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COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS

SECTOR ENERGÍA Y MINASCTE

RESOLUCIÓN Nº 001-94 P/CTE

PROCEDIMIENTOS Y CALCULOSTARIFARIOS

- TARIFA EN BARRA

- VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

Lima, abril de 1994

RESOLUCION DE LA COMISION DE TARIFAS

ELECTRICAS Nº 001-94 P/CTE

Lima, 16 de Marzo de 1994.LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS:De conformidad con lo establecido en el Artículo 81º del Decreto

Ley Nº 25844 y Artículo 162 del Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y estan-do a lo acordado por su Consejo Directivo en su sesión 006-94 del 16 demarzo de 1994,

RESUELVE:Artículo Unico .- Aprobar la publicación de los documentos «Pro-

cedimiento y Cálculo de la tarifa en Barra» y «Procedimiento y Cálculo delValor Agregado de Distribución y de las Tarifas a Clientes Finales» co-rrespondientes a la regulación tarifaria del mes de noviembre de 1993.concordantes con las Resoluciones Nºs 009-93 P/CTE, 010-93 P/CTE y011-93 P/CTE, los mismos que se anexan a la presente.

Regístrese, comuníquese y publíquese.

Santiago B. Antúnez de MayoloPresidenteComisión de Tarifas Eléctricas

Comisión de Tarifas Eléctricas

PROCEDIMIENTOS YCALCULO DE LA TARIFA EN

BARRA

Fijación Tarifaria de Noviembre 1993

CONTENIDOIntroducción .................................................................................................................................. 7

Procedimientos .............................................................................................................................. 7

Costo de Generación ............................................................................................................. 7

Costo de la Energía ...................................................................................................... 7

Costo de la Potencia .................................................................................................... 7

Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) del Sistema de Transmisión. ........................................ 8

Componentes Típicos de Inversión ............................................................................. 8

Valorización de Líneas ................................................................................................ 8

Valorización de las S.S.E.E. ........................................................................................ 8

Factores de Penalización. ......................................................................................................8

Precios en Barra. ................................................................................................................... 8

Precios Básicos. ........................................................................................................... 8

Aplicación de los factores de penalización. ................................................................. 8

Ingreso Tarifario y Peaje de Conexión ........................................................................ 9

Peaje Secundario .......................................................................................................... 9

Incorporación del peaje secundario en precios de barras. ........................................... 9

Recargos de Subtransmisión ........................................................................................ 9

Cálculo Tarifario .......................................................................................................................... 9

Sistema Interconectado Centro-Norte (SICN) ...................................................................... 9

Datos ............................................................................................................................ 9

Resultados .................................................................................................................. 12

Sistema Interconectado del Sur (SISUR) ........................................................................... 16

Datos ..........................................................................................................................16

Resultados .................................................................................................................. 19

Sistemas Aislados Típicos......................................................................................................................... 22

Datos................................................................................................................................................. 22

Resultados......................................................................................................................................... 23

Fórmulas de Actualización..................................................................................................................... 25

Actualización del Precio de Barra de Potencia (PPB)...................................................................... 25

S.I..C.N................................................................................................................................... 25

S.I.S.O. / S.E.S.E. / Aislado A y B......................................................................................... 25

Actualización del Precio de Energía Marginal en la barra base del sistema (PEMP Y PEMF)...... 25

S.I..C.N................................................................................................................................... 26

S.I.S.O. / S.E.S.E.................................................................................................................... 26

Aislado A (menor de 12 MW)............................................................................................... 26

Aislado B (mayor o igual a 12 MW)...................................................................................... 26

Actualización del Cargo Base por Peaje Secundario por Tranformación (CBPST)........................ 26

MAT a AT.............................................................................................................................. 26

MAT a MT............................................................................................................................. 26

AT a MT................................................................................................................................. 26

Actualización del Cargo Base por Peaje Secundario de Transporte (CBPSL) y Cargo por PeajeSecundario Equivalente en Energía para las Barras Base del Sistema (CPSEE)............................. 26

220kV..................................................................................................................................... 26

138kV..................................................................................................................................... 26

AT........................................................................................................................................... 26

PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES ● 7


PROCEDIMIENTOS Y CALCULO DE LA TARIFA EN BARRA

Introducción

Esta publicación se realiza en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas DL 25844(Art. 81º) y de su Reglamento D.S. 009-93-EM (Art. 162º) relacionadas a la obligación de la Comisión de TarifasEléctricas de hacer conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. Elinforme resume los procedimientos, cálculos, datos y resultados obtenidos para el cálculo de la Tarifa enBarra utilizada para la regulación tarifaria efectuada en el mes de Noviembre de 1993.Debido a la configuración actual de los sistemas eléctricos en el Perú, los cálculos realizados se han dirigido porseparado a tres sectores distintos: (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN; (b) Los Sistemas delSurEste y SurOeste, que se prevé constituyan en 1996 el Sistema Interconectado del Sur, SISUR; y (c) LosSistemas Aislados. Para cada uno de ellos se encontrará aquí información sobre los procedimientos y modelosutilizados para efectuar los cálculos, asimismo, se presentan los datos básicos empleados en los modelos y losresultados que se obtuvieron.Un documento complementario editado por la CTE presentará la información correspondiente al cálculo de losValores Agregados de Distribución.

Procedimientos

Costos de GeneraciónEl cálculo de los costos de generación de energía y potencia, actuales y futuros, de los sistemas eléctricos serealizó utilizando modelos matemáticos de optimización del costo de operación de los sistemas eléctricos y dedeterminación de la potencia firme, tal como se describe más adelante.

Costo de la Energía

Sistema Interconectado Centro-Norte (SICN)Para la determinación del costo de la energía en el SICN se utilizó el modelo JUNIN. Este es un modelo dedespacho uninodal que permite optimizar la operación de sistemas hidrotérmicos con un solo embalse (el LagoJunín) en etapas mensuales; utiliza programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embal-sada y determina estrategias de operación del parque generador y los costos marginales asociados al período deanálisis. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 36 años (1957-1992) y la demandaesperada hasta el año 2000. Los autoproductores fueron excluidos tanto de la demanda como de la generación.La representación de la demanda agregada del sistema (un solo nodo) se realizó en términos del diagrama deduración de tres bloques para cada uno de los 48 meses del período de estudio. Como consecuencia de loanterior los costos marginales esperados resultan discriminados para cada uno de los tres bloques. A partir delos costos marginales, y con fines tarifarios, el costo de la energía se redujo a dos períodos: punta y fuera de punta.

Sistema Interconectado del Sur (SISUR)Los Sistemas del SurEste (Cuzco, Puno y Apurimac) y SurOeste (Arequipa, Moquegua, Tacna) operan actual-mente en forma aislada. Su interconexión se prevé para 1996 cuando entre en operación la línea Tintaya-Socabaya dando origen al SISUR.Para el sur, el costo de la energía se determinó utilizando el modelo SISPERU. Este modelo de optimizaciónefectúa el despacho hidrotérmico de un sistema considerando tres barras de referencia y sus respectivas líneasde interconexión.Igual que en el caso del SICN la demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tresbloques. El autoproductor Southern fue excluido del análisis.

Sistemas Aislados TípicosEn este caso los costos fueron establecidos considerando que en plazos muy breves se pueden efectuar adapta-ciones del parque generador que respondan a una optimización de los diversos tipos de unidades a instalar.Los sistemas aislados de generación termoeléctrica se dividieron en dos tipos; aquellos con una potenciainstalada superior a 12 MW y aquellos con menor capacidad. Los sistemas de generación hidroeléctrica seasimilaron a los sistemas térmicos mayores a 12 MW. El análisis se realizó mediante hojas de cálculo espe-cialmente desarrolladas para este fin.

Costo de la PotenciaEl costo de la potencia se determinó a partir del precio básico de la potencia de punta (basada en costos unitarios deinversión y costos fijos de operación de turbinas a gas para el SICN y grupos Diesel rápidos para el Sur ysistemas aislados, incluida la conexión al sistema). El precio básico de la potencia se incrementó dividiéndolopor el margen de reserva teórico1 La potencia firme que es un requisito para esta evaluación se calculóutilizando la metodología que indica el Reglamento de la Ley.

1 Como margen de reserva teórico se tomo el cuociente de dividir la potencia firme entre la potencia instalada de lasunidades de punta.

PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VAD Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES8 ●

Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) del Sistema de Transmisión.El procedimiento para tarifar la transmisión implementa la metodología establecida en la Ley consistente endeterminar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con un peaje definido como la diferencia entreel costo medio del sistema económicamente adaptado y el costo marginal.

Componentes Típicos de InversiónPara obtener el VNR de los sistemas de transmisión del SICn y SISUR se han definido y calculado los costosde diversos componentes típicos de inversión para los niveles de tensión existente. Se han considerado cuatroniveles de tensión: 220, 138, 60 y 30 kv..Los componentes típicos de inversión considerados para la valorización de las instalaciones fueron:• Unidades de operación de subestaciones (celdas)• Equipos de transformación.• Grupos de compensación reactiva.• Costo por kilómetro de líneas de transmisión diferenciadas en tipo costa y sierra.Valorización de líneas.- Para realizar la valorización de líneas se desarrolló un procedimiento que permiteseleccionar una línea de conductor óptimo económico. Para iniciar el procedimiento se requieren los costos porkilómetro de línea y de los equipos de maniobra en sus terminales, así como los costos de potencia y energía enel sistema.También se toman en cuenta la ubicación geográfica de la línea y la diferencia de costos tanto para costa comopara sierra.Otros datos requeridos son la longitud, potencia transmitida, factor de carga y factor de potencia de la línea. Elresultado que se obtiene es el conductor y nivel de tensión óptimo para una línea de simple y/o de doble circuito.Para la optimización de las líneas se ha considerado la demanda máxima del año 1995 lo que representa uncompromiso entre el efecto de ponderar mayormente las pérdidas de los primeros años y un criterio económicode utilidad de las instalaciones durante un período de 25 años, incluyendo un crecimiento de la demandadurante esos años.

Valorización de las S.S.E.E.Para la valorización de las subestaciones se confeccionaron hojas de cálculo que contienen información sobrelas celdas de transformación, acoplamiento, etc. además de los transformadores de potencia, bancos de bate-rías, terrenos, edificaciones, cercos, etc. En algunos casos fue necesario efectuar extrapolaciones debido a laescasez de información relevante a costos generales.

Factores de Penalización.Los factores de perdidas o factores de penalización se determinaron sobre la base de estudios de flujos depotencia efectuados para condiciones esperadas de operación durante los cuatro años del período 1993-1996.Los casos analizados corresponden a diferentes niveles de carga dentro de la curva de demanda correspondientea cada uno de los períodos estacionales dominantes: avenida y estiaje.El resultado de los flujos de carga fue sometido a un programa de cálculo de los factores de penalización. Losfactores de penalización de potencia se calcularon con los flujos de potencia correspondientes a la hora de lamáxima demanda. Para calcular los factores de penalización de energía se determinaron primero factores depenalización de potencia para los diferentes bloques en que se dividió la curva de carga en cada períodoestacional y se ponderaron luego por la duración de cada bloque.

Precios en Barra.Para la determinación de los precios en barra se han seguido las etapas de cálculo que se indican a continua-ción, señalándose los criterios utilizados en cada una de ellas.

Precios Básicos.Los precios básicos de la energía y potencia, es decir, los Costos de Generación determinados para un punto dereferencia de la red constituyen el punto de partida para el establecimiento de los precios en barra.Como punto de referencia de aplicación del precio básico de la energía en el caso del SICN se adoptó la ciudadde Lima (B arras San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kv.). Lima representa alrededor del 70% de lademanda del SICN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los principales centros degeneración instalados. Para el precio básico de la potencia se adoptó como punto de aplicación la subestaciónTrujillo, por ser éste el punto más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en elSICN.En el caso del Sistema SurOeste se adoptó como punto de aplicación la barra de la subestación Socabaya para laenergía, y la subestación Tacna para la potencia. Para definir el punto de aplicación de los precios básicos deenergía en el sistema SurEste, se tuvo en consideración que una vez interconectado con el sistema SurOeste laprincipal barra del nuevo sistema sería Socabaya. Se eligió la barra de Tintaya. para el precio básico depotencia se eligió la barra Juliaca.

Aplicación de los factores de penalización.Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras en el caso del SICN se hanaplicado los factores de penalización calculados para el año 1995, intermedio en el período de análisis y en el quese considera que el sistema está más adaptado.


En el caso de los sistemas SurEste y SurOeste se ha procedido de manera similar a lo efectuado en el SICN,pero utilizando 1996 como año adaptado.En relación con los precios de barra de la potencia de punta en el Sur se ha calculado un precio igual en cadauno de los dos sistemas, aplicando en cada caso a una de las barras de referencia Tacna o Juliaca. Este preciocalculados para 1996.

