Procedimiento y Calculo de la Tarifa en Barra · El precio básico de la potencia se determinó a partir de los costos unitarios de inversión y los costos ... CENTRALES HIDROELECTRICAS

Comisión de Tarifas de Energía

PROCEDIMIENTO Y CÁ LCULODE LA TARIFA EN BARRA

Fijación de Tarifas Noviembre 1999

Lima, diciembre de 1999

COMISIÓ N DE TARIFAS DE ENERGÍA

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CONTENIDO1. INTRODUCCIÓ N ................................................................................................................................. 3

2. SISTEMA CENTRO NORTE ............................................................................................................... 5

2.1 PRECIOS BÁSICOS ............................................................................................................................. 52.1.1 Procedimientos de Cálculo .................................................................................................... 5

2.1.1.1 Precio Básico de Energía ...................................................................................................... 62.1.1.2 Precio Básico de Potencia..................................................................................................... 6

2.1.2 Premisas y Resultados ........................................................................................................... 62.1.2.1 Previsión de Demanda .......................................................................................................... 62.1.2.2 Programa de Obras............................................................................................................... 72.1.2.3 Costos Variables de Operación (CVT) ................................................................................. 102.1.2.4 Costo de Racionamiento...................................................................................................... 142.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía ................................................................................ 14

2.2 TARIFAS EN BARRA ........................................................................................................................ 162.2.1 Tarifas Teóricas................................................................................................................... 162.2.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ............................... 172.2.3 Tarifas en Barra................................................................................................................... 18

3. SISTEMA SUR .................................................................................................................................... 20

3.1 PRECIOS BÁSICOS ........................................................................................................................... 213.1.1 Procedimientos de Cálculo .................................................................................................. 21

3.1.1.1 Precio Básico de Energía .................................................................................................... 213.1.1.2 Precio Básico de Potencia................................................................................................... 21

3.1.2 Premisas y Resultados ......................................................................................................... 213.1.2.1 Previsión de Demanda ........................................................................................................ 223.1.2.2 Programa de Obras............................................................................................................. 223.1.2.3 Costos Variables de Operación............................................................................................ 273.1.2.4 Costo de Racionamiento...................................................................................................... 293.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía ................................................................................ 29

3.2 CARGOS POR TRANSMISIÓN ............................................................................................................. 303.3 TARIFAS EN BARRA ........................................................................................................................ 30

3.3.1 Tarifas Teóricas................................................................................................................... 303.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ............................... 313.3.3 Tarifas en Barra................................................................................................................... 32

4. SISTEMAS AISLADOS....................................................................................................................... 34

4.1 SISTEMA AISLADO TÍPICO B............................................................................................................ 344.2 SISTEMA AISLADO MOYOBAMBA-TARAPOTO-BELLAVISTA .............................................................. 35


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1. Introducción

Con fecha 24 de octubre de 1999 la Comisión de Tarifas de Energía (CTE)publicó la Resolución Nº 009-99 P/CTE que fija las Tarifas en Barra para elperíodo noviembre 1999 - abril 2000.

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Leyde Concesiones Eléctricas (Artículo 81º) y de su Reglamento (Artículo 162º),relacionadas con la obligación de la CTE de hacer conocer al Sector losprocedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. Resume losprocedimientos, cálculos y resultados obtenidos para fijar las Tarifas en Barradel período indicado.

Se tratan por separado dos sectores distintos: (a) el Sistema InterconectadoCentro-Norte, SICN y (b) El Sistema Interconectado Sur, SIS. Para cada unode ellos se incluye información detallada sobre la determinación de las tarifas,así como los datos básicos y los resultados del cálculo.

Para el caso de los sistemas aislados, los criterios fueron los mismos que seutilizaron para la última Fijación de Tarifas en Barra, como se describe en losProcedimientos publicados con la Resolución Nº 028-95-P/CTE del 28 denoviembre de 1995. Se han mantenido los criterios tarifarios de todos lossistemas aislados a excepción del Sistema Aislado Típico B y el SistemaInterconectado Moyobamba-Tarapoto-Bellavista que reemplaza al SistemaAislado Típico G existente para los cuales se presenta el procedimientoefectuado para el cálculo de las tarifas.

El precio básico de la energía se determinó utilizando los modelosmatemáticos de optimización y simulación de la operación de los sistemaseléctricos. El precio básico de la potencia se determinó a partir de los costosunitarios de inversión y los costos fijos de operación de la máquina másadecuada para suministrar potencia de punta, incluida la conexión al sistemade transmisión.

Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales deenergía los cargos por la transmisión involucrada. Los cargos de transmisióncorresponden a los valores determinados para la regulación de Tarifas enBarra de mayo 1999, debidamente actualizados.


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Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización ysimulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuestopor el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La informaciónde clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras ydistribuidoras.


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2. Sistema Centro 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 región central y norte del Perú se extenderá hasta conectarsecon el Sistema Interconectado del Sur (SIS) a partir del año 2000 cuando seponga en servicio la línea de transmisión Mantaro-Socabaya.

Para el presente período de regulación se debe destacar lo siguiente:

1. La actualización de la potencia efectiva de las centrales hidroeléctricas queforman parte del COES-SICN. Esta actualización está sustentada sobre labase de los informes de los ensayos de potencia efectiva de las centraleshidroeléctricas de acuerdo a las premisas señaladas en el procedimientoNo. 34 del COES-SICN.

2. La modificación del caudal máximo y el rendimiento de las centralesMantaro, Restitución y Malpaso como resultado de los ensayos depotencia efectiva de estas centrales.

3. La incorporación del año hidrológico 1998 en las matrices de caudales ypotencia.

4. La modificación de las matrices de potencia generable de las centrales depasada como consecuencia de los ensayos de potencia efectiva.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultadosobtenidos del proceso de determinación de las tarifas en barra para el períodonoviembre 1999 – abril 2000.

2.1 Precios Básicos

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


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2.1.1.1 Precio Básico de Energía

El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginalesesperados en el sistema de generación para los 48 meses del período deanálisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47° al 50° de la Ley.

Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SICN, seutilizaron los modelos JUNRED y JUNTAR proporcionados por el COES-SICN. Estos modelos de despacho de energía para un solo nudo, permitencalcular los costos marginales optimizando la operación del sistemahidrotérmico con un sólo embalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utilizanprogramación dinámica estocástica para establecer el valor del aguaembalsada y, mediante simulación, determinan estrategias de operación delparque generador. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de unperíodo de 34 años (1965-1998) y la demanda esperada hasta el año 2003.

La representación de la demanda agregada del sistema en un sólo nodo serealizó en diagramas de duración mensual de tres bloques, para cada uno delos 48 meses del período de estudio. En consecuencia, los costos marginalesesperados se calcularon para cada uno de los tres bloques de la demanda(punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para finestarifarios, el costo de la energía se resumió en sólo dos períodos: punta y fuerade punta, para el período fuera de punta se consideraron los bloques de mediay base.

2.1.1.2 Precio Básico de Potencia

El precio básico de la potencia se determinó a partir de considerar una unidadturbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento dela demanda durante las horas de máxima demanda anual. El precio básicocorresponde a la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos loscostos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual,y considerando los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de launidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema (D.S. No. 004-99-EM publicado el 20 de marzo de 1999).

2.1.2 Premisas y ResultadosA continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costosvariables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculode los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Semuestra finalmente, la integración de los precios básicos y los peajes detransmisión regulados en mayo 1999, debidamente actualizados, paraconstituir las Tarifas en Barra.

2.1.2.1 Previsión de Demanda

Para el período 1999-2003 se modificaron las previsiones de demandapropuestas por el COES-SICN por aplicación de lo dispuesto en el Art. 123°del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. El año 1998 fue elegidocomo año de demanda base. La demanda considerada se resume en el CuadroNo. 2.1.


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Cuadro No. 2.1Proyección de la Demanda

1999 - 2003Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento

MW GWh % Potencia Energía1998 2 121 13 410 72,2%1999 2 131 13 665 73,2% 0,5% 1,9%2000 2 197 14 279 74,2% 3,1% 4,5%2001 2 382 15 526 74,4% 8,4% 8,7%2002 2 528 16 614 75,0% 6,1% 7,0%2003 2 647 17 388 75,0% 4,7% 4,7%

2.1.2.2 Programa de Obras

El programa de obras de generación empleado para la presente fijacióntarifaria se muestra en el Cuadro No. 2.2. La configuración de este programaresulta de considerar el plan más probable de entrar en servicio durante lospróximos cuatro años, para abastecer la demanda de manera económica.

Cuadro No. 2.2Periodo 1999-2003

FECHA DEINGRESO

PROYECTO

Nov. 1999 Ampliación de C.H. Cañon del Pato en 90 MW (Pot.Final 240 MW).

Ene. 2000 C.H. Yanango (40,5 MW)

Set. 2000 Línea de Interconexión SICN - SIS (L.T. de Mantaro a Socabaya).

Ene. 2001 Proyecto Marcapom acocha - MARCA III

Mar. 2001 C.H. Chim ay (142 MW)

Dic. 2002 C.H. Yuncán (130 MW)

Notas :C.H. : Central Hidroeléctrica.

TGN : T urbina de Gas operando con Gas Natural.CC.T T . : Centrales T érm icas operando con combustibles líquidos.

Además de las obras de generación indicadas se tiene previsto, que durante elperíodo de estudio (1999-2003) se producirá la integración de los SistemasInterconectados Centro - Norte y Sur. Se estima que dicha interconexión sehará efectiva en setiembre del año 2000 a través de la línea de transmisiónMantaro-Socabaya; esta línea está siendo construida por el Consorcio TransMantaro S.A., empresa que ha firmado el Contrato BOOT (Built, Own,Operate and Transfer) con el Estado Peruano para el diseño, suministro debienes y servicios, construcción y explotación del sistema de transmisiónMantaro – Socabaya.

El Cuadro No. 2.3 presenta la información disponible de las centraleshidroeléctricas que actualmente operan en el Sistema Interconectado CentroNorte. En este Cuadro se observa que la energía media anual disponible en lascentrales hidroeléctricas, alcanza los 13 241 GWh, mientras que el consumode energía esperado para el año 1999 se estima en 13 665 GWh, es decir 424GWh superior, lo cual en el año medio sería cubierto por centrales térmicas.


