P rd ida s

PO TENCIA ENERGIABAR R AS B AS E Bas e Bas e

M o lle ndo S o cabaya

M a ch up icch u 0,9 218 0,9 404 Cach im ayo 0,9 39 3 0,9 574 Dolore s pata 0,9 411 0,9 49 3 Qu e ncoro 0,9 39 9 0,9 542 Com bapata 0,9 300 0,9 660 Tintaya 0,9 150 0,9 847 Ayaviri 0,8216 0,9 476 Az ngaro 0,7704 0,9 105 Ju liaca 0,8013 0,9 345 Callalli 0,9 488 0,9 826 Santuario 0,9 676 0,9 861 Socabaya 138 0,9 9 30 1,0000 Ce rro Ve rde 0,9 9 63 0,9 9 67 M o lle ndo 1,0000 0,9 9 04 Montalvo 138 0,9 9 62 0,9 767 Toq u e pala 0,9 833 0,9 9 49 Aricota 138 0,9 745 0,9 827 Aricota 66 0,9 59 9 0,9 768 Tom a s iri 1,0584 0,9 804 Tacna 1,1063 0,9 760

3.2.5 Ingre s o TarifarioLos ingresos tarifarios para el SIS se muestran en el Cuadro N 3.13.



Cuadro No. 3.13

Ingre s o Tarifario de l Sis te m a Principal d e Trans m is i nM ile s U S $/A o

S u b e s taci n d e Envio

S u b e s taci n d e R e ce pci n

Pote n cia E n e rga Total

TINTAYA CALLALLI 31,2 0,1 31,2 CALLALLI SANTUARIO 32,9 2,2 35,1 SANTUARIO SO CABAYA 64,1 37,4 101,5 S O C ABAYA M O NTALVO - 2,3 2,3 M O NTALVO T O Q U E PALA - 5,4 5,4 TO Q U E PALA AR ICOTA138 - 59 ,3 59 ,3 S O C ABAYA C. VERDE 0,8 20,2 21,0 S U M A TO T AL 129 ,0 126,9 255,8

3.2.6 Pe aje por Cone xi n y Pe aje S e cundarioLos elementos utilizados para determinar el Peaje por Conexin para elperodo que va desde mayo 2000 hasta que ingrese a operar una nuevainstalacin perteneciente al SPT (por ejemplo, la lnea de transmisin Mantaro Socabaya y/o la segunda terna de la lnea Socabaya Montalvo) se muestranen el Cuadro No. 3.14.

Cuadro No. 3.14

El Cuadro No. 3.15 presenta los peajes secundarios calculados para lasprincipales lneas de transmisin del SIS.

Cuadro No. 3.15

Pe aje Se cundario

Unitario Acum uladoUS$/k W -a o US$/k W -a o Ctv.US$/k W h

AZ ANGARO JULIACA 19 ,49 19 ,49 0,29ARICOTA 66 TOMASIRI 20,70 20,70 0,31TOMASIRI TACNA 66 14,21 34,9 1 0,53

Envio Rece pci n



3.3 Tarifas e n BarraEn el sistema Sur existen seis subestaciones (nodos) con precios bsicos deenerga: Cusco, Tintaya, Juliaca, Socabaya, Toquepala y Tacna. La barra deaplicacin para el precio bsico de potencia ha sido la barra de Mollendo ypara el precio bsico de energa la barra Socabaya.

Los precios bsicos de potencia y energa se expandieron a las otras barrasmediante los factores de prdidas calculados con las consideraciones sealadasanteriormente. Para la determinacin del precio promedio ponderado tericose utilizaron los precios en barra calculados con los factores de prdidascorrespondientes.

3.3.1 Tarifas Te ricasLas tarifas tericas de potencia y energa, obtenidas con la expansin de losprecios bsicos mediante factores de prdidas, se muestran en el Cuadro No.3.16. En el mismo cuadro se indican los cargos por el uso del sistema detransmisin.

Cuadro No. 3.16

Tarifas e n Barra Te ricas - Mone da Extranje ra

PPM PCSPT PPB CPSEE PE M P PEMFP$/k W - m e s $/k W - m e s $/k W - m e s ctv.$/k W h ctv.$/k W h ctv.$/k W h

M ach upicch u 5,9 9 0,9 4 6,9 3 3,75 2,55 Cach im ayo 6,10 0,9 4 7,04 3,82 2,60 Dolore s pata 6,11 0,9 4 7,05 3,81 2,61 Qu e ncoro 6,11 0,9 4 7,04 3,79 2,59 Com b apata 6,04 0,9 4 6,9 8 3,83 2,67 Tintaya 5,9 4 0,9 4 6,88 3,86 2,73 Ayaviri 5,34 0,9 4 6,27 3,69 2,59 A z ngaro 5,01 0,9 4 5,9 4 3,54 2,49 Juliaca 5,21 0,9 4 6,14 0,29 3,69 2,58 Callalli 6,16 0,9 4 7,10 3,85 2,73 Santuario 6,29 0,9 4 7,22 3,81 2,75 Socabaya 138 6,45 0,9 4 7,39 3,85 2,79 Ce rro Ve rd e 6,47 0,9 4 7,41 3,86 2,78 M olle ndo 6

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