Ingreso Tarifario y Peaje de ConexiónEl cálculo del ingreso tarifario se efectuó determinando en cada tramo del sistema principal la diferencia entrela valorización de potencias y energías en el extremo receptor y la valorización de las potencias y energíasen el extremo emisor. Para las inyecciones y retiros se trabajó con los valores que se derivan de los flujos depotencia basados en la operación típica del parque generador para condiciones de hidrología normal. Laspotencias consideradas en el cálculo del ingreso tarifario correspondiente fueron los flujos a la hora de demandamáxima, como una aproximación del flujo resultante al despachar la potencia firme de cada central parasatisfacer la máxima demanda.El peaje total de conexión se determinó mediante la diferencia entre la anualidad de inversión y de costos deoperación y mantenimiento del sistema principal y el ingreso tarifario. Una vez obtenido el peaje total secalculó el peaje de conexión dividiéndolo por la potencia firme total conectada al sistema eléctrico.

Peaje SecundarioEl peaje secundario se calculó para instalaciones que interconectan barras publicadas. Para este efecto sedeterminó la diferencia entre la anualidad de la instalación adaptada y el ingreso tarifario, aplicando para elcálculo de estos componentes los mismos procedimientos que en el sistema principal.El valor resultante se expresó por kW de «potencia adaptada» de la instalación adaptada. Como instalaciónadaptada se definió aquella que conduce al menor costo de inversión y pérdidas para la transmisión el valorefectivo de potencia que transporta el sistema...

Incorporación del peaje secundario en precios de barras.Para el caso del SICN los peajes secundarios se calcularon para incorporarse a alas barras publicadas de lassubestaciones de 220 kv. existentes al norte de Chimbote y al sur de Independencia. Dado que su valor cal-culado era superior al 50% del costo marginal de la potencia en la barra de aplicación se optó por incluir lospeajes en el precio de la energía expresado por kWh.En el caso de los sistemas SurEste y SurOeste los peajes secundarios se aplicaron a las barras que estabansituadas más allá del punto de aplicación de los precios básicos, en el sentido del flujo predominante de laslíneas. Así, en el sistema SurEste se incorporó el peaje secundario de los tramos de la línea Quencoro-Juliacapara obtener los precios de barra en las subestaciones ubicadas en ella; de esta forma no se incluyó peajesecundario en la línea Machupicchu-Quencoro, por corresponder al sistema secundario de la central Machupicchu.En el sistema SurOeste se agregó el peaje secundario de los diferentes tramos de la línea Socabaya-Tacna paraobtener los precios en barra de las subestaciones ubicadas a lo largo de esta línea.El peaje secundario de estos sistemas se incluyó en el precio de la energía con un factor de carga de 0.65.

Recargos de SubtransmisiónSe estructuró un esquema de recargo por concepto de costos medios del sistema secundario de subtransmisión.definido éste por las instalaciones distintas de aquellas que interconectan las barras publicadas. Los recargosque corresponden a transformación y a distancia en líneas de transmisión se determinaron aplicando los si-guientes criterios:i) Se calcularon para instalaciones adaptadas; con una potencia adaptada igual al 85% de la capacidad de lasinstalaciones.ii) Se determinaron considerando rango de tamaños y características representativas de las instalacionesexistentes en los sistemas eléctricos en estudio de manera de conformar un conjunto de precios y factores derecargo de aplicación común a todas las instalaciones existentes.Para la aplicación del esquema de recargos por distancia al caso de ElectroLima se calculó una distanciaequivalente de transmisión de doble circuito en 60 kv., obteniéndose una distancia media de 5.3 Km.

Cálculo Tarifario

Sistema Interconectado Centro-Norte (SICN)

Datos

DemandaPara el período de estudio se consideraron las previsiones de crecimiento de la Demanda contemplados en elPlan Referencial elaborado por la Oficina Técnica de Evaluación de Recursos Energéticos (OTERG) del Mi-nisterio de Energía y Minas, descontando los requerimientos de potencia y energía de Centromín Perú y HierroPerú. Los valores de energía y potencia se muestran en el siguiente cuadro:


Sistema Interconectado Centro-Norte

Proyección de la Demanda

Período 1993-2000

Demanda Crecimiento GWh Crecimiento

Año MW Punta F.Punta Total MW GWh1993 1618 2219 7221 94401994 1703 2351 7602 9953 5.3% 5.4%1995 1771 2446 7919 10365 4.0% 4.1%1996 1840 2543 8245 10787 3.9% 4.1%1997 1913 2645 8587 11232 4.0% 4.1%1998 1986 2747 8930 11677 3.8% 4.0%1999 2070 2865 9327 12192 4.2% 4.4%2000 2153 2981 9715 12696 4.0% 4.1%

Oferta de Generación Las obras de generación térmica e hidráulica consideradas en la oferta de generación se muestran en las dostablas que siguen. Se incluyen tanto las centrales existentes como las incorporaciones previstas al SistemaInterconectado.Entre el nuevo parque de generación se encuentra la central térmica de Ventanilla I Etapa con 100 MW aDiesel (Julio 1993), la II Etapa con 100 MW a Diesel (Enero 1994), la conversión de la Planta para quemarResidual 6 (Enero 1995) y la II Etapa del ciclo combinado con una potencia Total de 300 MW (Julio 1997).Además se prevé el ingreso de dos Centrales Térmicas a Gas (Diesel 2) para cubrir la demanda de punta delSistema en el año 1995 y 1996, estas plantas estarían ubicadas en Trujillo y Piura respectivamente.


Parque Térmico 1993-1997

Código Descripción Combustible Potencia ProgramaEfectiva Equipamiento

MW año mes

TRU_TG Turbo Gas Trujillo Diesel 30.0 1995 1ENO_TG Turbo Gas ENO Diesel 30.0 1996 1TGTRUCHI Turbo Gas de Chimbote, Trujillo Diesel 82.0 ExistenteTGPIURA Turbo Gas de Piura Diesel 15.0 ExistenteROSANU Sta. Rosa UTI 100 MW Diesel 100.0 ExistenteROSAVI Sta. Rosa BBC 40 MW Diesel 40.0 ExistenteDIESEL1 Grupos Diesel Piura, Chiclayo Diesel 17.8 ExistenteDIESEL2 Grupos Diesel Chiclayo 2 Diesel 5.2 ExistenteDIESEL3 Grupos Diesel Paita, Sullana. Diesel 9.6 ExistenteDIESEL4 Grupos Diesel Chiclayo Diesel 4.0 ExistenteTGVEN1a Turbo Gas de Ventanilla 1 (Diesel) Diesel 100.0 1993 8TGVEN2a Turbo Gas de Ventanilla 2 (Diesel) Diesel 100.0 1994 1TGVEN1b Turbo Gas de Ventanilla 1 (Residual) Residual* 100.0 1995 1TGVEN2b Turbo Gas de Ventanilla 2 (Residual) Residual* 100.0 1995 1CCVEN3 Ciclo Combinado Ventanilla 3 Gas Caliente 100.0 1997 6

Nota: Residual*: Considera Residual Tratado proveniente de Talara.



Parque Hidráulico 1993-1997


Sistema de Transmisión

Desde Barra Hacia Barra Tensión Sistema

Chiclayo Oeste Piura 220 kv. SecundarioChiclayo Sur Chiclayo Oeste 220 kv. Secundario

Reactor 40 MVA SecundarioGuadalupe Chiclayo Sur 220 kv. Secundario

Reactor 20 MVA SecundarioTrujillo Norte Guadalupe 220 kv. SecundarioChimbote 1 Trujillo Norte 220 kv. Principal

Capacitor 35 MVA PrincipalParamonga Chimbote 1 220 kv. PrincipalZapallal Paramonga 220 kv. PrincipalVentanilla Zapallal 220 kv. PrincipalChavarría Ventanilla 220 kv. Principal

SVA 60 MVA PrincipalSanta Rosa Chavarría 220 kv. PrincipalSan Juan ElectroLima Santa Rosa 220 kv. Principal

15 MVA cap. + 20 MVA ind. PrincipalSan Juan ElectroPerú San Juan ElectroLima. 220 kv. PrincipalIndependencia San Juan ElectroPerú 220 kv. Secundario

20 MVA reac.+ CS SecundarioIca Independencia 220 kv. SecundarioMarcona Ica 220 kv. Secundario

Nota: * A partir de 1995 se consideró la inclusión de Yuracmayo

Sistema de TransmisiónLas obras consideradas en el estudio, pertenecientes al sistema de transmisión están detalladas en el siguientecuadro

Precios de CombustiblesEl precio utilizado para el combustible considera la alternativa de abastecimiento para el país, a esta alternativase le denomina precio paridad.

Para determinar el precio de paridad se tomaron en cuenta los siguientes conceptos:• Precio FOB en el mercado de referencia.• Diferencial Típico que considera:

Código Descripción Potencia Caudal RendimientoEfectiva Turbinable MW/(m3/s) kWh/m3

MW m3/seg

ELP1 Carhuaquero 75 19.5 3.846 1.068ELP2 Cahua 40 21.1 1.896 0.527ELP3 Huallanca 135 33.2 4.062 1.128ELP4 Mantaro 568.8 89.3 6.373 1.770ELP5 Restitución 196.2 89.3 2.198 0.611ELL1 Callahuanca* 60 18.2 3.293 0.915ELL2 Huinco 240 23.3 10.305 2.863ELL4 Huampaní* 25 16.8 1.487 0.413ELL5 Matucana* 120 14.3 8.392 2.331ELL6 Moyopampa* 60 16.9 3.548 0.986


Precios Locales de Combustible

1. Costo de Transporte a puerto nacional.2. Ajuste por calidad de producto.3. Margen del proveedor.

• Seguro.• Arancel Ad-Valorem.• Gastos de recepción.• Costo de apertura de carta de crédito.

Los resultados obtenidos y el tipo de cambio utilizado fueron:


Precio Base de Combustibles

US$/TonLUGAR Diesel 2 Residual6Ventanilla 210.3 119.8Lima 210.3 87.2Chimbote 210.3 87.2Trujillo 210.3 87.2Chiclayo 212.6 89.5Piura 212.9 89.8Otras 210.6 87.5

Los precios locales de combustibles se obtuvieron agregando a los precios de paridad base, los gastos detransporte hasta la central En el caso de Ventanilla, se ha agregado al costo del residual el costo de tratamientoy transporte desde Talara.

Costo de Racionamiento (Falla)El costo de racionamiento para el Sistema Interconectado Centro-Norte ha sido estimado en 15,0 centavos deUS$ por kWh, dentro del estudio «Programa de Garantía Tarifaria» realizado por la CTE y representa el costode a dquisición directa de energía por parte de un consumidor industrial.

Resultados

Costos de Generación• Precio Básico de Potencia

El precio básico de potencia que considera el costo de desarrollo de la unidad para satisfacer la demanda depotencia de punta del Sistema ha sido obtenido a partir de los costos asociados a una turbina de Turbina de Gasde 50 MW y la correspondiente línea de conexión al sistema.El precio de potencia incluye el margen de reserva teórico del sistema, el cual para el Sistema InterconectadoCentro-Norte ha resultado ser 22%. El precio básico de potencia para el SICN resulta igual a 72,46 US$/kWh,como se detalla en el siguiente cuadro:

Combustible Precio de Paridad Densidad

S/./Gln. US$/Gln US$/Barril US$/Ton Kg/GlnDiesel 2 1.39 0.67 28.2 206.6 3.248

Residual 0.62 0.30 12.7 83.5 3.612

Tipo de Cambio 2.07 S/./US$


Precio Básico de EnergíaEl precio básico de la energía determinado con el modelo JUNIN para el período 1993-1997, s encuentra resumido enel siguiente cuadro:


Precio Básico de Energía

(Mills US$/kWh)


Planta Marginal de Potencia de Punta

(50 MW)

La Comisión de Tarifas Eléctricas determinó como año de adaptación económica del parque generador del SICN, elaño 1997; por tanto, y mientras no exista un mercado establecido de libre contratación, como Precio Básico de laEnergía para el SICN se ha fijado el correspondiente a Noviembre de 1997. Los precios básicos de energía del SICNresultantes fueron:

Resumen de Costos Inversión AnualidadMiles $ Miles $-año

Tasa AnuaL 12.0%

Turbogenerador 15,339.87Años de vida útil. 20

Anualidad del Turbogenerador 2,053.68Conexión 4,911.91

Años de vida útil. 30Anualidad del Turbogenerador 609.78

Total anualidad TG+Conexión 2,663.46Costo fijo de Operación y Mantenimiento

Turbogenerador 2.4% 278.75Conexión 1.5% 28.50

TOTAL 2,970.72

Valor Unitario anual de potencia firme 41 MW $/kW-año 72.46

Año mes Punta F.Punta Total

1993 Noviembre 34.6 17.3 21.41994 Mayo 38.0 19.0 23.51994 Noviembre 38.4 19.2 23.71995 Mayo 41.2 20.6 25.51995 Noviembre 42.6 21.3 26.31996 Mayo 45.0 22.5 27.81996 Noviembre 45.0 22.5 27.81997 Mayo 46.0 23.0 28.41997 Noviembre 46.5 23.3 28.8

Mills US$/kWh

Punta 46,5

F. Punta 23,3

Total 28,8


Costo Anual del Sistema de Transmisión del SICNLa anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (AVNR) del sistema de transmisión del SICN, determinado deacuerdo al procedimiento señalado en el capítulo anterior, se resume en el siguiente cuadro; en él se incluyeademás los correspondientes Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) así como una componente consi-derada para tomar en cuenta los costos de seguridad de las instalaciones:


Factor de Penalización

Factores de PenalizaciónLos Factores de Penalización de Potencia y Energía para el SICN se determinaron para el año 1995, en lascondiciones de operación promedio de las centrales hidráulicas. Dichos valores se muestran a continuación.