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Considerando que entre los años 1999 y 2003 se prevé la incorporación de trescentrales hidroeléctricas, se estima que los incrementos del consumo seránsatisfechos básicamente por estas centrales y el resto por centralestermoeléctricas.

Cuadro No. 2.3CENTRALES HIDROELECTRICAS EXISTENTES

Central PropietarioPotenciaEfectiva

MW

EnergíaMediaGWh

Factor dePlantaMedio

CaudalTurbinable

m3/seg

RendimientokWh/m3

Cahua EGECAHUA 43,1 297,5 78,8% 21,9 0,547

Cañon del Pato EGENOR 150,0 1 182,4 90,0% 48,0 0,868

Carhuaquero EGENOR 95,0 609,2 73,2% 20,0 1,319

Mantaro ELECTROPERU 631,8 5 057,0 91,4% 100,0 1,755

Restitución ELECTROPERU 209,7 1 640,0 89,3% 100,0 0,583

Callahuanca EDEGEL 74,3 582,2 89,4% 19,0 1,086

Huampaní EDEGEL 30,2 160,0 60,5% 17,5 0,479

Huinco EDEGEL 247,3 1 002,3 46,3% 24,0 2,862

Matucana EDEGEL 128,6 797,1 70,8% 15,3 2,335

Moyopampa EDEGEL 64,7 553,1 97,6% 18,2 0,987

Malpaso ELECTRO ANDES 48,0 276,0 65,6% 71,1 0,188

Oroya ELECTRO ANDES 8,7 56,4 74,0% 6,1 0,396

Pachachaca ELECTRO ANDES 12,3 49,9 46,3% 8,6 0,397

Yaupi ELECTRO ANDES 104,9 820,5 89,3% 25,8 1,129

Gallito Ciego C.N.P. ENERGIA 38,1 122,6 36,7% 44,8 0,236

Pariac EGECAHUA 4,5 35,2 89,3% N/D N/D

Total 1 891,2 13 241,3 79,9%

AMPLIACIÓ N DE CENTRALES HIDROELECTRICASCañon del Pato EGENOR 240,0 1 495,5 71,1% 72,0 0,926

EDEGEL EDEGEL 545,1 3 183,7 66,7%

Notas :(*) Valores de Potencia, Caudal y Rendimiento, proporcionados por el COES.

La Energía de las Centrales Hidráulicas determinadas según el Plan Referencialy ajustadas con los Datos y Resultados del Modelo JUNIN.

(**) La Central Hidroeléctrica Cañón del Pato se encuentra actualmente en renovaciónde unidades; 240 MW a partir de noviembre de 1999.


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En el Cuadro No. 2.4 a continuación se presenta la capacidad, combustibleutilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes del SistemaInterconectado Centro Norte.

Cuadro No. 2.4CENTRALES TÉRMICAS EXISTENTES

Central PropietarioPotenciaEfectiva

MWCombustible

ConsumoEspecíficoUnd./kWh

TG Chimbote EGENOR 58,7 Diesel Nº2 0,346

TG Trujillo EGENOR 19,9 Diesel Nº2 0,343

TG Piura EGENOR 20,4 Diesel Nº2 0,319

TG Santa Rosa UTI EDEGEL 103,4 Diesel Nº2 0,287

TG Santa Rosa BBC EDEGEL 37,2 Diesel Nº2 0,472

TG Santa Rosa WTG EDEGEL 120,4 Diesel Nº2 0,266

GD Piura EGENOR 23,3 Diesel Nº2 0,234

GD Chiclayo EGENOR 23,5 Diesel Nº2 0,239

GD Sullana EGENOR 9,7 Diesel Nº2 0,241

GD Paita EGENOR 8,2 Diesel Nº2 0,238

GD Pacasmayo Sulzer C.N.P. ENERGIA 22,8 Residual Nº6 0,265

GD Pacasmayo Man C.N.P. ENERGIA 1,7 Mezcla1 R6,D2 0,228

TG Ventanilla 1 ETEVENSA 109,0 Diesel Nº2 0,283




TV Trupal TRUPAL 12,9 Residual Nº6 0,478

TV San Nicolás SHOUGESA 58,5 PIAV 0,322

TG Malacas 1-2-3 EEPSA 46,7 Diesel Nº2 0,354

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

GD Verdún EEPSA 1,9 Diesel Nº2 0,236

TGN Aguaytía 1 AGUAYTIA 78,1 Gas Natural 11,308

TGN Aguaytía 2 AGUAYTIA 78,4 Gas Natural 11,226

GD Tumbes Nueva ELECTROPERU 18,1 Mezcla2 R6,D2 0,201

GD Tumbes Las Mercedes 1 ELECTROPERU 0,8 Diesel Nº2 0,299

GD Tumbes Las Mercedes 2 ELECTROPERU 5,3 Diesel Nº2 0,267

Total 1 379,6

Notas :TG : Turbinas de Gas operando con Diesel Nº2.

TGN : Turbinas de Gas operando con Gas Natural.

GD : Grupos Diesel operando con Diesel Nº2.

PIAV : Petróleo Industrial de Alta Viscocidad (500).Und.: Kg. para el Diesel Nº2 y el PIAV. MBtu para el Gas Natural.

Mezcla1 R6,D2 : Composición de Residual Nº6 (85% ) y Diesel Nº2 (15% )

Mezcla2 R6,D2 : Composición de Residual Nº6 (80% ) y Diesel Nº2 (20% )


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2.1.2.3 Costos Variables de Operación (CVT)

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

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

El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustiblede la unidad térmica para producir una unidad de energía. Dicho costo sedetermina como el producto del consumo específico de la unidad (por ejemplopara una TG que utiliza Diesel Nº2 como combustible el consumo específicose expresa en Kg./kWh) por el costo del combustible (por ejemplo para elDiesel Nº2 dicho costo se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh omils/kWh1.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no asociadodirectamente al combustible pero en el cual incurre la unidad térmica por cadaunidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina lafunción de costos totales de las unidades térmicas (sin incluir el combustible)para cada régimen de operación (potencia media, arranques y paradas anualesy horas medias de operación entre arranques); a partir de esta función sederiva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo anteun incremento de la energía producida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidadestérmicas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cadaunidad térmica, para un régimen de operación dado (número de arranques poraño, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustibleutilizado). El Cuadro No. 2.5 muestra los CVNC resultantes de aplicar elprocedimiento indicado.

1 Un mil = 1 milésimo de US$.


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Cuadro No. 2.5

Costos Variables No Combustibles

Central CVNCUS$/MWh

Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 4,00Turbo Gas Natural Malacas 4 2,25Turbo Gas de Chimbote 2,70Turbo Gas de Trujillo 2,70Turbo Gas de Piura 2,70Grupos Diesel de Piura 7,11Grupos Diesel de Chiclayo 7,04Grupos Diesel de Sullana 7,30Grupos Diesel de Paita 7,54Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 7,04Grupo Diesel Pacasmayo Man 7,04Turbo Gas Santa Rosa UTI 7,07Turbo Gas Santa Rosa BBC 6,30Turbo Gas Santa Rosa WTG 4,10Turbo Gas Ventanilla 1 3,32Turbo Gas Ventanilla 2 3,32Turbo Gas Ventanilla 3 4,00Turbo Gas Ventanilla 4 4,00Turbo Vapor de Trupal 8,00Turbo Vapor de Shougesa 2,00Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 3,03Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 3,03Grupos Diesel de Verdún 7,37G. Diesel Tumbes Nueva 3,97G. Diesel Tumbes Las Mercedes 1 2,10G. Diesel Tumbes Las Mercedes 2 2,23

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

En el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras(modelos JUNRED y JUNTAR) se ha considerado como precios decombustibles líquidos los fijados por PetroPerú en sus diversas plantas deventas en el ámbito nacional.

El Cuadro No. 2.6 presenta los precios de PetroPerú para combustibleslíquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao) al 30 de setiembre de 1999.


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Cuadro No. 2.6

Precio de Combustibles en Lima

Item Unidad Diesel Nº2 Residual Nº6 PIAVPrecio Vigente S/./Gln 2.63 2.05 2.02Precio Vigente US$/Barril 31.90 24.86 24.50Precio Vigente US$/Ton 233.82 163.89 158.72

Densidad kg/Gln 3.248 3.612 3.675

(*) Tipo de Cambio S/./US$ 3.463

Fuente : Precios Petroperú en Planta Callao al 30 de setiembre de 1999.

(*) Unidad del tipo de cambio modificada por Fe de Erratas publicada en el DiarioOficial con fecha 31.12.99

Debido a que el gas natural no presenta características de libre disponibilidady comercialización como en el caso de los combustibles líquidos, es necesarioque el valor a adoptar como precio de referencia refleje una señal económicaeficiente que promueva la competencia del producto y la adaptacióneconómica del parque generador. Para la presente regulación, la CTE hadispuesto que se continúe utilizando los mismos criterios para determinar elprecio del gas natural establecidos desde la regulación de precios en barra denoviembre 1996 y que en su oportunidad se indexó con la variación del preciodel petróleo residual.

Por tanto, la referencia para el valor del gas natural seco continuará siendo, elprecio medio de los últimos doce meses del barril del Residual Fuel Oil(PRFO) al 0,7% de contenido de Azufre, en la Costa del Golfo de los EstadosUnidos de América, tomado de la revista “Petroleum Market Analysis” deBonner & Moore - Honeywell. De acuerdo con el último número de la revista(August 1999), el valor del PRFO alcanza los 12,45 US$/Barril. El valor autilizar como costo del gas natural para la generación de electricidad será el10% del PRFO por cada millón de Btu (MMBtu).

El precio anterior se asume para el poder calorífico superior del gas natural. Elefecto introducido por el poder calorífico inferior realmente aprovechado porlas máquinas se incorpora en el propio rendimiento de las máquinas.

Los valores máximos adoptados para el precio del gas natural se calculan conreferencia a un promedio histórico de 12 meses (PRFO) con el objeto de:

a) Introducir un elemento estabilizador de las variaciones de las tarifaseléctricas. El promedio de 12 meses atenúa la marcada estacionalidad delos ciclos de invierno y verano en el mercado del petróleo de la Costa delGolfo de los Estados Unidos.

b) Introducir un elemento de inercia que, sin alterar los precios medios de laelectricidad en el mediano plazo, evite las variaciones bruscas de lastarifas con las oscilaciones naturales que se producen en los precios spotdel petróleo.