Costo Anual del Sistema de Transmisión

Total Sistema Principal 10.543 1.263 1.262 13.0058

Millón de US$

Desde Barra Hacia Barra Tensión Sistema AVNR COYM SEGURIDAD TOTAL

Chiclayo Oeste Piura 220 kv. Secundario 2.588 0.313 0.465 3.365

Chiclayo Sur Chiclayo Oeste 220 kv. Secundario 0.213 0.026 0.013 0.252

Reactor 40 MVA Secundario 0.181 0.022 0.000 0.203

Guadalupe Chiclayo Sur 220 kv. Secundario 1.388 0.168 0.184 1.740

Reactor 20 MVA Secundario 0.116 0.014 0.000 0.130

Trujillo Norte Guadalupe 220 kv. Secundario 1.571 0.190 0.227 1.988

Chimbote 1 Trujillo Norte 220 kv. Principal 1.862 0.225 0.295 2.382

Capacitor 35 MVA Principal 0.086 0.010 0.000 0.096

Paramonga Chimbote 1 220 kv. Principal 2.682 0.324 0.487 3.492

Zapallal Paramonga 220 kv. Principal 2.269 0.274 0.346 2.889

Ventanilla Zapallal 220 kv. Principal 0.831 0.101 0.055 0.987

Chavarría Ventanilla 220 kv. Principal 0.758 0.092 0.033 0.882

SVA 69 MVA Principal 0.290 0.035 0.000 0.325

Santa Rosa Chavarría 220 kv. Principal 0.386 0.047 0.018 0.451

San Juan ElectroLima Santa Rosa 220 kv. Principal 0.581 0.070 0.058 0.709

15 MVA cap. + 20 MVA ind. Principal 0.127 0.015 0.000 0.142

San Juan ElectroPerú San Juan ElectroLima. 220 kv. Principal 0.581 0.070 0.000 0.651

Independencia San Juan ElectroPerú 220 kv. Secundario 2.704 0.327 0.474 3.504

20 MVA reac.+ CS Secundario 0.385 0.047 0.000 0.431

Ica Independencia 220 kv. Secundario 1.120 0.135 0.121 1.377

Marcona Ica 220 kv. Secundario 1.665 0.201 0.341 2.208

Barra Factor

Potencia EnergíaTrujillo Santa Rosa

Piura Oeste 1.0159 1.0944

Chiclayo Oeste 1.0016 1.0805

Guadalupe 1.0044 1.0800

Trujillo Norte 1.0000 1.0715

Chimbote 1 0.9715 1.0402

Paramonga Nueva 0.9585 1.0162

Zapallal 0.9424 0.9930

Ventanilla 0.9453 0.9955

Chavarría 0.9543 1.0000

Santa Rosa 0.9543 1.0000

San Juan ElectroLima 0.9543 1.0000

San Juan ElectroPerú 0.9537 0.9997

Independencia 0.9259 0.9791

Ica 0.9356 0.9883

Marcona 0.9485 1.0023

Huancavelica 0.8901 0.9377

Mantaro 0.8759 0.9235

Pachachaca 0.9169 0.9645

Huayucachi 0.8951 0.9427

Paragsha 0.8876 0.9333

Huanuco 0.9009 0.9436

Tingo María 0.9085 0.9496

Cañón del Pato 0.9453 1.0085

Callahuanca 0.9283 0.9751


Tarifas Marginales.Las tarifas marginales de Potencia y Energía por barra obtenidas expandiendo los respectivos precios básicoscon los Factores de Penalización de cada Barra del sistema fueron los siguientes:


Tarifas Marginales


Peaje del Sistema de Transmisión Principal

Peaje PrincipalEl Peaje Principal del sistema de transmisión se obtuvo como la diferencia entre el costo total del sistema detransmisión y el ingreso tarifario esperado, dividido entre la demanda máxima del sistema como se ilustra acontinuación:

Tarifas en BarraLas tarifas en barra que incluyen el correspondiente cargo por peaje principal (incluido el precio de barra)y secundario, se muestra en el cuadro siguiente:

Barra Potencia Precios de Energía:ctv. US$/kWh

US$/kW-mes Punta F. Punta Total

Piura Oeste 5.82 5.10 2.55 3.15

Chiclayo Oeste 5.74 5.03 2.52 3.11Guadalupe 5.75 5.03 2.52 3.11Trujillo Norte 5.73 4.99 2.50 3.09Chimbote 1 5.57 4.84 2.42 3.00Paramonga Nueva 5.49 4.73 2.37 2.93Zapallal 5.40 4.62 2.31 2.86Ventanilla 5.42 4.64 2.32 2.87Chavarría 5.47 4.66 2.33 2.88Santa Rosa 5.47 4.66 2.33 2.88San Juan ElectroLima 5.47 4.66 2.33 2.88San Juan ElectroPerú 5.46 4.66 2.33 2.88Independencia 5.31 4.56 2.28 2.82Ica 5.36 4.60 2.30 2.85Marcona 5.43 4.67 2.33 2.89Huancavelica 5.10 4.37 2.18 2.70Mantaro 5.02 4.30 2.15 2.66Pachachaca 5.25 4.49 2.25 2.78Huayucachi 5.13 4.39 2.20 2.72Paragsha 5.09 4.35 2.17 2.69Huanuco 5.16 4.39 2.20 2.72Tingo María 5.21 4.42 2,21 2.73Cañón del Pato 5.42 4.70 2.35 2.90Callahuanca 5.32 4.54 2.27 2.81

Costo Total Anual Millón US$ 13.008Ingreso Tarifario Esperado Millón US$ -2.224Peaje Millón US$ 15.252

Máxima Demanda MW 1711

Peaje Unitario US$kw-año 8.914


Proyección de la Demanda

Período 1993 - 2000

Sistema Interconectado del Sus (SISUR)

Datos

DemandaAquí también se consideraron las previsiones del crecimiento de la demanda contenidas en el Plan Referencial elabo-rado por la Oficina Técnica de Evaluación de Recursos Energéticos (OTERG) del Ministerio de Energía y Minas. Seexcluyó del análisis tanto la demanda como la oferta de la empresa minera autoproductora Southern Perú. Las previ-siones se detallan en el siguiente cuadro:


Precio de Barra y Peaje Secundario

Oferta de GeneraciónEn la oferta de generación se prevé la construcción de la presa de regulación horaria del Puente Cincel, que incrementarála capacidad de generación en horas de punta de la C.H. Charcani V (enero 1996); el embalse estacional de Sibinacocha,que incrementará la producción de la C.H. Machupicchu en estiaje (julio 1997); y la construcción de la C.H. VilavilaniIII (enero 1999).El resumen del parque de generación utilizado para la realización del estudio está obtenido en los dos cuadros que semuestran a continuación:

SISTEMA SUR ESTE SISTEMA SUR OESTEAÑO Demanda Crecimiento Demanda Crecimiento

MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh1993 92.40 484 143.56 7651994 100.29 499 8.5% 3.3% 150.22 797 4.6% 4.2%1995 107.80 522 7.5% 4.6% 157.10 831 4.6% 4.2%1996 121.31 526 12.5% 0.8% 161.65 863 2.9% 3.9%1997 130.33 599 7.4% 13.9% 168.61 899 4.3% 4.2%1998 133.38 639 2.3% 6.6% 175.86 936 4.3% 4.1%1999 139.50 683 4.6% 6.9% 185.13 981 5.3% 4.7%2000 151.60 720 8.6% 5.4% 193.62 1024 4.6% 4.4%

Barra Potencia Precios de Energía:ctv. US$/kWh Peaje SecundarioUS$/kW-mes Punta F. Punta Total ctv.US$/kWh

Piura Oeste 6.53 5.10 5.10 3.15 1.23Chiclayo Oeste 6.44 5.03 5.03 3.11 0.62Guadalupe 6.46 5.03 5.03 3.11 0.32Trujillo Norte 6.43 4.99 4.99 3.09Chimbote 1 6.27 4.84 4.84 3.00Paramonga Nueva 6.20 4.73 4.73 2.93Zapallal 6.10 4.62 4.62 2.86Ventanilla 6.12 6.12 4.64 2.87Chavarría 6.17 6.17 4.66 2.88Santa Rosa 6.17 6.17 4.66 2.88San Juan ElectroLima 6.17 6.17 4.66 2.88San Juan ElectroPerú 6.17 6.17 4.66 2.88Independencia 6.01 6.01 4.56 2.82Ica 6.07 6.07 4.60 2.85 0.22Marcona 6.14 6.14 4.67 2.89 0.57


Sistema Interconectado Sur

Parque Hidráulico 1993 - 1999


Parque Térmico 1993 - 1999

Código Descripción Combustible Potencia Programaefectiva Equipamiento

MW año mes

GD-DOL Dolorespata (Cusco) Diesel 10.3 ExistenteGD-TIN Tintaya Diesel 3.1 ExistenteGD-TAP Taparahi (Juliaca) Diesel 5.2 Existente

-Reparación GD grupo 3 y 4 Diesel 4.0 1995GD-BEL Bellavista (Puno) Diesel 4.3 Existente 7

-Reparación GD grupo 4 y 5 Diese l3.5 1994GD-CHI Chilina (Arequipa) Diesel 29.0 ExistenteTV-CHI Chilina (Arequipa) Residual 11.0 Existente 7

- Reparación turbovapor Residual 10.0 1994GD-CVE Cerro Verde Diesel 13.3 ExistenteGD-TAC Para (Tacna) Diesel 1.8 ExistenteGD-ILO Ilo (*) Diesel 10.8 1995 1DIESEL4 Calana (Tacna) Residual 16.2 1996 1

Nota: (*) Central construida por seis grupos diesel trasladados de CT Tintaya.

Código Descripción Potencia Caudal Rendimientoefectiva Diseño Situación MW/(m3/s)

MW m3/seg Actual

MACHU1 Machupicchu 40.00 13.6 Existente 2.939MACHU2 69.90 24.4 Existente 2.866CHAR1 Charcani 1.20 7.5 Existente 0.160CHAR2 0.45 4.5 Existente 0.100CHAR3 4.45 11.1 Existente 0.400CHAR4 13.50 14.6 Existente 0.926CHAR5 135.00 24.0 Existente 5.625CHAR6 9.00 18.0 Existente 0.500ARIC1 Aricota 19.67 3.9 Existente 5.028ARIC2 9.83 3.9 Existente 2.513VILAV3 Vilavilani (*) 31.50 4.0 Proyecto 7.875

Nota: (*) Entra en operación en enero de 1999


Sistema de TransmisiónLos componentes considerados dentro del sistema de transmisión fueron los que se indica en el siguientecuadro:


Sistema de Transmisión

Precios de CombustiblesLos precios base de combustibles utilizados corresponden a precios de paridad afectados por los respectivosfletes a cada una de las centrales térmicas de los sistemas eléctricos.