En el presente estudio se ha excluido el ISC a los combustibles ya que, segúnel artículo 50° de la Ley, los costos de los combustibles para la presente


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regulación de tarifas deben tomarse a precios vigentes en el mes de setiembrede 1999.

Tomando como referencia la información del Cuadro No. 2.6 y agregándolelos fletes, tratamiento de combustibles y stocks para cada central, sedeterminan los costos de los combustibles puestos en la central. Este resultadose muestra en el Cuadro No. 2.7.

Cuadro No. 2.7

Precios Locales de Combustible

Central Combustible Lima Otros(*) CentralTurbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 Diesel Nº2 233,8 0,0% 233,9Turbo Gas Natural Malacas 4 Gas Natural 1,245 0,0% 1,245Turbo Gas de Chimbote Diesel Nº2 233,8 1,5% 237,4Turbo Gas de Trujillo Diesel Nº2 233,8 1,5% 237,4Turbo Gas de Piura Diesel Nº2 233,8 0,6% 235,2Grupos Diesel de Piura Diesel Nº2 233,8 0,6% 235,2Grupos Diesel de Chiclayo Diesel Nº2 233,8 2,3% 239,2Grupos Diesel de Sullana Diesel Nº2 233,8 0,5% 234,9Grupos Diesel de Paita Diesel Nº2 233,8 1,1% 236,5Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 Residual Nº6 163,9 5,0% 172,1Grupo Diesel Pacasmayo Man Mezcla1 R6,D2 174,4 4,1% 181,6Turbo Gas Santa Rosa UTI Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9Turbo Gas Santa Rosa BBC Diesel Nº2 233,8 1,8% 238,0Turbo Gas Santa Rosa WTG Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9Turbo Gas Ventanilla 1 Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9Turbo Gas Ventanilla 2 Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9Turbo Gas Ventanilla 3 Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9Turbo Gas Ventanilla 4 Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9Turbo Vapor de Trupal Residual Nº6 163,9 4,2% 170,8Turbo Vapor de Shougesa PIAV 158,7 7,1% 170,0Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 Gas Natural 1,245 0,0% 1,245Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 Gas Natural 1,245 0,0% 1,245Grupos Diesel de Verdún Diesel Nº2 233,8 0,0% 233,9G. Diesel Tumbes Nueva Mezcla2 R6,D2 177,9 3,2% 183,6G. Diesel Tumbes Las Mercedes 1 Diesel Nº2 233,8 2,0% 238,4G. Diesel Tumbes Las Mercedes 2 Diesel Nº2 233,8 2,0% 238,4Nota:(1) Los Otros Incluyen: Flete, Tratamiento del Combustible y Stocks.(2) El Precio del Diesel Nº2, Residual Nº6 y PIAV, están expresados en US$/Ton.(3) El Precio del Gas Natural está expresado en US$/MMBtu.

Con los precios de los combustibles puestos en cada central y los consumosespecíficos del Cuadro No. 2.4 se determinan los costos variables totales decada unidad generadora como se muestra en el Cuadro No. 2.8.


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Cuadro No. 2.8

Costos Variables de Operación

Central Consumo Costo del CVC CVNC CVTEspecífico Combustible US$/MWh US$/MWh US$/MWh

Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 0,354 233,9 82,79 4,00 86,79Turbo Gas Natural Malacas 4 12,152 1,245 15,13 2,25 17,38Turbo Gas de Chimbote 0,346 237,4 82,14 2,70 84,84Turbo Gas de Trujillo 0,343 237,4 81,43 2,70 84,13Turbo Gas de Piura 0,319 235,2 75,04 2,70 77,74Grupos Diesel de Piura 0,234 235,2 55,05 7,11 62,16Grupos Diesel de Chiclayo 0,239 239,2 57,17 7,04 64,21Grupos Diesel de Sullana 0,241 234,9 56,61 7,30 63,91Grupos Diesel de Paita 0,238 236,5 56,28 7,54 63,82Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 0,265 172,1 45,60 7,04 52,64Grupo Diesel Pacasmayo Man 0,228 181,6 41,40 7,04 48,44Turbo Gas Santa Rosa UTI 0,287 237,9 68,28 7,07 75,34Turbo Gas Santa Rosa BBC 0,472 238,0 112,34 6,30 118,64Turbo Gas Santa Rosa WTG 0,266 237,9 63,28 4,10 67,38Turbo Gas Ventanilla 1 0,283 237,9 67,32 3,32 70,64Turbo Gas Ventanilla 2 0,282 237,9 67,08 3,32 70,40Turbo Gas Ventanilla 3 0,236 237,9 56,14 4,00 60,14Turbo Gas Ventanilla 4 0,237 237,9 56,38 4,00 60,38Turbo Vapor de Trupal 0,478 170,8 81,65 8,00 89,65Turbo Vapor de Shougesa 0,322 170,0 54,73 2,00 56,73Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 11,308 1,245 14,08 3,03 17,11Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 11,226 1,245 13,98 3,03 17,01Grupos Diesel de Verdún 0,236 233,9 55,19 7,37 62,56G. Diesel Tumbes Nueva 0,201 183,6 36,91 3,97 40,88G. Diesel Tumbes Las Mercedes 1 0,299 238,4 71,30 2,10 73,40G. Diesel Tumbes Las Mercedes 2 0,267 238,4 63,67 2,23 65,90NOTAS :

Consumo Específico : Combustibles Líquidos = Ton/MWh; Gas Natural = MMBtu/MWh.Costo del Combustible : Combustibles Líquidos = US$/Ton; Gas Natural = US$/MMBtu.

2.1.2.4 Costo de Racionamiento

Para el Sistema Interconectado Centro Norte se mantiene el costo deracionamiento establecido por la Comisión de Tarifas de Energía para laanterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh.

2.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

Los Cuadros No. 2.9 y 2.10 muestran los precios básicos de potencia y energíarespectivamente en las barras base del Sistema Interconectado Centro Norte,calculados de acuerdo con lo dispuesto por el Art. 47° de la Ley deConcesiones Eléctricas.

El costo básico de potencia para la presente fijación se ha determinado a partirdel estudio detallado que se realizó para la fijación de noviembre de 1997 y enla cual se obtuvo un precio básico de 16,68 Soles/kW-mes (79,46 US$/kW-año). Este valor corresponde a la suma de la inversión anual más los costosfijos de operación y mantenimiento (COyM) de una central a turbina de gas de100 MW de potencia (ISO) ubicada en Lima. El valor indicado se reajustó a16,65 Soles/kW-mes considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de launidad igual a 5% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a19% (D.S. No. 004-99-EM publicado el 20/03/99) para posteriormente


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actualizarse al mes de setiembre 1999 de acuerdo con los correspondientesfactores de actualización, según se indica en el Cuadro No. 2.9.

Cuadro No. 2.9Precio Básico de la Potencia de Punta

(Ubicación : Lima 220 kV)S/./kW-mes

Actualización del Precio de Potencia de Punta :

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

Precio Potencia Inicial PPM0 16,65

Fijación Nov. 97 Tipo de Cambio Tasa Arancelaria Indice de Preciosa b TCo TC TAo TA IPMo IPM

0,728 0,272 2,654 3,463 12% 12% 131,076560 147,432900

Precio Potencia de Punta - Fijación Noviembre 1999 PPM 20,91

Donde :

PPM0 = Precio de Potencia de Punta, basado en el estudio realizado para la Fijación Noviembre 1997, en S/./kW-mes.PPM = Precio de Potencia de Punta, actualizado, en S/./kW-mes.a , b = Factores determinados en la Fijación Noviembre 1997, Resolución No. 026-97 P/CTE.FTC = Factor del Tipo de Cambio.FTA = Factor de la Tasa Arancelaria.FPM = Factor del Precio al Por Mayor.TCo = Tasa de Cambio inicial igual a S/. 2,654 por US$ Dólar.TC = Tasa de Cambio vigente al último día del mes de setiembre de 1999.TAo = Tasa Arancelaria inicial igual a 12%.TA = Tasa Arancelaria vigente al último día del mes de setiembre de 1999.IPMo = Indice de Precios al Por Mayor inicial igual a 131,076560.IPM = Indice de Precios al Por Mayor vigente al último día del mes de setiembre de 1999.Nota.- El valor PPM0 ha sido reajustado considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen

de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 19% (D.S. No 004-99-EM, fecha de publicación: 20/03/99).

El Cuadro No. 2.10 presenta el precio básico de la energía en la barra baseLima, el cual se determinó de la optimización y simulación de la operación delSICN para los próximos 48 meses (modelos JUNRED y JUNTAR).

Cuadro No. 2.10Precio Básico de la Energía

Barra Santa Rosa 220 kV

(US$/MWh)Año Mes Punta F.Punta Total P/FP

1999 Noviembre 44,35 23,24 27,74 1,91

Participación de la EnergíaAño Mes Punta F.Punta1999 Noviembre 21,31% 78,69%


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2.2 Tarifas en BarraLa barra de referencia para la aplicación del precio básico de la energía es laciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Limarepresenta alrededor del 70% de la demanda del SICN y es un punto al cualconvergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación.Para el precio básico de la potencia se considera como referencia la ciudad deLima en 220 kV (San Juan, Santa Rosa o Chavarría), por ser ésta la ubicaciónmás conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en elSICN.

La conexión del transformador 220/138 kV a la línea de 138 kV Huánuco -Tingo María ha dado origen a la modificación de la dirección de los flujos depotencia en algunas líneas de la región central del Sistema InterconectadoCentro Norte, especialmente al flujo en las líneas entre Huánuco y TingoMaría a 138 kV y entre Huánuco y Paragsha II a 138 kV. Con esta conexiónse ha dado lugar también al cierre de un anillo de transmisión que permiteevacuar la generación de la región central (Aguaytía y ElectroAndes) hasta elSistema Principal de Transmisión, en la costa, a través de caminosalternativos. A fin de precisar la determinación de las tarifas en la zona, se hancalculado los precios marginales necesarios para definir como SubestacionesBase de Referencia las de Tingo María 220 kV y Huánuco 138 kV.

Para la determinación del peaje secundario en la barra de Huánuco 220 kV sedeberán utilizar las fórmulas y los cargos de peaje fijados en la regulación deprecios de mayo 1999, expandiendo los precios desde la Subestación BaseTingo María 220 kV.

2.2.1 Tarifas TeóricasLas tarifas teóricas de potencia y energía en cada barra, para el caso delSistema Principal de Transmisión, fueron obtenidas expandiendo los preciosbásicos con los respectivos factores de pérdidas y se muestran en el CuadroNo. 2.11. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos portransmisión.


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Cuadro No. 2.11

TARIFAS TEORICAS - MONEDA EXTRANJERAPPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP

$/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWhTALARA 5,15 0,73 5,87 4,00 2,09PIURA OESTE 5,22 0,73 5,94 4,06 2,13CHICLAYO OESTE 5,23 0,73 5,96 4,10 2,15GUADALUPE 5,27 0,73 5,99 4,13 2,16TRUJILLO NORTE 5,31 0,73 6,03 4,15 2,18CHIMBOTE 5,26 0,73 5,98 4,11 2,16PARAMONGA 5,49 0,73 6,22 4,12 2,16ZAPALLAL 5,92 0,73 6,65 4,38 2,30VENTANILLA 5,99 0,73 6,72 4,42 2,31CHAVARRIA 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32SANTA ROSA 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32SAN JUAN 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32INDEPENDENCIA 5,93 0,73 6,66 4,34 2,27ICA 6,02 0,73 6,75 0,15 4,40 2,30MARCONA 6,23 0,73 6,95 0,48 4,52 2,37MANTARO 5,58 0,73 6,31 4,12 2,16HUAYUCACHI 5,68 0,73 6,41 4,19 2,20PACHACHACA 5,83 0,73 6,55 4,29 2,25HUANCAVELICA 5,67 0,73 6,40 4,18 2,19CALLAHUANCA ELP 5,88 0,73 6,61 4,33 2,27HUALLANCA 4,84 0,73 5,57 3,92 2,06TINGO MARIA 5,30 0,73 6,03 3,85 2,02HUANUCO 5,38 0,73 6,11 3,95 2,07

Tipo de Cambio 3,463 S /./US$ F.C. 73,2% %EHP 21,3%Notas

PPM Precio de Potencia MarginalPCSPT Peaje de Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmsión

PPB Precio de Potencia en BarraCPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía

PEMP Precio de Energía Marginal en Horas PuntaPEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los proximos 4 años.

Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el % EHP del sistema.Promedio = PPB / (7,2*F.C.) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1-% EHP) + CPSEE

Barra

2.2.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los ClientesLibres

A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de ConcesionesEléctricas y Artículo 129º de su Reglamento se han comparado los preciosteóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre.

Para el caso del Sistema Interconectado Centro Norte, el precio libre promedioresulta 11,902 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el Artículo 129ºinciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios teóricoscalculados en el numeral 2.2.1, el precio ponderado resultante es 12,932céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 1,0865. Estarelación muestra que los precios teóricos no difieren en más del 10% de losprecios libres vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía sonaceptados como Tarifas en Barra definitivas. El resultado de esta operación se


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muestra en los Cuadros No. 2.13 y 2.14 en moneda extranjera y en monedanacional, respectivamente.

El Cuadro No. 2.12 muestra el resultado final de la comparación entre preciosteóricos y libres.

Cuadro No. 2.12Comparación Precio Libre vs Precio Teórico

Valores del Ultimo Semestre

Empresas Venta de Energía Facturación : Millón Soles Precio Medio : Ctm.S/./kWh ComparaciónTipo Nombre GW h Participación Libre Teórico Libre Teórico Teórico/Libre

Edegel 171,277 7,3% 20,458 20,473 11,944 11,953 +0,07%Electroperú 387,113 16,4% 47,908 41,932 12,376 10,832 -12,48%Cahua 79,188 3,4% 5,595 8,529 7,066 10,771 +52,43%Egenor 93,510 4,0% 12,606 12,647 13,481 13,525 +0,32%Shougesa 145,429 6,2% 23,746 25,345 16,328 17,428 +6,73%Eepsa 22,880 1,0% 3,291 3,470 14,384 15,167 +5,45%Electro Andes 551,044 23,4% 73,394 74,727 13,319 13,561 +1,82%Otros 0,505 0,0% 1,826 4,041 361,285 799,557 +121,31%Edelnor 463,167 19,6% 49,860 56,819 10,765 12,268 +13,96%Edechancay 8,676 0,4% 0,826 0,956 9,520 11,020 +15,75%Edecañete 3,218 0,1% 0,471 0,516 14,640 16,038 +9,54%Luz del Sur 288,616 12,2% 23,103 36,726 8,005 12,725 +58,97%Electro Sur Medio 23,900 1,0% 3,038 3,340 12,710 13,975 +9,95%Electro Nor Oeste 11,236 0,5% 1,208 1,231 10,747 10,951 +1,91%Hidrandina 58,031 2,5% 7,208 7,476 12,421 12,883 +3,72%Electrocentro 50,922 2,2% 6,206 6,801 12,187 13,356 +9,59%

Total 2 358,712 100,0% 280,745 305,028 11,902 12,932 +8,65%

Resumen de la ComparaciónPrecio Libre vs Precio Teórico

Precio Libre 11,902 Cent.S/./kWhPrecio Teórico 12,932 Cent.S/./kWhComparación 1,0865 Teórico/Libre

Gen

erad

or

Dis

trib

uid

or

2.2.3 Tarifas en BarraDado que el precio teórico queda dentro del rango del 10% del precio libre, losvalores resultantes no requirieron ajuste. En el Cuadro No. 2.13 se muestranlas Tarifas en Barra aplicables para la presente fijación de tarifas.

El Cuadro N° 2.14 contiene las Tarifas en Barra del Cuadro N° 2.13,expresadas en Nuevos Soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 30 desetiembre de 1999: 3,463 S/./US$.


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Cuadro No. 2.13

TARIFAS EN BARRA - MONEDA EXTRANJERAFactor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP

1,0000 $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWhTALARA 5,15 0,73 5,87 4,00 2,09PIURA OESTE 5,22 0,73 5,94 4,06 2,13CHICLAYO OESTE 5,23 0,73 5,96 4,10 2,15GUADALUPE 5,27 0,73 5,99 4,13 2,16TRUJILLO NORTE 5,31 0,73 6,03 4,15 2,18CHIMBOTE 5,26 0,73 5,98 4,11 2,16PARAMONGA 5,49 0,73 6,22 4,12 2,16ZAPALLAL 5,92 0,73 6,65 4,38 2,30VENTANILLA 5,99 0,73 6,72 4,42 2,31CHAVARRIA 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32SANTA ROSA 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32SAN JUAN 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32INDEPENDENCIA 5,93 0,73 6,66 4,34 2,27ICA 6,02 0,73 6,75 0,15 4,40 2,30MARCONA 6,23 0,73 6,95 0,48 4,52 2,37MANTARO 5,58 0,73 6,31 4,12 2,16HUAYUCACHI 5,68 0,73 6,41 4,19 2,20PACHACHACA 5,83 0,73 6,55 4,29 2,25HUANCAVELICA 5,67 0,73 6,40 4,18 2,19CALLAHUANCA ELP 5,88 0,73 6,61 4,33 2,27HUALLANCA 4,84 0,73 5,57 3,92 2,06TINGO MARIA 5,30 0,73 6,03 3,85 2,02HUANUCO 5,38 0,73 6,11 3,95 2,07

Cuadro No. 2.14

TARIFAS EN BARRA - MONEDA NACIONALFactor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP

1,0000 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWhTALARA 17,82 2,51 20,34 13,84 7,25PIURA OESTE 18,07 2,51 20,58 14,05 7,36CHICLAYO OESTE 18,12 2,51 20,63 14,19 7,43GUADALUPE 18,23 2,51 20,75 14,29 7,49TRUJILLO NORTE 18,38 2,51 20,89 14,38 7,54CHIMBOTE 18,20 2,51 20,71 14,24 7,46PARAMONGA 19,02 2,51 21,53 14,26 7,47ZAPALLAL 20,51 2,51 23,02 15,17 7,95VENTANILLA 20,76 2,51 23,27 15,30 8,02CHAVARRIA 20,91 2,51 23,42 15,36 8,05SANTA ROSA 20,91 2,51 23,42 15,36 8,05SAN JUAN 20,91 2,51 23,42 15,36 8,05INDEPENDENCIA 20,55 2,51 23,06 15,03 7,87ICA 20,86 2,51 23,37 0,50 15,23 7,98MARCONA 21,57 2,51 24,08 1,67 15,64 8,19MANTARO 19,34 2,51 21,85 14,27 7,47HUAYUCACHI 19,69 2,51 22,20 14,52 7,61PACHACHACA 20,18 2,51 22,69 14,86 7,79HUANCAVELICA 19,65 2,51 22,16 14,47 7,58CALLAHUANCA ELP 20,37 2,51 22,88 15,00 7,86HUALLANCA 16,76 2,51 19,28 13,59 7,12TINGO MARIA 18,36 2,51 20,88 13,32 6,98HUANUCO 18,64 2,51 21,16 13,68 7,17

Tipo de Cambio 3,463 S/. /US$ F.C. 73,2% %EHP 21,3%Notas

PPM Precio de Potencia Marginal.PCSPT Peaje de Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmsión (Fijado en Mayo de cada año).

PPB Precio de Potencia en Barra.CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía (Fi jado en Mayo de cada año).

PEMP Precio de Energía Marginal en Horas Punta.PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta.

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los proximos 4 años.

Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el % EHP del sistema.Promedio = PPB / (7,2*F.C.) + PEMP*% EHP + PEMFP*(1-%EHP) + CPSEE


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3. Sistema Sur

El Sistema Interconectado del Sur (SIS) es el segundo sistema interconectadodel país en razón a su tamaño. Tiene una máxima demanda del orden de 436MW y un consumo anual de energía de 2 815 GWh. Está constituido por lossubsistemas Sur Este y Sur Oeste.

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

A raíz del aluvión ocurrido el 27 de febrero de 1998, la central hidroeléctricade Machu Picchu del Sistema Interconectado del Sur (SIS) quedó fuera deservicio. De acuerdo con el nuevo cronograma presentado por EGEMSA, setiene previsto recuperar la central en dos etapas: la primera etapa de la central(grupos Pelton, 75 MW) dentro de 22 meses. La recuperación de la segundaetapa de la central (grupos Francis) cae fuera del periodo de 48 meses, por loque no se ha considerado en la presente regulación.