Precio Base de Combustibles

Precios Locales de Combustible

De A Tensión LongitudSubestación Subestación KV KM SISTEMA

Machupicchu Cachimayo 138 78.5 Secundario20 MVAr capac

Cachimayo Dolorespata 138 13.5 Secundario10 MVAr capac

Dolorespata Quencoro 138.0 8.3 SecundarioQuencoro Combapata 138.0 88.0 SecundarioCombapata Tintaya 138.0 99.0 Secundario

SVC 25 MVArTintaya Ayaviri 138.0 82.5 SecundarioAyaviri Azángaro 138.0 42.4 SecundarioAzángaro Juliaca 138.0 78.2 Secundario

5 MVAr reactor15 MVAr capac

Tintaya Socabaya 138 202.0 Principal (*)Socabaya Toquepala 138.0 146.0 SecundarioToquepala Aricota II 138.0 35.0 SecundarioAricota I Aricota II 66.0 5.8 SecundarioAricota II Tomasiri 66.0 53.8 SecundarioTomasiri Tacna 66.0 40.0 Secundario

Nota: (*) Línea de Interconexión SISO-SISE proyectado para 1996

Combustible Precio de Paridad Densidad

S/./Gln US$/Gln US$/Barril US$/Ton Kg/Gln

Diesel 2 1.39 0.67 28.2 206.6 3.248Residual 6 0.62 0.30 12.7 83.5 3.612

Tipo de Cambio 2.07 S/./US$

US$/TonLUGAR Diesel 2 Residual 6Chilina 207.5 86.9Cerro Verde 207.8Tacna 214.2 87.6Ilo 200.9Dolorespata 207.5Bellavista 207.5Taparachi 207.5Tintaya 208.8


Costo de Racionamiento (Falla)El costo de racionamiento para el Sistema Interconectado Sur fue calculado en el Estudio «Programa de GarantíaTarifaria» consideró el costo de auto abastecimiento de energía y se detalla a continuación:

NODO COSTO DE FALLACtv US $/Kwh

Cusco 17.25Tintaya 17.25Juliaca 17.25Socabaya 15.69Toquepala 14.24Tacna 14.24

Resultados

Costos de Generación

Precio Básico de PotenciaPara la planta de desarrollo de punta del Sistema Sur se consideró a un generador diesel de 5,500 Kw de potencia y develocidad media. El precio básico de potencia considera el costo de esas plantas colocados en las zonas de mayorriesgo de suministro que corresponde a los extremos de los sistemas. Para el Sistema SurEste se eligió Juliaca como labarra de referencia y Tacna para el caso Sur Oeste.El cálculo de los costos de la potencia de punta está detallada en los dos cuadros que están a continuación:

Sistema Interconectado Sur Este


(5.5 MW)

Sistema Interconectado Sur Oeste


(5.5 MW)


Tasa Anual 12.0%Turbogenerador 2,135.38

Años de vida útil.Anualidad del Turbogenerador 25 272.26

ConexiónAños de vida útil. 30

Anualidad del Conexión 365.06 45.32Total anualidad TG+Conexión 317.58

Costo fijo de Operación y MantenimientoTurbogenerador 4.0% 64.63

Conexión 1.5% 2.10

TOTAL 2,500.43 384.30Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $kW-año 82.20


Tasa Anual 12.0%Turbogenerador 1973.13

Años de vida útil. 25Anualidad del Turbogenerador 251.57

ConexiónAños de vida útil. 30 366.00

Anualidad del Conexión 45.44Total anualidad TG+Conexión 297.01Costo fijo de Operación y Mantenimiento

Turbogenerador 4.0% 60.23Conexión 1.5% 2.10

TOTAL 2,339.12 359.33Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $kW-año 76.86


Precio Básico de EnergíaEl precio básico de energía se determinó con el modelo de despacho hidro - térmico SISPERU, se efectuó elanálisis del período 1993 - 1997.La Comisión de Tarifas Eléctricas ha determinado como año de adaptación económica del parque generadordel SISUR el año 1996; en concordancia con este resultado se eligió como precio básico de energía para elSISUR el correspondiente a Noviembre de 1996. Los valores resultantes se muestran en el cuadro siguiente:

Precio Básico de Energía

(Mils US$/Kwh)

Nodo Cusco Nodo Tintaya Nodo Socabaya Punta F.Punta Total Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total 37.00 11.54 18.43 47.49 16.39 26.15 46.72 17.31 25.37


VNR Sistema de Transmisión

Costo Anual del Sistema de Transmisión del SurLa anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (AVNR) y los Costos de Operación y Mantenimiento (CoyM)obtenidos para los dos Subsistemas que conforman el sistema de transmisión del Sur se resumen en el siguientecuadro; en él se incluye además una Componente para tomar en cuenta los costos de seguridad de las instalacio-nes.

De A AVNR COyM Seguridad TOTAL

Subestación Subestación KU$/AÑO KU$/AÑO KUS$/AÑO KUS$/AÑO

Machupicchu Cachimayo 1296.5 156.7 172.7 1625.920 MVAr capac 203.7 24.6 228.3

Cachimayo Dolorespata 223.0 26.9 29.7 279.610 MVAr capac 96.5 11.7 108.2

Dolorespata Quencoro 361.0 43.6 18.3 423.0Quencoro Combapata 587.8 71.0 193.6 852.4Combapata Tintaya 1073.7 129.7 217.8 1421.2

SVC 25 MVAr 227.5 27.5 255.0Tintaya Ayaviri 555.0 67.1 181.5 803.6

Ayaviri Azángaro 380.9 46.0 93.3 520.2

Azángaro Juliaca 529.5 64.0 172.0 765.45 MVAr reactor 53.7 6.5 60.215 MVAr capac 144.8 17.5 162.3

Socabaya Toquepala 997.1 120.5 321.2 1438.Toquepala Aricota 138 278.4 33.6 77.0 389.1Aricota 138 Aricota 66 163.7 19.8 183.5Aricota 66 Tomasiri 470.4 56.8 118.4 645.6Tomasiri Tacna 331.0 40.0 88.0 458.9SUMA TOTAL 7974.1 963.5 1683.5 10621.1


Factores de PenalizaciónLos factores de penalización de potencia y energía para el SISUR se determinaron para el año 1996 en condi-ciones de operación promedio de las centrales hidráulicas. El siguiente cuadro muestra los resultados:


Factor de Penalización

Tarifas MarginalesLas tarifas marginales de potencia y energía obtenidas expandiendo los respectivos precios básicos, de los tresnodos de referencia, con los factores de penalización de cada barra del sistema fueron los siguientes:


Tarifas Marginales

Barra Potencia Precios de Energía:ctv. US$/kWhUS$/Kw-mes Punta F. Punta Total

Machupicchu 138 4.69 2.73 1.37 1.74Cachimayo 138 5.02 2.90 1.45 1.84Dolorespata 138 5.08 2.93 1.46 1.86Quencoro 138 5.08 2.93 1.46 1.86Combapata 138 5.52 3.74 1.87 2.46Tintaya 138 5.91 3.03 2.43 2.62Ayaviri 138 6.16 4.11 2.05 2.70Azángaro 138 6.29 4.17 2.09 2.74Juliaca 138 6.50 4.28 2.14 2.81Socabaya 138 5.64 3.98 1.99 2.54Montalvo 138 5.69 4.01 2.01 2.56Toquepala 138 5.71 4.02 2.01 2.56Aricota II 138 5.67 4.01 2.00 2.55Aricota II 66 5.67 4.01 2.00 2.55Tomasiri 66 5.93 4.16 2.08 2.65Tacna 66 6.08 4.25 2.12 2.71

Barra Factor

Potencia Energía

Machupicchu 138 0.7219 0.684Cachimayo 138 0.7716 0.725Dolorespata 138 0.7821 0.733Quencoro 138 0.7821 0.733Combapata 138 0.8493 1.006Tintaya 138 0.9092 1.164Ayaviri 138 0.9483 1.390Azángaro 138 0.9671 1.536Juliaca 138 1.0000 1.813Socabaya 138 0.9284 1.000Montalvo 138 0.9358 1.096Toquepala 138 0.9387 1.099Aricota II 138 0.9330 1.199Aricota II 66 0.9330 1.248Tomasiri 66 0.9753 1.449Tacna 66 1.0000 1.591


Tarifas en BarraA continuación se muestran los detalles de las tarifas en barra y el correspondiente peaje secundario:

Sistemas Aislados

DatosPara el análisis de los sistemas aislados típicos se investigaron los siguientes sistemas eléctricos:

• Sistema Eléctrico Iquitos• Sistema Eléctrico Tumbes• Sistema Eléctrico Tarapoto• Sistema Eléctrico Mollendo• Sistema Eléctrico Camaná

Demanda:Se ha considerado la demanda histórica, incluyendo los déficits por razonamiento (falta de generación) y unaproyección razonable (2% a 4% anual).

OfertaPara el análisis de la oferta se consideran tres casos:• Caso A: Grupos actuales con rendimientos bajos (50% del nominal)• Caso B: Grupos actuales con rendimientos medios (80% del nominal)• Caso A: Grupos nuevos.En cada uno de los casos se trabajó con el mismo precio de combustible puesto en la central.

Barra Potencia Precios de Energía Peajectv. US$/kWh Secundario

US$/kW-mes Punta F. Punta Total ctv.US$/kWhMachupicchu 138 4.69 2.73 1.37 1.74Cachimayo 138 5.02 2.90 1.45 1.84Dolorespata 138 5.08 2.93 1.46 1.86Quencoro 138 5.08 2.93 1.46 1.86Combapata 138 5.52 3.84 1.97 2.55 0.10Tintaya 138 5.91 3.37 2.76 2.95 0.34Ayaviri 138 6.16 4.94 2.88 3.53 0.83Azángaro 138 6.29 5.33 3.24 3.90 1.16Juliaca 138 6.50 6.07 3.93 4.60 1.79Socabaya 138 5.64 3.98 1.99 2.54Montalvo 138 5.69 4.24 2.23 2.78 0.23Toquepala 138 5.71 4.25 2.24 2.79 0.23Aricota II 138 5.67 4.50 2.49 3.04 0.49Aricota II 66 5.67 4.62 2.62 3.17 0.62Tomasiri 66 5.93 5.19 3.11 3.68 1.03Tacna 66 6.08 5.58 3.46 4.04 1.33

Tumbes 13.14 11.31 12.88Tarapoto 15.18 14.84 13.60Mollendo 13.65 12.24 15.99Camaná 14.39 12.78 10.12

US$/kW-mes

Iquitos 13.22 13.59 12.35

Sistema Caso A Caso B Caso C


Precio de Barra y Peaje Secundario


Costo Optimo de PotenciaEn esta parte se analiza las inversiones óptimas para garantizar el suministro eléctrico al mínimo costo deexpansión del sistema aislado en cuestión. Los costos de expansión involucran el margen de reserva teóricopara una confiabilidad de conjunto de 95%, como valor práctico se ha elegido como margen de reserva lamayor unidad del sistema.Para este análisis se estudiaron los tres casos antes mencionados. El siguiente cuadro muestra los costos mediosde potencia en las barras de generación:

Resultados

Costos de PotenciaSe utilizó el siguiente método para determinar el costo de potencia que permite rentar las inversiones óptimasdel sistema.1. Se determinó el precio básico de potencia, el cual corresponde al costo teórico de instalar una unidad quesuministre potencia de punta.2. Se analizó el costo de potencia óptimo del sistema, es decir el mejor equipamiento que permitiera minimi-zar el costo de suministrar energía y potencia, el costo de potencia se hizo igual al cociente de dividir los costosfijos totales (incluido el margen de reserva) entre la demanda máxima del sistema.3. Se calculó la diferencia entre los costos reales de potencia y el costo básico de potencia, este costo nocubierto por el precio básico de potencia se transformó en costo de energía (de acuerdo al consumo real de cadasistema) y se le agregaron los costos variables de operación de cada sistema.

Precio Básico de PotenciaEn el precio Base de potencia en la Barra del Generador, se ha considerado como la máquina ideal parasuministrar potencia de punta, la instalación de un grupo Diesel rápido operando con combustible Diesel Nº 2,y con los siguientes costos de inversión:

Precio del Combustible:En cada central se tomó el precio paridad del combustible, agregándole los gastos de manipuleo y transporte paradejarlos en la puerta de la central.

Descripción Unidad CantidadPotencia Efectiva kW 500,0Rendimiento kW 13,2Velocidad rpm 1800,0Precio FOB US$/kW 151,4Anualidad US$/kW-año 54,8Costos Fijos OyM US$/kW-año 22,5Costo Total Anual US$/kW-año 87,3Costo Total Mensual US$/kW-mes 6,9

US$/KW-mesSistema Caso A Caso B Caso CIquitos 13,28 13,59 12,35Tumbes 13,14 11,31 12,88Tarapoto 15,18 14,84 13,60Mollendo 13,65 13,24 15,99Camaná 14,39 12,78 10,12

US$/ glnSistema D2 R6Iquitos 0,687 0,352Tumbes 0,692 0,347Tarapoto 0,749 0,341Mollendo 0,693 0,356Camaná 0,693 0,356


Costo Marginal de Energía en Barras de Distribución

Costo Marginal de Energía en Barras de Generación

Costo de EnergíaPara determinar el costo marginal de energía, se han evaluado los tres casos antes mencionados, en cada uno deellos se ha tenido presente los rendimientos actuales y futuros de los grupos.Primero se determinaron los costos marginales de energía en barras de generación que resultan del equipamientoóptimo de cada caso considerado.Luego se adicionaron los costos de potencia (generación - transmisión) no cubiertos por el precio básico depotencia, a este resultado se le denominó costo marginal del sistema en barras de distribución.