Un aspecto que debe señalarse es que, de acuerdo con lo dispuesto por el D.S.No 021-97-EM, para la comparación prevista en el Artículo 129° delReglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, hasta la fijación de tarifas enbarra de mayo del año 2001 inclusive, la Comisión de Tarifas de Energía debetomar como precio promedio ponderado para el Sistema Interconectado Sur, elvalor resultante de aplicar las Tarifas en Barra calculadas considerando unsistema de generación Económicamente Adaptado.


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3.1 Precios Básicos

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

3.1.1.1 Precio Básico de Energía

El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginalesesperados en el sistema de generación para los 48 meses del período deanálisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47º al 50º de la Ley.

Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SIS, se hautilizado el modelo CAMAC (Computation and Analysis of Marginal Costs).Este modelo de despacho de energía para múltiples nudos (barras), permitecalcular los costos marginales optimizando la operación del sistemahidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza laoptimización de flujo en redes generalizado para escenarios estocásticos en ladeterminación de los costos marginales del sistema.

La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tresbloques y seis nudos representativos del sistema eléctrico y en un sétimo nodoel SICN. Como consecuencia, los costos marginales esperados resultarondiscriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media ybase) y cada uno de los siete nudos.

Para la formación de los precios en barra se agregó al costo marginal deenergía el cargo por peaje secundario equivalente en energía.

3.1.1.2 Precio Básico de Potencia

El precio básico de la potencia se obtiene a partir de la anualidad de lainversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión) más suscostos fijos de operación y mantenimiento anual, y considerando los factoresde la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de ReservaFirme Objetivo del sistema.

El método utilizado para identificar la unidad de punta consistió en evaluar laeconomía de un conjunto de alternativas de abastecimiento (configuradas apartir de diferente tecnología, tamaño y ubicación de la planta), para abastecerel incremento de la demanda del diagrama de duración de carga durante lashoras de punta de un período de 4 años.

El precio básico de potencia utilizado en la presente fijación es elcorrespondiente al determinado en noviembre de 1997, reajustado por la Tasade Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen de ReservaFirme Objetivo del sistema igual a 9.5% (D.S. No. 004-99-EM publicado el 20de marzo de 1999) y actualizado por su respectiva fórmula de actualización.

3.1.2 Premisas y ResultadosA continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costosvariables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo


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de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Semuestra luego la integración de precios básicos y peajes de transmisión paraconstituir las Tarifas en Barra. Los peajes de transmisión fueron determinadospara la regulación de precios de mayo 1999, debidamente actualizados.

3.1.2.1 Previsión de Demanda

Los datos de demanda del Sistema Sur se presentan en el Cuadro No. 3.1. Seha considerado la proyección de la demanda del servicio público, así como laincorporación de nuevas cargas de acuerdo al plan de electrificación rural delas empresas de distribución.

El mayor crecimiento de la demanda en el año 2000, se debe en parte a lareincorporación de la empresa industrial de fertilizantes Cachimayo-Yura (quequedó fuera de servicio a raíz del aluvión en la central de Machu Picchu) ydemandas mineras que estuvieron postergadas por una menor oferta en elsistema sur.

La máxima demanda contiene el factor de simultaneidad proporcionado por elCOES.

La proyección de la demanda se realiza por centros de carga (localidades,mediana industria, mediana y gran minería). El modelo considera laagrupación de dichos centros de carga en seis nodos representativos delsistema; por tanto, es necesario agregar al consumo de energía un porcentajede pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte noreconocidas en el modelado de la red de transmisión y subtransmisión de losnodos equivalentes.

Cuadro No. 3.1

Proyección de la Demanda1999 - 2003

Máx. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de CrecimientoMW GWh % Potencia Energía

1996 268 1463 62,3%1998 410 2598 72,4%1999 436 2815 73,6% 6,5% 8,4%2000 461 3168 78,4% 5,7% 12,5%2001 502 3345 76,1% 8,8% 5,6%2002 548 3651 76,0% 9,2% 9,1%2003 650 4569 80,2% 29,6% 36,6%

Año

3.1.2.2 Programa de Obras

El programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria se muestraen los Cuadros No. 3.2 y 3.3.

Con relación al reingreso de la C.H. Machu Picchu se ha considerado lapropuesta de EGEMSA, responsable del proyecto para la recuperación de lacentral, cuyo cronograma de reingreso se presenta en dos etapas: 75 MW(turbina Pelton) en agosto del 2001 y 65 MW adicionales (turbina Francis) enenero del 2004. En este sentido, para la presente fijación de tarifas, sólo se ha


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considerado el reingreso de la etapa de 75 MW en agosto del 2001. La otraetapa está fuera del horizonte de análisis.

La operación de la C.H. San Gabán, en actual prueba de operación, se haconsiderado a partir de enero del año 2000.

Como oferta térmica de generación, se prevé la operación de la unidad N°1 dela C.T. Ilo II a carbón de Enersur en setiembre del año 2000 (125 MW) y launidad N°2 (125MW) en julio del año 2002.

Cuadro No. 3.2Proyectos de Generación

1999 - 2003

FECHA DEINGRESO

PROYECTO POTENCIA MW

DESCRIPCION

Ene. 2000 Ingreso de la C.H. San Gabán II 110,0 Inversión de Empresa de GeneraciónEléctrica San Gabán

Set. 2000 TV N° 1 a Carbón de la C.T. Ilo II 125,0 Inversión de ENERSURAgo. 2001 Reingreso C.H. Machupicchu ( Pelton) 75,0 Inversión EGEMSAJul. 2002 TV N° 2 a Carbón 2 de la C.T. Ilo II 125,0 Inversión de ENERSUR


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Cuadro No. 3.3

Proyectos de Transmisión

1999 - 2003

FECHA DEINGRESO PROYECTO TENSION

KV DESCRIPCION

Ene-2000 L.T. Juliaca - Puno 138.0 Proyecto de ETESUR, 45 km.

Ene-2000 Ampliación de la SE Juliaca (patio de llaves) 138.0 Proyecto de ETESUR.

Ene-2000 Construcción de la SE de Puno (Celda de llegada) 138.0 Proyecto de ETESUR.

Feb-2000 Construcción S.E. Moquegua 220 / 138 Proyecto de ENERSUR.

Feb-2000 L.T. Ilo2 - Moquegua (doble terna) 220.0 Proyecto de ENERSUR, 73 km.

Feb-2000 L.T. Moquegua - Botiflaca (doble terna) 138.0 Proyecto de ENERSUR, 32 km.

Feb-2000 L.T. Moquegua - Toquepala SPCC (simple terna) 138.0 Proyecto de ENERSUR, 42 km.

Abr-2000 L.T. Socabaya - Moquegua (segunda terna) [*] 220.0 Red Eléctrica del Sur, 107.0 km.

May-2000 SE Socabaya (Ampliación) 220 / 138 Red Eléctrica del Sur

Set-2000 L.T. Mantaro - Socabaya 220.0 TransMantaro, 609 km.

Set-2000 Ampliación SE Socabaya 220.0 TransMantaro.

Nov-2000 SE Puno 220 / 138 Red Eléctrica del Sur.

Nov-2000 SE Tacna 220 / 66 / 10 Red Eléctrica del Sur.

Nov-2000 Ampliación SE Moquegua 220 / 138 Red Eléctrica del Sur.

Dic-2000 L.T. Santuario - Convertidor Chilina 138.0 EGASA, 17.77 km.

May-2001 Ampliación SE Tintaya 138.0 Proyecto de BHP Tintaya

Oct-2001 L.T. Moquegua - Tacna 220.0 Red Eléctrica del Sur, 126.5 km.

Oct-2001 L.T. Tintaya - Azángaro (simple terna) 138.0 Proyecto de ETESUR, 125 km.

Oct-2001 Ampliación de la SE Tintaya (celda de salida) 138.0 Proyecto de ETESUR.

Oct-2001 Ampliación de la SE Azángaro (celda de llegada) 138.0 Proyecto de ETESUR.

Dic-2001 L.T. Puno - Moquegua (simple terna) 220.0 Red Eléctrica del Sur, 192,7 km.

Jul-2002 L.T. Azángaro-Puno (simple terna) 138.0 Proyecto de ETESUR, 112 km.

Jul-2002 Ampliación de la SE Azángaro (celda de salida) 138.0 Proyecto de ETESUR.

Jul-2002 Ampliación de la SE Puno (celda de llegada) 138.0 Proyecto de ETESUR.

[*] Línea diseñada para trabajar a 220 kV e inicialmente tensionado en 138 kV.

ETESUR S.A. y Red Eléctrica del Sur S.A. (REDESUR S.A.) tienen previstodesarrollar las obras de transmisión indicadas en el Cuadro No. 3.3; asímismo, se ha mantenido el ingreso de la L.T. Mantaro - Socabaya ensetiembre del año 2000.

Por su parte, ENERSUR viene desarrollando los proyectos de líneas detransmisión y subestaciones paralelamente a la construcción de la central acarbón Ilo II.

La información técnica de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas enactual operación así como las futuras centrales del Sistema Sur se muestran enlos Cuadros No. 3.4 y 3.5 respectivamente.


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Cuadro No. 3.4Centrales Hidráulicas

Central Propietario PotenciaEfectiva MW

EnergíaMedia GWh

Factor dePlanta Medio

CaudalTurbinable

m3/seg

RendimientokWh/m3

Centrales Existentes

Charcani I EGASA 1,60 13,7 98,0% 10,0 0,045

Charcani II EGASA 0,60 5,2 99,7% 4,8 0,035

Charcani III EGASA 3,91 31,2 91,1% 10,0 0,109

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

Charcani V EGASA 139,90 575,0 46,9% 24,8 1,567

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

Aricota I EGESUR 22,50 114,0 57,8% 4,5 1,390

Aricota II EGESUR 12,40 60,9 56,1% 4,5 0,766

Herca EGEMSA 0,72 6,3 100,0% 1,5 0,133

Machupicchu [*] EGEMSA 140,00 1.156,7 94,3% 43,3 0,897

San Gabán SAN GABAN 110,0 715,0 74,2% 19,0 1,608

[*] Central en proyecto de recuperación

Centrales Comprometidas


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Cuadro No. 3.5

Centrales Térmicas

Central Unidad Propietario uOperador

PotenciaEfectiva

MWCombustible Año de

Operación

Unidades ExistentesMD-SULZER 1 EGEMSA 0,87 Diesel Nº2 1953MD-SULZER 2 EGEMSA 1,82 Diesel Nº2 1959MD-ALCO 1 EGEMSA 1,87 Diesel Nº2 1976MD-ALCO 2 EGEMSA 1,82 Diesel Nº2 1976MD-GM 1 EGEMSA 1,82 Diesel Nº2 1981MD-GM 2 EGEMSA 1,95 Diesel Nº2 1981MD-GM 3 EGEMSA 1,82 Diesel Nº2 1981MD-SKODA 1 EGEMSA 0,36 Diesel Nº2 1973MD-SKODA 2 EGEMSA 0,50 Diesel Nº2 1975MD-MAN 1 EGEMSA 0,80 Diesel Nº2 1972MD-MAN 3 EGEMSA 1,80 Diesel Nº2 1985MD-MAN 4 EGEMSA 1,83 Diesel Nº2 1985MD-ALCO EGEMSA 1,80 Diesel Nº2 1975MD-MAN 1 EGEMSA 1,74 Diesel Nº2 1985MD-DEUT 2 EGEMSA 0,29 Diesel Nº2 1985MD-MAN 2 EGEMSA 1,76 Diesel Nº2 1985MD-MAN 1 SAN GABAN 2,16 Diesel Nº2 1982MD-MAN 2 SAN GABAN 2,10 Diesel Nº2 1982MD-MAN 3 SAN GABAN 2,05 Diesel Nº2 1982MD-MAN 4 SAN GABAN 1,89 Diesel Nº2 1982MD-MAN 5 SAN GABAN 2,06 Diesel Nº2 1982MD-MAN 6 SAN GABAN 2,14 Diesel Nº2 1982MD-MAN 7 SAN GABAN 2,13 Diesel Nº2 1982MD-MAN 8 SAN GABAN 1,73 Diesel Nº2 1982MD-SULZER 1 al EGEMSA 2,55 Diesel Nº2 -MD-SULZER 4 al EGEMSA 5,10 Diesel Nº2 -TV-BBC 2 EGASA 6,05 Residual Nº500 1967TV-BBC 3 EGASA 10,37 Residual Nº500 1979CC-AEG EGASA 19,97 Diesel Nº2 1954 - 1981MD-SULZER 1 EGASA 5,15 Mezcla (R500+D2) 1986MD-SULZER 2 EGASA 5,10 Mezcla (R500+D2) 1986MD-MIRLESS 1 EGASA 10,25 Residual Nº500 1998MD-MIRLESS 2 EGASA 10,43 Residual Nº500 1998MD-MIRLESS 3 EGASA 10,30 Residual Nº500 1998TG-ALSTOM 1 EGASA 37,40 Diesel Nº2 1999TG-ALSTOM 2 EGASA 37,40 Diesel Nº2 1999

TACNA MD-EMD-20E4B EGESUR 2,44 Diesel Nº2 1984MD-WARSILA 1 EGESUR 6,12 Residual Nº6 1995MD-WARSILA 2 EGESUR 6,14 Residual Nº6 1995MD-WARSILA 3 EGESUR 6,19 Residual Nº6 1995MD-WARSILA 4 EGESUR 6,23 Residual Nº6 1999MD-CKD 1 EGESUR 0,43 Diesel Nº2 1998MD-CKD 2 EGESUR 0,43 Diesel Nº2 1998TV-BBC ENERSUR 21,85 Vapor Recuper. 1958TV-GEN. ELECT. ENERSUR 64,99 Mezcla (VR+R500) 1979TV-GEN. ELECT. ENERSUR 57,41 Residual Nº500 1974MD-CATKATO ENERSUR 3,27 Diesel Nº2 1992TG-GEN. ELECT. ENERSUR 33,49 Diesel Nº2 1997TG-GEN. ELECT. ENERSUR 36,49 Diesel Nº2 1998

Unidades NuevasTV-UNIDAD 1 ENERSUR 125,00 Carbón 2000TV-UNIDAD 2 ENERSUR 125,00 Carbón 2002

Notas :TG : Turbinas de Gas operando con Diesel Nº2.

MD : Motores Diesel operando con Diesel Nº2.TV : Turbinas a Vapor operando con Vapor Recuper., Residual Nº500 o Carbón

CC : Ciclo CombinadoUnd.: Kg. para Diesel, Residual, Vapor Recuper. y Carbón

Mezcla : Combustible resultante de una mezcla de Diesel Nº2 y Residual Nº500

MOQUEGUA

ILO 1

ILO 2

C.T. SAN RAFAEL

CHILINA

MOLLENDO

CALANA

DOLORESPATA

TAPARACHI

BELLAVISTA

TINTAYA


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3.1.2.3 Costos Variables de Operación

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variablesrelacionados directamente a la energía producida por cada unidadtermoeléctrica. Dichos costos se descomponen en Costos VariablesCombustibles (CVC) y Costos Variables No Combustibles (CVNC).

Con relación a los costos variables de operación, en el Cuadro No. 3.6 semuestran los precios base de combustible utilizados (Ex-planta PetroPerú). Aestos precios base se les ha adicionado el costo de transporte hasta lacorrespondiente central de generación, obteniéndose los precios locales de loscombustibles mostrados en el Cuadro No. 3.7.

Cuadro No. 3.6

Precios Base de Combustibles

Precio de Paridad DensidadS/. / Gln. US$ / Gln. US$ / Barril US$ / Ton. Kg / Gln.

Mollendo Diesel 2 2,630 0,759 31,897 233,823 3,248Residual 500 2,050 0,592 24,863 158,919 3,725

ILO Residual 6 2,100 0,606 25,469 167,888 3,612Diesel 2 2,650 0,765 32,140 235,601 3,248

ILO-Enersur Diesel 2 2,650 0,765 32,140 235,601 3,248Residual 500 2,050 0,592 24,863 158,919 3,725

Tipo de Cambio S/./US$ 3,463

PlantaTipo de

Combustible

Cuadro No. 3.7

Central DIESEL ( US $ / Tn ) RESIDUAL Nº6 ( US $ / Tn ) RESIDUAL Nº500 ( US $ / Tn )

Térmica Flete Base Total Flete Base Total Flete Base Total

Chilina 6,046 233,823 239,869 5,969 158,919 164,888Mollendo 2,223 233,823 236,046 1,938 158,919 160,857Ilo - Enersur 0,000 235,601 235,601 0,000 158,919 158,919Moquegua 8,891 235,601 244,492Tacna 8,891 235,601 244,492 7,187 167,888 175,075Dolorespata 32,895 233,823 266,718Bellavista 23,649 233,823 257,472Taparachi 22,938 233,823 256,761

San Rafael 25,072 233,823 258,895

Tintaya 17,239 233,823 251,062

Central MEZCLA ( US $ / Tn )

Térmica Flete Base Total

Chilina 5,977 166,409 172,386

Ilo - Enersur 0,000 144,572 144,572

Notas : - En Chilina mezcla de Diesel Nº2 y Residual Nº500- En Ilo mezcla de Vapor y Residual Nº500- Se consideran los fletes propuestos por el COES

Precios Locales de Combustible


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Los costos variables, el consumo específico y el costo variable total de lasplantas térmicas existentes y futuras para el Sistema del Sur se resumen en elCuadro No. 3.8.

Cuadro No. 3.8Costos Variables de Operación

Consumo Costo delCentral Unidad Específico Combustible CVC CVNC CVT

kg/kWh US$/Ton. US$/MWh US$/MWh US$/MWhUnidades Existentes

MD-SULZER 1 0.269 266.72 71.7 6.00 77.75MD-SULZER 2 0.249 266.72 66.4 6.00 72.41MD-ALCO 1 0.234 266.72 62.4 6.00 68.41MD-ALCO 2 0.242 266.72 64.5 6.00 70.55MD-GM 1 0.245 266.72 65.3 6.00 71.35MD-GM 2 0.273 266.72 72.8 6.00 78.81MD-GM 3 0.246 266.72 65.6 6.00 71.61MD-SKODA 1 0.247 256.76 63.4 6.00 69.42MD-SKODA 2 0.250 256.76 64.2 6.00 70.19MD-MAN 1 0.267 256.76 68.6 6.00 74.56MD-MAN 3 0.273 256.76 70.1 6.00 76.10MD-MAN 4 0.232 256.76 59.6 6.00 65.57MD-ALCO 0.273 257.47 70.3 6.00 76.29MD-MAN 1 0.349 257.47 89.9 6.00 95.86MD-DEUT 2 0.223 257.47 57.4 6.00 63.42MD-MAN 2 0.236 257.47 60.8 6.00 66.76MD-MAN 1 0.236 251.06 59.3 6.00 65.25MD-MAN 2 0.235 251.06 59.0 6.00 65.00MD-MAN 3 0.225 251.06 56.5 6.00 62.49MD-MAN 4 0.227 251.06 57.0 6.00 62.99MD-MAN 5 0.220 251.06 55.2 6.00 61.23MD-MAN 6 0.225 251.06 56.5 6.00 62.49MD-MAN 7 0.238 251.06 59.8 6.00 65.75MD-MAN 8 0.210 251.06 52.7 6.00 58.72MD-SULZER 1 al 3 0.273 258.89 70.7 6.00 76.68MD-SULZER 4 al 7 0.273 258.89 70.7 6.00 76.68TV-BBC 2 0.544 164.89 89.7 4.00 93.70TV-BBC 3 0.406 164.89 66.9 4.00 70.94CC-AEG 0.254 239.87 60.9 2.80 63.73MD-SULZER 1 0.216 172.39 37.2 8.00 45.24MD-SULZER 2 0.218 172.39 37.6 8.00 45.58MD-MIRLESS 1 0.220 160.86 35.4 8.00 43.39MD-MIRLESS 2 0.226 160.86 36.4 8.00 44.35MD-MIRLESS 3 0.223 160.86 35.9 8.00 43.87TG-ALSTOM 1 0.264 236.05 62.2 1.06 63.28TG-ALSTOM 2 0.264 236.05 62.2 1.06 63.28