Costo de Potencia por Transmisión y TransformaciónLos precios de potencia calculados anteriormente, reflejan los costos en la barra de generación, se consideraaparte del grupo térmico, un transformador elevador a un nivel de tensión de 10 kv.. Por lo tanto para estable-cer los precios en la barra de media tensión del distribuidor, es necesario adicionar los costos de transformacióny transmisión que fueren necesarios.En sistemas mayores a 12 MW, es conveniente reconocer la transmisión a un nivel de tensión superior a los 10kv., en estos sistemas se consideró el costo adicional de un transformador elevador/reductor de 30/10 kv. (12US$/kW-km-año).Para los sistemas pequeños (menores de 12 MW) se consideró además una longitud equivalente de 2 Km en 10kv. (0.76 US$/kV-km-año) para llegar al sistema de distribución. En los sistemas mayores de 12 MW lalongitud equivalente sería de 10 Km.Los costos adicionales por transformación y distribución, fueron adicionados a los precios de energía, con elfin de no distorsionar el precio básico de potencia.

Costo de Potencia Cubierto por la EnergíaLa diferencia entre el costo medio de potencia y el precio de potencia de punta deberá ser cubierto por elcosto de energía, se emplea para ello el factor de carga del sistema, según se muestra a continuación:

ctv US$/kW.hSistema Caso A Caso B Caso CIquitos 1,25 1,31 1,07Tumbes 1,52 1,07 1,46Tarapoto 1,62 1,55 1,31Mollendo 1,80 1,69 2,43Camaná 2,04 1,60 0,88

US$/kW-mesSistema Menor de 12 kv 0,12Sistema Mayor de 12 kv 1,50




Costo de Energía ActualizadoLa Comisión de Tarifas Eléctricas en el Marco de la Ley de Concesiones Eléctricas, plantea como estrategiapara lograr una mayor eficiencia en el aprovechamiento de los recursos energéticos, la renovación del parquetérmico de los sistemas aislados, hasta alcanzar los costos óptimos del Caso c.El equipamiento óptimo del sistema (Caso C) podrá ser alcanzado en dos años (1995), pasando por una transi-ción que sería la de mejorar los rendimientos actuales (Caso A - 1993, Caso B - 1994).Con una tasa de actualización anual del 12% y el crecimiento esperado de la demanda en el orden del 4%, loscostos marginales de energía para los próximos 4 años serían los siguientes:

Costos Marginales de Energía Aprobados por la CTECon el objeto de incentivar la renovación del parque térmico actual y a fin de que existan pliegos tarifariostípicos que permitan orientar las inversiones en generación, se definieron dos pliegos aislados típicos querepresentan al conjunto de sistemas aislados (térmicos e hidráulicos) estos dos pliegos fueron:

Fórmulas de Actualización

Las siguientes fórmulas han sido establecidas para actualizar los precios publicados por la Comisión.Actualización del precio de barra de potencia (PPB)

TC = Valor Referencial para el dólar de los Estados Unidos de Norteamérica, determinado por el valorpromedio para cobertura de importaciones (valor venta) calculado por la Superintendencia de Banca y Segurosdel Perú, cotización de oferta y demanda - tipo de cambio ponderado promedio o el que lo remplace. Setomará en cuenta el valor venta publicado en el Diario Oficial El Peruano al último día del mes anterior.TA = Tasa Arancelaria vigente para la importación del equipo electro-mecánico de generación-transmi-sión.IPM = Indice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Setomará el valor del mes de la última publicación oficial disponible.FAPPB = Factor de actualización del precio de barra de potencia de punta.

US$/kW-mesSistemaIquitos 3,93Tumbes 5,94Tarapoto 5,93Mollendo 6,33Camaná 5,88

Sistema Ctv US$/kW.HSistema Menor de 12 kv 5,93Sistema Mayor de 12 kv 3,93

FAPPB = 0,82 + 0,18✷✷✷✷✷(1,0+TA)

1,15

IPM

1023,11✷✷✷✷✷

TC

2,15✷✷✷✷✷

S.I.C.N.

S.I.S.O. / S.S.E. / Aislado A y B

FAPPB = 0,80 + 0,20✷✷✷✷✷(1,0+TA)

1,15

IPM

1023,11✷✷✷✷✷

TC

2,15✷✷✷✷✷

Actualización del precio de Energía marginal en las barras del sistema (PEMP YPEMF)

PXPD2 = Precio ex-planta Petroperú del petróleo Diesel Nº 2.PXPR6 = Precio ex-planta Petroperú del petróleo Residual Nª 6F1 = Factor relacionado al Impuesto General a las Ventas (IGV), cuyo valor inicial es 1/1,18F2 = Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleo Residual Nº 6, y al PrecioLibre de (Exportación), cuyo valor inicial es 1/1,69FAPEM = Factor de actualización del precio de energía marginal.


S.I.C.N.

Aislado A (menor de 12 MW)

S.I.S.O./S.E.S.E.

FAPEM = 0,173 + 0,458✷✷✷✷✷TC

2,15✷✷✷✷✷

(1,0+TA)

1,15PXPD2

1,4410✷✷✷✷✷F1 F2✷✷✷✷✷

✷✷✷✷✷ + 0,369 ✷✷✷✷✷PXPR6

0,6235✷✷✷✷✷F1 F3✷✷✷✷✷

FAPEM = 0,310 + 0,350✷✷✷✷✷TC

2,15✷✷✷✷✷

(1,0+TA)

1,15PXPD2

1,4410✷✷✷✷✷F1 F2✷✷✷✷✷

✷✷✷✷✷ + 0,340 ✷✷✷✷✷PXPR6

0,6235✷✷✷✷✷F1 F3✷✷✷✷✷

Aislado B (mayor o igual a 12 MW)

FAPEM = 0,330 + 0,670✷✷✷✷✷TC

2,15✷✷✷✷✷

(1,0+TA)

1,15PXPD2

1,4410✷✷✷✷✷F1 F2✷✷✷✷✷

✷✷✷✷✷ + 0,000 ✷✷✷✷✷PXPR6

0,6235✷✷✷✷✷F1 F3✷✷✷✷✷

FAPEM = 0,320 + 0,000✷✷✷✷✷TC

2,15✷✷✷✷✷

(1,0+TA)

1,15PXPD2

1,4410✷✷✷✷✷F1 F2✷✷✷✷✷

✷✷✷✷✷ + 0,680 ✷✷✷✷✷PXPR6

0,6235✷✷✷✷✷F1 F3✷✷✷✷✷

Actualización del cargo base por peaje secundario de transporte (CBPSL) y cargopor pea je secundario equivalente en energía para las barras del sistema (CPSEE).

FACPSL = Factor de actualización del cargo por peaje secundario de transporte

Actualización del cargo base por peaje secundario por transformación (CBPST)

FACBPST = Factor de actualización del cargo por peaje secundario por transformación

AT a MT

MAT a MT

MAT a AT

FACBPST = 0,57 + 0,43✷✷✷✷✷1,15 1023,11

✷✷✷✷✷2,15

✷✷✷✷✷(1,0+TA) IPMTC

FACBPST = 0,55 + 0,45✷✷✷✷✷1,15 1023,11

✷✷✷✷✷2,15

✷✷✷✷✷(1,0+TA) IPMTC

FACBPST = 0,53 + 0,47✷✷✷✷✷1,15 1023,11

✷✷✷✷✷2,15

✷✷✷✷✷(1,0+TA) IPMTC

220 kv.

138 kv.

AT

FACPSL = 0,354 + 0,646✷✷✷✷✷1023,11

✷✷✷✷✷2,15

✷✷✷✷✷IPMTC

1,15

(1,0+TA)

FACPSL = 0,380 + 0,620✷✷✷✷✷1023,11

✷✷✷✷✷2,15


1,15

(1,0+TA)

FACPSL = 0,450 + 0,550✷✷✷✷✷1023,11

✷✷✷✷✷2,15


1,15

(1,0+TA)



PROCEDIMIENTO YCALCULO DEL VALORAGREGADO DEDISTRIBUCION Y DE LASTARIFAS A CLIENTESFINALES

Fijación Tarifaria Noviembre 1993


CONTENIDOIntroducción

Criterios Generales

La Cascada de Costos

Determinación de los Sectores Típicos

Cálculo del Valor Agregado de Distribución

Resultados Obtenidos del Valor Agregado deDistribución y Parámetros

Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicaciónpara el Mercado Regulado

Obtención de Tarifas Máximas

Anexo 1

Clasificación de los Sitemas de Distribución................................................................

Anexo 2

Procedimientos para el Cálculo del Valor Agregado de Distibución............................

Anexo 3

Sistema de Distribución Económicamente Adaptado...................................................

Anexo 4

Opciones Tarifarias para el Mercado Regulado............................................................

Anexo 5

Fórmulas Tarifarias para los Clientes Regulados y Pliegos Tarifarios Resultantes.....


PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VALOR AGREGADODE DISTRIBUCION Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

Introducción

Esta publicación se realiza en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas D.L.25844 (Art. 81) y de su reglamento D.S. 009-93 (Art. 162) relacionadas con la obligación de la Comisión deTarifas Eléctricas de hacer conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. Elinforme resume los procedimientos, cálculos, datos y resultados obtenidos para el cálculo de los ValoresAgregados de Distribución - VAD - las tarifas a Clientes Finales así como también los indicadores quepuedan ser referidos a los precios que existen en el mercado no regulado, efectuados en el mes de noviembre de1993, como Pliego Tarifario de febrero de 1994.En el nuevo sistema de precios a clientes finales regulados, se ha establecido la libre elección de la opcióntarifaria por parte del cliente. Esta libre elección le permite al cliente minimizar su factura de acuerdo al tipo decarga que demanda al sistema.Las tarifas reguladas que comprende al sector mayoritario del mercado, se encuentran normadas por la Comi-sión de Tarifas Eléctricas mediante sus Resoluciones semestrales de precios de barra y de períodos de cuatroaños para los costos de distribución.En este grupo se encuentran en general aquellos clientes atendidos en condiciones monopólicas por las empresasde distribución por lo que se hace necesario que sus tarifas se encuentran sujetas a control por parte de laautoridad reguladora. Para estos clientes es muy difícil establecer condiciones de competencia en su abasteci-miento por cuanto sería ineficiente para la economía contar con 2 ó 3 empresas distribuidoras compitiendo paraatenderlos, por cuanto requeriría que cada una de ellas instale sus propias redes eléctricas.La restricción del monopolio natural se intenta levantar mediante la obtención de costos de un sistema dedistribución, tomando como referencia una empresa modelo similar, operando eficientemente y adecuadamentedimensionada, con la que compite la empresa real. Dichos costos se revisan cada cuatro años, al mismo tiempoque se revisan los sectores típicos de distribución.Con estos costos, la Comisión de Tarifas Eléctricas fija las tarifas que son las máximas a aplicar, siendo factiblesque sus valores sean menores en los pliegos practicables en las empresas eléctricas. En este caso probablementeno cubra los costos de inversión y de explotación de los sistemas eléctricos, al menos que mediante un análisiscosto/beneficio se adopte una decisión de descuento.

Criterios GeneralesEn conformidad a la Ley de Concesiones Eléctricas se han estructurado tarifas que reflejan el costo económicoasociado por parte de los clientes de los recursos involucrados a nivel generación, transmisión ydistribución.Los componentes básicos de los cotos son los siguientes:1.- A nivel de Producción (precio en barra + transmisión)• Potencia de Punta.• Energía en punta y fuera de punta.2.- A nivel de distribución• Potencia de punta de distribución.• Potencia fuera de punta de distribución.• Costos fijos de atención por cliente, independientemente de su consumo.• Pérdida de potencia de punta• Pérdida de energía

En términos generales las tarifas se conforman adicionando los componentes a nivel de producción y distribu-ción, considerando las pérdidas en cada etapa y factores de coincidencia y de diversidad que reflejan la compo-sición de las potencias usadas por los clientes.

La Cascada de los CostosLa forma básica de componer los costos de producción-distribución a medida que se pasa de nivel de produc-ción (compra en Alta Tensión - AT) al nivel baja tensión de distribución, se presenta a continuación:

Nivel Designación Potencia de punta EnergíaProducción CMgAT CMgPAT CMgEAT

Red Primaria CMgMT (CMgPAT/(1 - uP)) CMgEAT+ VAD MT 1-ue

Red Secundaria CMgBT (CMgPMT/(1 - uP)) CMgEMT+ VAD BT 1-Be



Donde:up,ue, Bp, Be son las pérdidas medias de potencia y energía a nivel de Media tensión (MT) y Baja Tensión(BT) respectivamente.CMgAT : Costo Marginal en Alta TensiónCMgMT : Costo Marginal en Media TensiónCMgBT : Costo Marginal en Baja TensiónCMgPAT : Costo Marginal de Potencia en Alta TensiónCMgEAT : Costo Marginal de Energía en Alta TensiónCMgPMT : Costo Marginal de Potencia en Media TensiónVADMT : Valor Agregado de Distribución en Media TensiónVADBT : Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión

Determinación de los Sectores TípicosLos sistemas eléctricos se clasifican en uno de los tres sectores típicos de distribución predefinidos, estando loscriterios de clasificación aprobados por la Resolución Directoral Nº 070-93 del 02.08.93 de la DirecciónGeneral de Electricidad y se efectúan de acuerdo a los siguientes parámetros:a) Indice 1 : I1 Consumo de energía promedio anual por cliente MWhb) Indice 2 : I2 Potencia instalada en subestaciones de distribución por longitud de redes de media tensión,

en kVA/Kmc) Indice 3 : I3 Longitud de redes de baja tensión promedio por cliente de baja tensión, en metros/cliente.