TACNA MD-EMD-20E4B 0.267 244.49 65.3 6.00 71.28MD-WARSILA 1 0.214 175.07 37.5 8.00 45.47MD-WARSILA 2 0.215 175.07 37.6 8.00 45.64MD-WARSILA 3 0.214 175.07 37.5 8.00 45.47MD-WARSILA 4 0.198 175.07 34.7 8.00 42.66MD-CKD 1 0.223 244.49 54.5 6.00 60.52MD-CKD 2 0.244 244.49 59.7 6.00 65.66TV-BBC 4.536 1.10 5.0 3.80 8.80TV-GEN. ELECT. 0.298 144.57 43.1 3.80 46.88TV-GEN. ELECT. 0.339 158.92 53.9 3.80 57.67MD-CATKATO 0.198 235.60 46.6 3.80 50.45TG-GEN. ELECT. 0.288 235.60 67.9 4.47 72.32TG-GEN. ELECT. 0.232 235.60 54.7 4.47 59.13

TV-UNIDAD 1 0.437 45.00 19.65 3.80 23.45TV-UNIDAD 2 0.437 45.00 19.65 3.80 23.45

Nota: MD = Motor Diesel TV = Turbo Vapor TG = Turbo Gas a petróleo diesel CC = Ciclo Combinado

MOLLENDO

CALANA

DOLORESPATA

TAPARACHI

BELLAVISTA

TINTAYA

C.T. SAN RAFAEL

CHILINA

ILO 2

Unidades Nuevas

MOQUEGUA

ILO 1


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3.1.2.4 Costo de Racionamiento

Del mismo modo que para el SICN, para el caso del SIS se ha utilizado elcosto de racionamiento fijado por la Comisión de Tarifas de Energía en 25,0centavos de US$ por kWh.

3.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

Para determinar el precio básico de la potencia se utiliza como central depunta una turbina a gas de 26,6 MW de potencia (ISO) ubicada en Mollendo.El tipo de máquina utilizado es el mismo que sirvió para la regulación denoviembre 1997.

El precio básico de potencia para la presente regulación corresponde alutilizado en la regulación de noviembre de 1997, con el debido reajuste por losfactores de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen deReserva Firme Objetivo del sistema, más la actualización de precios. LosCuadros No. 3.9 y 3.10 muestran los precios básicos de potencia y energíarespectivamente en las barras base del Sistema Interconectado Sur.

Cuadro No. 3.9Precio Básico de la Potencia de Punta (en Mollendo)

S/./kW-mes

Actualización del Precio de Potencia de Punta :

PPM = PPM0 * { a * ( TC / TC0 ) * ( 1,0 + TA ) / ( 1,0 + TA0 ) + b * ( IPM / IPM0 ) }

Precio Potencia Inicial PPM0 17,72

Fijación Nov. 97 Tipo de Cambio Tasa Arancelaria Indice de Preciosa b TC0 TC TA0 TA IPM0 IPM

0,785 0,215 2,654 3,463 12% 12% 131,076560 147,432900

Precio Potencia de Punta - Fijación Noviembre 1999 PPM 22,44

Donde :

PPM0 = Precio de Potencia de Punta, basado en el estudio realizado para la Fijación Noviembre 1997, en S/./kW-mesPPM1 = Precio de Potencia de Punta, actualizado, en S/./kW-mesa , b = Factores determinados en la Fijación Noviembre 1997, Resolución No. 026-97 P/CTEFTC = Factor del Tipo de CambioFTA = Factor de la Tasa ArancelariaFPM = Factor del Precio al Por MayorTC0 = Tasa de Cambio inicial igual a S/. 2,654 por US$ DólarTC = Tasa de Cambio vigente al último día del mes de setiembre de 1999TA0 = Tasa Arancelaria inicial igual a 12%TA = Tasa Arancelaria vigente al último día del mes de setiembre de 1999IPM0 = Indice de Precios al Por Mayor inicial igual a 131,076560IPM = Indice de Precios al Por Mayor vigente al último día del mes de setiembre de 1999Nota.- El valor PPM0 ha sido reajustado considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen

de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 9,5% (D.S. No 004-99-EM, fecha de publicación: 20/03/99).

El Cuadro No. 3.10 presenta el precio básico de la energía para las seis barrasrepresentativas del Sistema Interconectado Sur, el cual se determinó de laoptimización y simulación de la operación del SIS para los próximos 48meses.


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Cuadro No. 3.10

Precio Básico de la Energía(US$/MWh)

Punta F. Punta Total

38,51 30,40 32,40

37,24 30,09 31,85

35,33 28,18 29,94

36,17 29,63 31,24

36,67 30,41 31,95

33,48 28,20 29,50

NODO SOCABAYA

NODO TOQUEPALA

NODO TACNA

Centro de Carga

NODO CUSCO

NODO TINTAYA

NODO JULIACA

3.2 Cargos por TransmisiónTanto para los peajes del sistema de transmisión secundaria como para losfactores de pérdidas (potencia y energía) se mantienen los de la fijación deprecios de mayo 1999, actualizados al mes de octubre de 1999.

Se ha revisado el cargo por peaje del sistema principal de transmisión, cuyoresultado se considera en la presente fijación de tarifas en barra. Esta revisiónimplica incluir el SVC de la S.E. Tintaya que fue omitido en la regulación detarifas de mayo 1999. Esto requirió que en la presente regulación se efectúe unreajuste en el monto del Peaje por Conexión, regulado en mayo 1999. El Peajepor Conexión se modificó de 10,18 a 10,83 US$/kW-año.

3.3 Tarifas en BarraEn el sistema Sur existen seis subestaciones con precios básicos de energía:Cusco, Tintaya, Juliaca, Socabaya, Toquepala y Tacna. La barra de aplicaciónpara el precio básico de potencia ha sido la barra de Mollendo y para el preciobásico de energía las seis barras correspondientes.

Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barrasmediante los factores de pérdidas calculados para la fijación de tarifas demayo 1998. Para la determinación del precio promedio ponderado teórico seutilizó los precios en barra calculados con los factores de pérdidascorrespondientes.

3.3.1 Tarifas TeóricasLas tarifas teóricas de potencia y energía, obtenidas con la expansión de losprecios básicos mediante factores de pérdidas, se muestran en el Cuadro No.3.11. Los factores de pérdidas son los que se determinaron para el sistemaeconómicamente adaptado a partir de la regulación de precios de mayo 1999.En el mismo cuadro se indican los cargos por el uso del sistema detransmisión.


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Cuadro No. 3.11Tarifas en Barra Teóricas - Moneda Extranjera

PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP$/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kW h ctv.$/kW h ctv.$/kW h

Machupicchu 5,35 0,86 6,21 3,57 2,82Cachimayo 5,74 0,86 6,59 3,82 3,01Dolorespata 5,84 0,86 6,70 3,84 3,03Quencoro 5,85 0,86 6,70 3,85 3,04Combapata 6,29 0,86 7,15 3,47 2,80Tintaya 6,73 0,86 7,59 3,72 3,01Ayaviri 6,99 0,86 7,84 0,24 3,41 2,72Azángaro 7,11 0,86 7,97 0,29 3,46 2,76Juliaca 7,25 0,86 8,11 0,60 3,53 2,82Callalli 6,66 0,86 7,51 3,59 2,94Santuario 6,59 0,86 7,44 3,58 2,93Socabaya 6,67 0,86 7,52 3,62 2,96Cerro Verde 6,69 0,86 7,55 3,62 2,97Mollendo 6,48 0,86 7,34 3,41 2,79Toquepala 6,41 0,86 7,26 3,67 3,04Aricota 138 6,36 0,86 7,22 3,64 3,02Aricota 66 6,36 0,86 7,22 3,63 3,01Tomasiri 6,48 0,86 7,33 0,31 3,36 2,83Tacna 6,54 0,86 7,40 0,50 3,35 2,82

Tipo de Cambio 3,463 S/./US$ F.C. 75,5% %EHP 24,0%

Notas:PPM Precio de Potencia Marginal

PCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de TransmisiónPPB Precio de Potencia en Barra

CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en EnergíaPEMP Precio de Energía Marginal en Horas PuntaPEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los próximos 4 años.

Los precios del Cuadro No. 3.13 antes de tomarse como Precios en Barra,deben compararse con el precio promedio ponderado del mercado libre2 comose indica a continuación. Este precio promedio ponderado se obtiene aplicandoa los clientes libres los precios de la facturación del último semestre.

3.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los ClientesLibres

A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de ConcesionesEléctricas y Artículo 129º de su Reglamento se han comparado los preciosteóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre. Es necesarioseñalar en este punto que de acuerdo a la disposición contenida en el D.S. 021-97-EM, del 10 de octubre de 1997, para determinar el precio promedioponderado de la energía, en lugar de los precios del mercado libre se debenutilizar los precios correspondientes al sistema de generación económicamenteadaptado.

Los precios del sistema económicamente adaptado se obtienen a partir de unproceso de planificación de un parque óptimo para abastecer una demanda

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


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similar a la del SIS en el largo plazo. El método utilizado asume que existelibertad total al elegir el parque más adecuado para abastecer la demanda.

El precio promedio ponderado, obtenido a partir de los precios del sistema degeneración económicamente adaptado, resulta 13,34 céntimos de S/./kWh,según se muestra en el Cuadro No. 3.12.

Cuadro No. 3.12Comparación Precio Adaptado vs Precio Teórico

Venta de Energía Facturación (S/.) Precio Medio (Ctm.S/./kWh) ComparaciónMWh Participación Adaptado Teórico Adaptado Teórico Teórico/Adaptado

SEAL 156 914 16,6% 16 912 971 18 470 375 10,78 11,77 9,2%

Electro Sur Este 8 869 9,0% 1 359 000 1 417 596 15,32 15,98 4,3%

Clientes de EGASA 30 830 3,3% 4 405 283 4 754 620 14,29 15,42 7,9%

Clientes de EGEMSA 53 116 5,6% 7 289 094 7 790 037 13,72 14,67 6,9%

Clientes de ENERSUR 644 777 68,2% 89 478 603 97 979 141 13,88 15,20 9,5%

Clientes de SAN GABÁ N 50 592 5,4% 6 653 128 7 320 810 13,15 14,47 10,0%

Total SIS 945 099 100,0% 126 098 079 137 732 578 13,34 14,57 9,2%

Resumen de la Comparación

Precio Adaptado vs Precio Teórico

Precio Adaptado: 13,342 Cent.S/./kWh

Precio Teórico: 14,573 Cent.S/./kWh

Comparación: 1,092 Teórico/Adaptado

Factor de Ajuste: 1,00000

Empresas

3.3.3 Tarifas en BarraConsiderando el resultado del punto anterior, se concluye que no se requiere elreajuste de las tarifas teóricas. En consecuencia, las tarifas del Cuadro No.3.11 constituyen las tarifas en barra aplicables en la presente fijación detarifas.