CALIFICACION DE SISTEMASELECTRICOS

I1 :MWh / Cliente - año

I2 : kVA / km MT

I3 : mBT / Cliente

l1 I2 I3

ò ò ò

l2 > 65 y I3 < 14

ò

ò l1 > 0,5 òò

Sector 2

SI SI

NO NOSector 3

l1 > 1,20

ò

òSector 2

Sector 3

NO

SI

Sector 1 = Lima Metropolitana

Los sectores típicos seleccionados son 3:-Sector 1 : Alta densidad (Empresa modelo: Lima Metro-

politana)-Sector 2 : Media densidad (Empresa modelo: Cusco)-Sector 3 : Baja densidad (Empresa modelo: Valle del

Mantaro Norte)Los resultados obtenidos a nivel de todos los sistemas eléctricos a nivel nacional se muestran en el anexo 1.

Cálculo del Valor Agregado de DistribuciónEl Valor Agregado de Distribución, representa el costo total que se incurre papa poner a disposición del clientela potencia y energía desde la barra equivalente de media tensión, hasta el punto de empalme de la acometidarespectiva.


PérdidasBaja

Tensión

V.A.DBaja

Tensión

PérdidasMedia

Tensión

V.A.DMedia

Tensión

Precio en BarraEquivalente MT + + + +

TARIFA A CLIENTES FINALESLos costos a reconocer son aquellos que corresponden a una empresa modelo eficiente cuyos componente son:a) Costos asociados al usuario, independientemente de su demanda y energía.b) Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía.c) Costos estándares de inversión (Valor Nuevo de Reemplazo), mantenimiento y operación (Costos deexplotación) por unidad de potencia suministrada.El costo de inversión será la anualidad del Sistema Económicamente Adaptado, considerando su vida útil y unaanualidad del 12%, obtenidos con las siguientes condicionantes:a) Empresa modelo bajo el enfoque de sistema económicamente adaptadob) Sectores típicos de distribución.Los procedimientos para el cálculo del valor agregado de distribución se detallan en el anexo Nº 2 y loscriterios y procedimientos del Sistema de Distribución Económicamente Adaptado en el anexo Nº 3.

COSTOS TOTALES RECONOCIDOS POR UNIDAD DE POTENCIAA LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS PARA LAS VENTAS DE MT Y BT

EN LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE SU CONCESION

VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCION(US$ / KW - mes)

Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3VAD MT 2.724 2.664 4.031VAD BT 8.501 8.514 11.006

COSTOS ASOCIADOS A LA ADMINISTRACION Y FACTURACION DE

LOS CLIENTES, QUE SON INDEPENDIENTEMENTE DE SU DEMANDA DE

POTENCIA Y CONSUMO DE ENERGIA

CARGOS FIJOS MENSUALES(US$ / Mes)

Parámetro Sector 1 Sector 2 Sector 3CFE 0.538 0.538 0.561CFS 0.947 0.947 0.988CFH 1.394 1.394 1.455

Resultados Obtenidos del Valor Agregado de Distribución y Parámetros.

Los parámetros considerados en la regulación tarifaria de Noviembre son los que a continuación se presentan:


FACTORES DE EXPANSION DE PERDIDAS ENMT Y BT

VALOR RECONOCIDO POR LA VENTA DE CADA UNIDAD DE

POTENCIA O ENERGIA DENTRO DE CADA SUBSISTEMA

DE DISTRIBUCION (MT ó BT)

Empresas PEMT PPMT PEBT PPBTELL 1.03 1.04 1.20 1.24

ELNM 1.03 1.05 1.44 1.49SEAL 1.05 1.07 1.27 1.33

Otras Empres. 1.03 1.05 1.25 1.31S. Aislados 1.03 1.05 1.25 1.31

SIMULTANEIDAD DE LAS MAXIMAS DEMANDAS DE LOS CLIENTES

RESPECTO A LA MAXIMA DEMANDA DEL CONJUNTO DE CLIENTES

FACTORES DE COINCIDENCIA EN MT Y BT

Factor Sector 1 Sector 2 Sector 3

FCPPMT 0.95 0.95 0.75

FCFPMT 0.87 0.82 0.68

FCPPBT 0.93 0.72 0.55

FCFPBT 0.86 0.65 0.57

PARA SISTEMAS AISLADOS CON DEMANDA MAXIMA

MENOR DE 12 MW : PTPMT = 0.99, PTPBT = 0.99

FACTORES DE CORRECCION DEL VAD

FACTOR QUE CORRIGE EL VAD DE ACUERDO A LA ESTRUCUTURA

DE MERCADO DE LA EMPRESA POR LAS VENTAS DE POTENCIA

EN HORAS FUERA DE PUNTA.

Empresas PTP MT PTP BT

ELL 0.93 0.93

ELOR 0.93 0.99

ELS 0.90 0.96

ELSM 0.90 0.99

Otras 0.96 0.99


FACTORES DE CONTRIBUCION A LA PUNTAEN MT Y BT

PARTICIPACION DE CLIENTES 1P EN LA PUNTA DEL SISTEMA

Factor Sector 1 Sector 2 Sector 3CMTPP 0.71 0.71 0.64CMTFP 0.30 0.30 0.24CBTPP 0.81 0.60 0.60CBTFP 0.30 0.24 0.24

CBTPP- AP 1.00 1.00 1.00

FACTORES DE REDUCCION DE LOS VALORES AGREGADOS DE

DISTRIBUCION Y LOS COSTOS FIJOS, POR VARIACION DE COSTOS

FIJOS ANUALES EN LA EMPRESA

FACTORES DE ECONOMIA DE ESCALA

Fechas CFE/CFS VAD MT VAD BTCFH

1 de Nov. 1993 1.0000 1.0000 1.0000

1 de Nov. 1994 0.9893 0.9905 0.9888

1 de Nov. 1995 0.9788 0.9814 0.9778

1 de Nov. 1996 0.9684 0.9719 0.9669

PONDERACION DE PRECIOS EN BARRA PARALA ENERGIA

• Se obtendrán para los sistemas interc. ysistemas aislados mayores de 12 MW para lasopciones tarifarias MT4, BT4 y BT5

• Ep = ( a - c - e) / ((a - c - e) + (b - d - f))- a, b: Energía anual entregada a los sistemas de

Distribución en punta y fuera de punta respectivamente.- c, d: Energía anual vendida en MT (opciones MT2, MT3 y

Clientes libres MT) multiplicados por el factor deexpansión de pérdidas PEMT, en punta y fuera de puntarespectivamente.

- e, f: Energía anual vendida en BT (opciones BT2, BT3 yClientes libres BT) multiplicados por los factores deexpansión de pérdidas PEMT y PEBT, en punta y fuera depuntar espectivamente.

« PEPP: Precio de la energía en horas de punta ensubestación base.

« PEFP: Precio de la energía en horas fuera de punta ensubestación base.

PE = Ep * PEPP + (1 - Ep) * PEFP

Los resultados obtenidos del valor agregado de distribución expresado en miles de dólares americanos sepresentan para los tres sectores típicos, en el cuadro Resumen de Valores agregados de Distribución.


RESUMEN DE VALOR AGREGADOS DE DISTRIBUCIÓN

Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación para el Mercado Regulado.

En el nuevo sistema de precios a clientes finales regulados, se ha establecido la libre elección de laopción tarifaria por parte del cliente. esta libre elección le permite al cliente minimizar su factura de acuerdo al tipode carga que demanda al sistema. Cada opción tarifaria sea de media tensión (MT2, MT3, MT4) o de bajatensión (BT2, BT3, BT4, BT5 y BT6), tienen sus respectivas condiciones de aplicación que en el anexo 4se presentan.Igualmente se presentan las condiciones de aplicación de carácter general y específico tomados en considera-ción para la regulación tarifaria correspondiente al mes de Noviembre de 1993.

Obtención de Taifas Máximas

Para fines de la presentación del pliego tarifario a los clientes finales regulados, es necesario calcular a partirde las fórmulas tarifarias presentadas en la Resolución Nº 010-93 P/CTE, los respectivos cargos que compren-de cada opción tarifaria.Este cálculo se realiza trasladando los precios de potencia y energía de la subestación base publicada en laResolución Nº 009-93 P/CTE de la cual se suministra energía al sistema eléctrico, a la barra equivalente demedia tensión (inicio del sistema de distribución) con los respectivos factores de expansión de pérdidas mar-ginales de energía y potencia, y el respectivo cargo base por peaje secundario, considerando la configuración delsistema secundario de transmisión.El traslado de los precios de la subestación base a la barra equivalente de media tensión, origina nuevosprecios de potencia y energía en barra. Con estos nuevos precios conjuntamente con los valoresagregados de distr ibución, cargos fijos mensuales, factores de expansión de pérdidas y otros que se señalan enel anexo 5, se calcula los respectivos cargos por opción tarifaria según las fórmulas presentadas en la Resolu-ción Nº 010-93 P/CTE.Los respectivos cargos que comprende la facturación de los clientes finales regulados, se presentan también enel anexo 5.

ANUALIDAD DE INVERSION Miles US$ 16785 41831COSTO DE OPERAC. Y MTTO Miles US$ 12668 25510 6510TOTAL COSTO ANUAL Miles US$ 29453 67341 6510Demanda kW 854910 626370Nº de clientes unid 911735Valor agregado US$/kW/mes 2.724 8.501

Inversión US$/kW/mes 1.55 5.28Op. y Mtto. US$/kW/mes 1.17 3.22Inversión % 57% 62%Op. y Mtto. % 43% 38%

Costo fijo por clientes. US$/mes 0.565

SECTOR 1MT BT Cliente

MT BT Cliente

SECTOR 3: Valle del Mantaro Norte


Inversión US$/kW/mes 2.39 6.28Op. y Mtto. US$/kW/mes 1.64 4.72Inversión% 59% 57%Op. y Mtto. % 41% 43%

Costo fijo por clientes. US$/mes 0.590


Inversión US$/kW/mes 1.17 4.57Op. y Mtto. US$/kW/mes 1.50 3.95Inversión % 44% 54%Op. y Mtto. % 56% 46%

fijo por clientes. US$/mes 0.565

SECTOR 2MT BT Cliente


Anexo 1

Clasificación de losSistemas de Distribución.

Los valores agregados de distribución se obtienen apartir de una clasificación de los sectores de distribu-ción, seleccionándose aquellos sistemas eléctricos re-presentativos de las distintas densidades de distribu-ción, los mismos que con motivo del Estudio de Ga-rantía Tarifaria correspondieron a las siguientes:

Sector 1: Alta Densidad, distribución área/subterránea: Lima Metropolitana.

Sector 2 : Mediana Densidad, distribución predominante área: Ciudad del Cusco.

Sector 3 : Baja Densidad, distribución predominante rural: Valle del Mantaro Norte.

Los sistemas eléctricos se clasifican en uno de los tresmodelos predefinidos, estando los criterios de asigna-ción para la regulación tarifaria Noviembre 1993 - Oc-tubre 1997 aprobados en la Resolución Directoral Nº070-93 del 02 de agosto de 1993 de la Dirección Ge-neral de Electricidad y se efectúan de acuerdo a lossiguientes parámetros:

Indice 1: Consumo de energía promedio anual porcliente en MWh.

Indice 2 : Potencia instalada en subestaciones de distribución por longitud de redes de media tensión, en kVA/Km.

Indice 3 : Longitud de redes de baja tensión prome-dio por cliente de baja tensión,en metros/cliente.

La clasificación de las concesiones de distribución seefectúan de acuerdo a lo siguiente:

Sector 1 : Lima Metropolitana.

Sector 2 : Indice 1 mayor de 0,50 MWh/cliente e In-dice 2 mayor de 65 kVA/Km e Indice 3menor de 14 metros/cliente, ó Indice 1 ma-yor que 1,20 MWh/cliente.

Sector 3 : Concesiones no comprendidas en el sec-tor 1 ó sector 2.

Los resultados de la clasificación y los respectivosíndices se adjuntan para todos los sistemas de distri-bución, con la información reportada por las Empre-sas Distribuidoras.

CASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

ELL Lima-Callao 4.51 374.44 13.66 1ELL Cañete 4.72 109.12 10.45 2ELL Huacho 2.72 279.22 7.56 2ELL Huaral 2.36 327.02 8.07 2ELL Supe-Barranca 1.88 237.53 7.90 2ELC Huancayo 2.04 273.33 10.55 2ELC Pucallpa 2.81 201.67 21.35 2ELC Ayacucho 1.34 147.40 12.10 2ELC Pasco 1.96 120.41 11.66 2ELC Huanuco 1.99 187.76 23.13 2ELC Tarma 1.24 152.49 15.88 2ELC Tingo María 2.21 309.29 33.28 2ELC Huancavelica 1.31 143.71 13.95 2ELC Chanchamayo 3.94 69.26 11.72 2ELC Ejetayacaja 1.37 23.56 33.67 2ELC Aucayacu 1.48 18.85 2ELC Satipo 2.78 229.23 9.68 2ELC Pichanaki 2.69 39.29 14.71 2ELC Cangallo 0.88 222.22 8.51 2ELC Chiclayo 1.63 280.40 8.16 2ELC Jaen 1.42 206.99 6.91 2ELC Chachapoyas 0.99 142.33 10.61 2

EMP Sistema De INDICADORES Clasifi.

Distribución L1 L2 L3 cación

ELN Bagua 1.23 228.92 6.65 2ELN Cutervo 1.26 22.18 9.46 2ELN Chota 0.82 487.50 12.39 2ELN Niepos 3.32 20.36 31.85 2ELN Chongoyape 1.20 32.22 6.98 2ELN Pucara 1.21 97.07 13.75 2ELN San José 0.59 454.13 13.63 2ELN Bellavista 0.86 250.00 8.18 2ELN Pomacahua 1.06 222.22 10.06 2ELNM Trujillo y Serv 3.16 191.30 10.68 2ELNM Callejón de Huaylas 1.68 79.11 29.05 2ELNM Guadalupe y Serv. 0.98 192.50 8.70 2ELNM Cajamarca 2.22 181.13 12.04 2ELNM Chimbote y Serv. 1.99 117.20 8.78 2ELNM Otuzo 0.80 220.75 6.49 2ELNM Huarmey 9.95 264.75 8.68 2ELNM Contumazá 0.88 135.00 11.55 2ELNM Cajabamba 0.69 146.00 12.57 2ELNM Huamachuco 0.82 146.00 10.42 2ELNM Bambamarca 0.78 425.57 9.34 2ELNM Celendín 0.60 481.98 11.31 2ELNM San Marcos 0.55 70.84 13.44 2ELNM Cachicadan 0.60 80.00 7.60 2ELNM Tayabamba 1.22 196.67 17.99 2ELNM Tortugas 1.72 47.17 16.00 2ELNM Buenavista 5.27 42.37 31.05 2ELNO Piura 2.19 364.96 11.13 2ELNO Tumbes 1.41 114.40 23.17 2ELNO Sullana 1.99 233.58 28.83 2ELNO Talara 2.12 148.83 7.12 2ELNO Paita 4.36 471.78 9.30 2ELNO Catacaos-la Unión 1.23 142.89 9.30 2ELNO Chulucanas 0.88 288.92 10.13 2ELNO Sechura 1.75 111.73 9.89 2ELNO Negritos 1.67 304.06 30.95 2ELNO Los Organos 0.96 451.78 41.42 2ELOR Iquitos 2.58 337.78 6.75 2ELOR Tarapoto 1.52 211.24 6.75 2ELOR Moyobamba 1.50 56.62 6.75 2ELOR Yurimaguas 1.45 144.29 6.75 2ELOR Serv. Menores 1.22 93.26 6.75 2ELS Tacna 2.91 126.72 10.27 2ELS Ilo 3.12 118.26 10.19 2ELS La Yarada 15.71 87.11 14.47 2ELS Moquegua 1.60 42.06 9.17 2ELS Tarata 1.48 23.74 20.59 2ELSE Cusco 2.80 301.28 11.79 2ELSE Puno 1.41 130.11 13.40 2ELSE Juliaca 1.04 253.66 8.71 2ELSE Abancay 1.05 88.37 10.16 2ELSE Puerto Maldonado 2.28 276.93 22.41 2ELSE Convención 1.50 110.42 14.61 2ELSE Andahuaylas 1.57 92.10 10.39 2ELSE Yauri 0.63 66.00 10.90 2ELSE Ayaviri 0.86 194.74 8.82 2ELSE Azángaro 0.86 120.00 11.67 2ELSE Chuquibambilla 1.42 17.75 15.34 2ELSE Iñapari 2.01 100.00 22.44 2ELSE Sandia 0.54 444.44 13.02 2ELSE Lampa 0.51 241.07 9.62 2ELSM Ica 2.17 74.88 11.39 2ELSM Chincha 3.13 142.25 20.27 2ELSM Pisco 4.08 105.75 5.74 2ELSM Nazca 1.53 151.03 45.15 2ELSM Palpa 1.43 51.62 13.05 2ELSM Puquio 0.53 322.00 8.72 2ELSM Cora Cora 0.50 70.15 9.47 2SEAL Arequipa 1.88 389.98 10.76 2SEAL Mollendo 1.28 80.14 11.02 2SEAL Camaná 1.48 127.20 12.69 2SEAL Acarí 0.51 150.00 9.46 2SEAL Santa Rita 1.46 5.63 23.91 2


PROCEDIMIENTOS PARA EL CALCULO DEL VALORAGREGADO DE DISTRIBUCION.

Anexo 2

Introducción

De conformidad a lo establecido en la Ley de Concesio-nes Eléctricas las tarifas a usuarios finales del serviciopúblico de electricidad comprenden los precios en barray el valor Agregado de Distribución, basandose esteúltimo en una empresa modelo eficiente la misma queconsidera los siguientes componentes:a)Costos asociados al usuario, independientes de su de-manda y energía.b)Pérdidas estándares de distribución de potencia y Ener-gía.c)Costos estándares de inversión, mantenimiento y ope-ración por unidad de potencia suministrada.El costo de inversión será la anualidad del Sistema Eco-nómicamente Adaptado, considerando su vida útil y unatasa descuento del 12% de acuerdo a los Artículos 65 y79 de la Ley de Concesiones Eléctricas.El valor agregado de distribución se calculará para cadaconcesionario considerando Sectores de DistribuciónTípicos.Metodología

Para fines de tarificación los costos a considerar debende corresponder a costos medios económicos, conceptode valor de oportunidad de instalaciones de distribuciónbien dimensionadas y eficientemente operadas.La metodología consiste en calcular la anualidad delcosto de reposición y de los costos de explotación (fue-ra de las compras de potencia y energía) de una red dedistribución eficiente y referir la suma de ambos a lapotencia de punta máxima demanda de la red. Porsu parte, los costos, asociados a la facturación de losclientes que son independientes de su nivel de demandade potencia y de su consumo de energía, se refieren alnúmero total de usuarios.Los costos de capital para tener sentido económicodeben ser calculados a partir de valores de reposiciónde una red adaptada a ala demanda (vale decir de míni-mo costo total y calidad de servicios preestablecido),con equipos y materiales modernos, valorizados a losprecios de mercado vigente. Los costos de explotacióndeben ser determinados suponiendo una infraestructura depersonal y medios de gestión también adaptados, yvalorizados a precio de mercado.Los sectores a estudiar en detalle para los fines de cal-cular Valores Agregados de Distribución (VAD) co-rresponderán a una fracción de la red total de distribu-

EMP SISTEMA DE INDICADORES CLASIFI-

ción de una empresa determinada; lo importante es que ese sector sea representativa de una densidad deter-minad a c o r r e sp o n d i e n t e a un sector de distribución, y con una tecnología definida esto es red aérea o subterráneapor ejemplo.Para fines del estudio realizado para la fi jación tarifaria se optó por estudiar los costos de unidades geográficasre l a t i vamen te ex tensas , normalmente coincidentes con una ciudad completa o bien una unidad administrativa dedistribución bien definida.Conviene puntual izar que desde el punto de vista de la ef iciencia económica, la tari f icación de la distr ibucióndebe e fec tua rse a pa r t i r de los costos marginales de largo plazo CMgLP de realizar esta actividad; en efecto, loscos tos marg inales de corto plazo no son apl icables como medio de tari f icación de la distr ibución, pues lac o m p o n e n t e d e c a p i t a l y mano de obra es relat ivamente r íg ida en el corto plazo, lo que genera una al tavolat i l idad del CMgCP y una dificultad objetiva para su determinación.La aproximación del costo marginal de largo plazo de distribución por el costo medio de una red adaptada (valedec i r de mín imo cos to total) para servir zonas de densidad determinada, es legítima; en efecto, puede mostrarseempí r i camente que la ecuación de costo total de largo plazo (costo total de capital a partir del valor de reposi-c ión mas cos to de explotación para áreas de distribución de distinta potencia máxima) en función de la potenciamáx ima a tend ida , puede aproximarse razonablemente bien por una recta que pasa por el origen; su derivada,co r respond ien te a l costo marginal de largo plazo es también el costo medio de largo plazo; la constancia de estecosto medio, ha sido constatada por el consulto externo, encargado del estudio «Programa de Garantía Tarifaria»,no sólo en su país de origen sino también de otros países.

DISTRIBUCION L1 L2 L3 CACION

CLASIFICACION DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION

ELC Valle Mantaro 0.95 50.63 21.17 3ELC Chongos Alto 0.60 15.16 44.36 3ELC La Unión 0.75 31.82 40.55 3ELC Tambo - Sn. Miguel 1.00 36.00 15.41 3ELC Acobamba 1.13 53.62 12.96 3ELC Huancapi 1.14 387.50 28.19 3ELC Paucara 0.78 163.69 24.10 3ELC Izcuchaca 1.02 80.70 31.43 3ELC Acomayo 1.01 83.33 15.38 3ELN Illimo 0.48 44.22 10.75 3ELN Motupe 0.47 165.20 22.43 3ELN Zaña 0.53 179.45 18.38 3ELN Sta. Cruz 0.45 225.00 27.59 3ELN Mocupe 0.62 250.00 34.00 3ELN Morrope 0.32 182.93 25.23 3ELN Luya-Lamud 0.50 12.82 24.44 3ELN Leymebamba 0.25 148.15 11.41 3ELN Tacabamba 0.30 62.50 18.50 3ELN Pomacochas 0.40 200.00 12.13 3ELNM Pse Namora 0.48 30.99 29.49 3ELNM Pallasca 0.73 47.62 24.00 3ELNO Mancora 1.03 233.33 62.70 3ELNO Morropón 0.63 84.71 21.04 3ELNO Huancabamba 0.63 86.67 21.74 3ELNO Canchaque 0.64 43.75 25.35 3ELNO Sto. Domingo 1.00 33.33 25.15 3ELNO Chalaco 0.64 10.00 20.78 3ELOR Tabalosos 0.94 60.00 6.75 3ELSE Valle Vilcanota 0.39 26.37 19.34 3ELSE Valle Sagrado 1.15 10.18 55.40 3ELSE Sicuani 0.71 70.98 17.58 3ELSE Pampe de Anta 0.58 42.61 24.36 3ELSE Quencoro-Urcos 0.75 54.23 12.53 3ELSE Interc. Boliviano 0.72 23.80 12.36 3ELSE Putina 0.36 135.00 33.16 3ELSE Iberia 0.65 135.56 58.12 3ELSE Chincheros 0.54 40.00 11.73 3ELSE Chalhuanca 0.45 135.14 11.73 3ELSE Aisl. Prov. Altas 0.20 273.33 11.34 3ELSE San Juan 0.43 187.50 13.73 3ELSE Asillo 0.37 9.49 3ELSE Antabamba 0.17 33.33 6.32 3SEAL Corire 0.78 37.32 19.19 3SEAL La Joya 0.56 287.50 17.64 3SEAL Chuquibamba 0.62 30.81 10.40 3SEAL Atico 0.29 71.43 8.33 3SEAL Caraveli 0.53 35.16 14.52 3SEAL Chala 1.05 125.00 20.77 3SEAL Cotahuasi 0.36 181.82 19.06 3SEAL Viraco-Urata 0.22 41.03 20.50 3SEAL Yauca 0.31 17.10 3SEAL Ocoña 0.45 70.31 15.38 3SEAL Lomas 0.45 16.67 3SEAL Huanca 0.44 41.67 13.14 3SEAL Cabanaconde 0.68 71.43 94.29 3


Ello deriva de que el crecimiento y desarrollo de la distribución se hace principalmente en forma relativamentehomogénea al área ya desarrollada; las nuevas áreas tienen así costos unitarios similares a las antiguas, y nose da origen a economías de escala perceptibles en el crecimiento. Debe cuidarse sin embargo el tratamiento adar al desarrollo mediante líneas áreas o bien subterráneas, dada la importante diferencia de costos involucrados,correspondiendo éste a la definición del ente regulador.