El Cuadro No. 3.13 contiene las tarifas en barra expresadas en Nuevos Soles,las cuales se obtuvieron utilizando el tipo de cambio vigente al 30 desetiembre de 1999: 3,463 S/. /US$.


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Cuadro No. 3.13

PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFPS/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh

Machupicchu 18,54 2,96 21,50 12,36 9,76Cachimayo 19,87 2,96 22,83 13,22 10,44Dolorespata 20,22 2,96 23,19 13,31 10,51Quencoro 20,25 2,96 23,22 13,34 10,53Combapata 21,79 2,96 24,76 12,00 9,70Tintaya 23,31 2,96 26,27 12,90 10,42Ayaviri 24,20 2,96 27,16 0,82 11,81 9,42Azángaro 24,63 2,96 27,60 1,01 11,98 9,56Juliaca 25,11 2,96 28,07 2,07 12,23 9,76Callalli 23,05 2,96 26,02 12,42 10,17Santuario 22,80 2,96 25,77 12,40 10,16Socabaya 23,10 2,96 26,06 12,53 10,26Cerro Verde 23,17 2,96 26,14 12,54 10,28Mollendo 22,44 2,96 25,40 11,80 9,67Toquepala 22,19 2,96 25,15 12,70 10,53Aricota 138 22,04 2,96 25,00 12,60 10,45Aricota 66 22,03 2,96 25,00 12,57 10,43Tomasiri 22,43 2,96 25,40 1,08 11,62 9,79Tacna 22,66 2,96 25,63 1,73 11,59 9,76

Notas:PPM Precio de Potencia Marginal.

PCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión (Fijado en Mayo de cada año).PPB Precio de Potencia en Barra.

CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía (Fijado en Mayo de cada año).PEMP Precio de Energía Marginal en Horas Punta.PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta.

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los próximos 4 años.

Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el %EHP del sistema.Promedio = PPB / (7,2*F.C.) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1-%EHP) + CPSEE

Tarifas en Barra - Moneda Nacional


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4. Sistemas Aislados

Para la presente regulación se mantienen los criterios tarifarios vigentes de lossistemas aislados con excepción de los siguientes:

• Sistema Aislado Típico B

• Sistema Interconectado Moyobamba-Tarapoto-Bellavista.

En el presente informe se presenta el procedimiento efectuado para el cálculode las tarifas de estos dos sistemas típicos; el primero es un sistema existente yel segundo es un sistema creado a partir de la presente regulación tarifaria yque reemplaza al Sistema Aislado Típico G existente.

4.1 Sistema Aislado Típico BEl Sistema Aislado Típico B ha sido especificado desde el año 1993 paraabarcar principalmente a los sistemas aislados menores de 12 MW abastecidospor centrales con predominancia de grupos a base de petróleo Residual 6, osistemas del tipo hidroeléctricos. Desde entonces, los sistemas menores a 12MW a base de petróleo Residual 6, han sido incorporados de manera paulatinaen otros sistemas aislados típicos, o han pasado a formar parte de los sistemasinterconectados mayores. Actualmente los sistemas dentro de esta categoríapertenecen exclusivamente a la categoría de sistemas de tipo hidroeléctrico.Por tal motivo, la tarifa para el Sistema Aislado Típico B se ha calculado parareconocer esta situación.

Las tarifas para el caso del Sistema Aislado Típico B se han revisadoutilizando como referencia los costos estimados para la construcción yoperación de una central hidroeléctrica aislada. Para tal fin se han estimado loscostos de inversión en obras civiles y de equipamiento electromecánico.

El costo de inversión resultante para esta central hidroeléctrica es de 1839,6 US$/kW. Después de incluir los costos de operación y mantenimiento y deconsiderar un factor de carga de 45 % se determina el costo medio deproducción en US$/kW.h para estos sistemas. Para la determinación de latarifa se ha descompuesto el valor anterior en un cargo de potencia y otro de


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energía de tal manera que la tarifa promedio sea igual al costo medio deproducción. Para el cargo de potencia se ha considerado el costo de un grupoimpulsado por un motor Diesel 2, rápido. A fin de tomar en cuenta lanecesidad de disponer de una capacidad superior a la demanda de haconsiderado en el costo de inversión un factor de reserva de 20%. Losresultados del cálculo se muestran en el cuadro siguiente.

Cuadro No. 4.1SISTEMAS AISLADOS HIDROELÉCTRICOS

Información del SistemaFactor de carga del sistema % 45%

Costos FijosCostos de Inversión US$/kW 1840Costos de Personal US$/kW-año 26,66

Costo medio de generaciónCosto Variable No Combustible US cents/kWh 0,178Costo Fijo de Inversión US cents/kWh 5,794Costo Fijo de Personal US cents/kWh 0,676

Margen de reserva teórico MRT % 20%

Costo medio de generación con MRT US cents/kWh 7,942

Descripción Unidad Valor

El costo total de 7,942 US cents/kWh se descompone en un costo de potenciay de energía para dar como resultado la tarifa que se muestra en el Cuadro No.4.2.

Cuadro No. 4.2Potencia Energía Promedio

S/./kW-mes Cent.S/./kWh Cent.S/./kWh

Típico B 22,14 20,67 26,26

Sistema Aislado

4.2 Sistema Aislado Moyobamba-Tarapoto-BellavistaPara la presente regulación se presenta la necesidad de establecer la tarifa parael pequeño sistema interconectado de Moyobamba-Tarapoto-Bellavista(MTB), el cual ha sido integrado por la construcción de las líneas detransmisión en 138 kV que ha ejecutado la Dirección Ejecutiva de Proyectosdel Ministerio de Energía y Minas desde Tarapoto a Moyobamba y aBellavista. Esta interconexión ha permitido unir además a los pequeñoscentros poblados de los alrededores, los cuales en el futuro serán abastecidosprincipalmente desde las centrales de Tarapoto y del Gera.

El sistema MTB está constituido por la central hidroeléctrica del Gera y lascentrales termoeléctricas de Tarapoto y Moyobamba. Para determinar la tarifa


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de este sistema se ha procedido a simular la operación del pequeño sistemainterconectado y determinar la producción de su sistema de generación. Lasimulación se ha efectuado utilizando el modelo CAMAC a fin de determinarla producción más probable de las centrales de generación para los próximos12 meses.

Una vez determinada la producción de las centrales se procedió a determinarun costo medio de generación asumiendo las inversiones de un sistemaeficiente para abastecer el consumo de la zona. Este sistema eficiente seestimó que está constituido por dos grupos similares al Wartsila de 6,4 MW, además de la generación de la central hidroeléctrica del Gera y dos unidadesde reserva con motores Diesel rápidos (1800 rpm). En conjunto las centralesasumidas representan una reserva mínima de 30%, que se ha encontrado essuficiente para la operación segura del sistema.

La tarifa se ha determinado como el costo medio de abastecer el sistema conlas máquinas generadoras señaladas y el sistema de transmisión que lasinterconecta con la demanda, de acuerdo con los detalles que se señalan acontinuación.

El costo de operación se ha determinado como el costo de generar la energíaconsumida por la demanda en el periodo de los próximos 12 meses. En estecosto está comprendido principalmente el costo del combustible utilizado enlas centrales termoeléctricas.

A los costos de generación se han agregado los costos del sistema detransmisión que interconecta las demandas con las centrales de generación. Eneste caso debe indicarse que el sistema de transmisión (líneas en 138 kV) seencuentra sobredimensionado para las demandas de la zona. Se ha consideradoque el sistema existente sirva para abastecer la demanda que resultaría deagregar la capacidad de transmisión de todas las subestaciones comprendidasdentro del sistema de MTB, lo cual suma una potencia adaptada de 44,8 MVA.En consecuencia, se ha calculado un cargo unitario por la transmisión que esigual a costo anual de transmisión (anualidad de la inversión más costos deoperación y mantenimiento) dividido entre la demanda adaptada de 44,8MVA. El valor resultante se ha convertido en un cargo equivalente en energíapara fines de constituir la tarifa.

Para calcular las tarifas de potencia y energía se ha procedido de la siguientemanera. Se han agregado los tres costos determinados anteriormente(inversión en generación, operación en generación, y transmisión) paradeterminar un costo total equivalente en US$/MWh. El cargo de potencia seha calculado a partir del lo requerido para remunerar una máquina de puntaimpulsada con un motor a Diesel 2, rápido. El cargo de energía se determina apartir del total determinado anteriormente menos el cargo de la potencia enunidades equivalentes de US$/MWh.

El resumen de los cálculos se presenta en el cuadro siguiente.


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Cuadro No. 4.3

Análisis del Sistema Moyobamba-Tarapoto-Bellavista

Proyección de Máxima Demanda del sistema interconectado 13,7 MWProyección Consumo de Energía Anual 69 154 MWh

Costos fijosInversión Total

US$/kW US$/kw-año Kw US$C. H. Gera 2000 248.29 5 800 1 440 066

C.T. Termica (Wartsila) 850 134.28 12 800 1 718 790Grupos Reserva (1800 rpm) 350 55.29 2 000 110 584

PersonalTarapoto 485 000

Gera 50 000Sub Total 3 804 440

Costo Unitario US$/MWh 55,0164,385

Costos variables (incluye costos no combustible)Mwh US$/Mwh US$

Tarapoto 29 966 64,385 1 929 366Gera 39 188 1.180, 46 242

Sub Total 1 975 608Costo Unitario US$/Mwh 28,57

TOTAL 5 780 048

Costo Unitario Generación 83,58Costo Unitario Transmisión 10,76

TOTAL US$/Mwh 94,34

El costo total de 94,34 US$/MWh se descompone en un costo de potencia y deenergía para dar como resultado la tarifa que se muestra en el Cuadro No. 4.4.

Cuadro No. 4.4Potencia Energía Promedio

S/./kW-mes Cent.S/./kWh Cent.S/./kWh

Típico G 25,49 26,53 32,97

Sistema Aislado

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