Procedimiento

Clasificación de los Sistemas de DistribuciónLos sistemas eléctricos se clasifican en uno de los tres sectores típicos de distribución predefinidos, estando loscriterios de clasificación señalados en el anexo Nº 1 del presente documento.

Obtención del Valor Agregado de DistribuciónEl Valor Agregado de Distribución, representa el costo total que se incurre para colocar a disposición del clientela potencia y energía. Comprende físicamente el costeo desde la barra equivalente de media tensión, hasta elpunto de empalme de la acometida respectiva.Dicho costo total está compuesto por dos rubros:

1. Anualidad de la inversión: VNR de las empresas modelo.2. Costo de operación y mantenimiento anual los mismos que se detallan a continuación:

Determinación del VNR de las Empresas ModeloEl análisis del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) se efectuó a nivel de las instalaciones de distribución de lostres sectores típicos seleccionados en sus niveles de media tensión (red de distribución primaria y equipos deprotección y seccionamiento en media tensión) y baja tensión (subestaciones MT/BT, red de distribuciónsecundaria y red de alumbrado público).La valorización de las instalaciones de distribución para los efectos de establecer una empresa modelo seefectuó realizando los siguientes análisis:

i) Verificación del grado de adaptación del sistema eléctrico.ii) Costo de reposición de las instalaciones.

El análisis de los costos unitarios de reposición se efectúan a través de la comparación de valorizaciones delas instalaciones de las áreas modelo seleccionadas de cada sector típico con la valoración que efectúa unaempresa representativa del exterior operando en un entorno de eficiencia y en condición de mercado.Los costos unitarios reconocidos corresponden a valores de reposición en el mercado nacional.La adaptación del sistema de distribución se evalúa mediante el análisis crítico de la inversión efectuada en laempresa seleccionada, considerándose en los casos justificados un valor de reemplazo equivalente para elmismo servicio, esto es sustituyendo instalaciones y equipos de alto costo no justificados por otras equivalentesde menor costo, que cumplan la misma función para la prestación del servicio.Así por ejemplo las redes subterráneas localizadas en zonas periféricas, fueron sustituidas por redes aéreasequivalentes; de esta forma la reposición a nuevo de estas instalaciones así como el crecimiento del sistema,cuenta con una señal apropiada para el desarrollo futuro, corrigiéndose la sobre inversión que hubiera tenidolugar en el anterior marco legal.Los criterios de adaptación y la tecnología a emplear en los sistemas de distribución para la elaboración de losestudios del Valor Agregado de Distribución, corresponden a la definición que la Comisión de Tarifas Eléctri-cas fije en cada oportunidad que se efectúen los estudios.

Determinación de los Costos de ExplotaciónLos costos de explotación se calculan tomando como referencia los costos que efectivamente incurrieron lasempresas típicas. para dicho fin se realizaron y analizaron los costos en general excluyéndose aquellos relacio-nados con actividades u operación distitas a las que se relacionan con las actividades de distribucion comericializaciónde la energía eléctrica.Para el costeo de los gastos del personal se diseñó un organigrama para cada una de las empresas modelo que surgió deorganizaciones eficientes en el exterior que son el resultado de varios años de funcionamiento en condiciones demercado, por lo que han experimentado todos los cambios administrativos-orgánicos-funcionales para lograra mejoresestándares de eficiencia.Las remuneraciones de la empresa modelo considera el resultado del estudio de remuneraciones de mercado, habién-dose adoptado para la primera regulación, los estudios realizados por la Price Waterhouse del Perú.

Determinación de Máxima Demanda para el Cálculo por kW del Valor Agregado de Distribuciónla máxima demanda que divide la anualidad de la inversión y los costos de explotación anuales, se obtienen del balancede potencia y energía del sistema de distribución típico. Corresponde a los kW de máxima demanda de las ventasagregadas en los niveles de media tensión y baja tensión respectivamente, incluidos las pérdidas no técnicas que seránincorporadas como ventas.

Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Verificación de Rentabilidad.la metodología para el cálculo del Valor Agregado de Distribución comprende adicionalmente, la verificación derentabilidad para el conjunto de concesionarios de distribución de un mismo sector típico.Para este fin, se valoriza el total de las inversiones de las concesiones de distribución de todo el país (a partir de a barraequivalente de media tensión, hasta el punto de conexión por el cliente) considerando los metrados y los costos unita-rios en condiciones de mercado. Los metrados consideran el criterio de los sistemas de distribución económicamenteadaptados (según el anexo 3 del presente documento).


Obtenido el valor nuevo de reemplazo de todas las concesiones, se efectúan el cálculo de la rentabilidad de la inver-sión, mediante la tasa interna de retorno del conjunto de los concesionarios por cada sector típico. Dicha tasa internaevalúa la generación interna de recursos o flujo neto considerando los costos de explotación y un período de evalua-ción, según se precisa en la Ley y el reglamento.La TIR resultante, se compara con la tasa de descuento del 12% que fija la Ley de Concesiones, admitiéndose unavariación de 4% como máximo. De no encontrase dentro de este límite, las tarifas resultantes deberán ajustarse al valorlímite más cercano.

Anexo 3

SISTEMA DE DISTRIBUCION ECONOMICAMENTE ADAPTADO

CONCEPTO

Un sistema de distribución económicamente adaptado es el resultado de una instalación eléctrica optimizadabajo los criterios técnicos de continuidad, confiabilidad, calidad de suministros y costos eficientes, destinada aprestar servicio de electricidad de tal forma que exista correspondencia de equilibrio entre la oferta y lademanda de energía.

CONTINUIDAD

CONFIA BIL IDAD

CALIDAD

COSTO

EFICIENCIA

SISTEMA

ECONOMICAMENTE

ADAPTADO

Los criterios que se toman en cuenta para la estructuración del sistema de distribución económicamente adaptado son lossiguientes:

A)CONTINUIDAD

Este criterio refleja en el diseño de un sistema de distribución la magnitud de las inversiones que se debende ejecutar de manera que las fallas técnicas que se presentan en él sean eliminadas y que el tiempo mediode falla reducido a través de los equipos de protección necesarios para dicho fin.El nivel de duración de fallas permisibles en un sistema de distribución económicamente adaptado depende del sector quedesea servir de manera de cumplir con lo contemplado en la Ley de Concesiones Eléctricas en su artículoNº 86, que establece que la interrupción parcial o total del suministro eléctrico en forma continua no debeser mayor de cuatro horas.

B)CONFIABILIDAD

El nivel de confiabilidad que un sistema de distribución espera proveer, está determinado por la cantidad deinstalaciones alternas que tienen para eliminar fallas que puedan ocurrir, de modo que el cliente final noperciba la falta de servicio eléctrico.Desde el enfoque del sistema de distribución económicamente adaptado para la aplicación de este criterio, se debe con-siderar cuánto más al cliente estaría dispuesto a pagar con tal que no se corte el suministro. Así por ejemplo losniveles de confiabilidad serán distintos en un sector industrial, comercial, y otros clientes en sectores focalizados.

C)CALIDAD DE SUMINISTRO ELECTRICO

El nivel de calidad del suministro eléctrico de un sistema de distribución está referido a los niveles de calidadde la forma de la onda de tensión sujetas a los niveles de caída de tensión, flicker, variaciones de tensiónarmónicas, etc. En el marco de sistemas de distribución económicamente adaptados se han considerado los niveles máximosde caída de tensión permisibles en la regulación del servicio. la eliminación del efecto flicker y otrasanomalías de la onda de tensión que podría producir una mayor inversión no se han tomado en cuenta,debido a que las normas técnicas nacionales no contemplan aún la exigencia de mantener un cierto nivel decalidad al respecto.

D)COSTOS EFICIENTES

El criterio de costos eficientes que se aplica a un sistema económicamente adaptado está referido a loscostos óptimos a adoptarse en la valorización de la inversión de las instalaciones eléctricas, costos deoperación y mantenimiento e infraestructura para el funcionamiento de una empresa distribuidora, los mis-mos que se describen mas adelante para cada sector típico.Al analizar los costos de inversión, se cuestionan aquellas instalaciones cuyo valor de oportunidad seadistinto a la solución de mínimo costo aplicable aun determinado sector, con la tecnología y costos unitariosde mercado.


APLICACION DE LOS CRITERIOS DEL SISTEMA ECONOMICAMENTEADAPTADO EN LOS SECTORES TIPICOS.

A) CONTINUIDAD

SECTOR TIPICO Nº 1 (ALTA DENSIDAD)En la primera regulación tarifaria el valor nuevo de reemplazo (VNR) del sistema de distribuciónconsidera que la topología y componentes del sistema de media y baja tensión provee un nivel de continui-dad aceptable que contribuye a la calidad de servicio percibida para los clientes finales.En el cuadro 1 se muestra la topología de los sistemas aéreos y subterráneos adoptados para el sector típico 1.Esta topología prevé la utilización de equipos de protección bajo carga, relés directos de sobrecorrientepara la detección, mando y apertura de fallas.El sistema de protección para la red de baja tensión considera fusibles limitadores de carga para despejarlas fallas del sistema de distribución en baja tensión.

SECTOR TIPICO Nº 2 (MEDIA DENSIDAD)En este sector se ha considerado la topología y componentes del sistema de distribución de Electrosur Este(Cusco) de media y baja tensión que proveen un nivel de continuidad de servicio que contribuye a unestándar de calidad de servicio aceptable para un sector típico de mediana densidad.En el cuadro 1 se muestra la topología de los sistemas aéreos y subterráneos adoptados en el sector típico 2.Esta topología prevé la utilización de equipos de protección para apertura bajo carga, con relés directos desobrecorriente para la detección y mando de apertura en caso de fallas, instalados a lo largo de la red demedia tensión. El sistema de protección para la red de baja tensión considera fusibles limitadores de cargapara despejar las fallas.

SECTOR TIPICO Nº 3 (BAJA DENSIDAD)La topología de la red adoptada en el sector típico 3 (rural) está basado en un diseño eminentemente radialde tipo aéreo donde se ha considerado la utilización de reconectadores (recloser) y cortacircuitos fusibles(cut-out) instalados en la red de media tensión para la eliminación de fallas que se puedan presentar a lolargo de la red de distribución.El sistema de protección adoptado para la red de baja tensión considera la utilización de un interruptortermomagnético en baño de aceite instalado dentro de la cuba del transformador. La topología adoptada semuestra en el cuadro 1.

Topología - A Topología - B Topología - CEn Anillo - Lazo Abierto

Dos FuentesEn Anillo - Abierto

Una FuenteRadial

Una Fuente

SS.EE.Potencia 1

SS.EE.Potencia 1

SS.EE.Potencia 1

Sistemas de DistribuciónTopologías

Topología Sector 1 Sector 2 Sector 3

A

B

C

x

x

x

x

x x

Cuadro Nº 1


B) CONFIABILIDAD

SECTOR TIPICO 1 (ALTA DENSIDAD)

El nivel de confiabilidad que puede ofrecer un sistema de distribución depende de la cantidad de instalacio-nes alternativas para eliminar la falta de suministro.En el caso del sector típico 1 se han adoptado la topología de la red que viene utilizando ElectroLima para susredes subterráneas y aéreas según se muestra en el cuadro 1.Se consideran sistemas de distribución en anillo que operan radialmente con la posibilidad de alimentarsepor diferentes líneas latrenas con capacidad de enlace pertinente; asimismo para el caso de las redesno principales se ha previsto un sistema de operación radial.

SECTOR TIPICO 2 (MEDIA DENSIDAD)

Para el caso del sector típico 2 se ha adoptado la topología de la red utilizado por la Empresa Electrosur Este(Cusco) mostrado en el cuadro 1, que corresponde a un sistema de distribución aérea con la posibilidad deinterconexión a través de anillos operando normalmente en forma radial.

SECTOR TIPICO 3 (BAJA DENSIDAD)

El nivel de confiabilidad del sector típico 3 está basado en la perfomance que pueda tener el sistema aéreode distribución radial cuya topología es mostrada en el cuadro 1.

C) CALIDAD DE SUMINISTRO ELECTRICO.

El nivel de calidad de suministro eléctrico que el sistema económicamente adaptado pueda proveer está dadopor el límite máximo permisible de caída de tensión en las redes de distribución fijadas por el Reglamento de laLey de Concesiones Eléctricas en su artículo Nº 64, establece que la caída de tensión máxima en los extremosde la red de media y baja tensión no debe exceder al 3.5% y5% respectivamente, para los sectores típicos 1y 2.Para el sector típico 3, se ha considerado un nivel de caída de tensión del 5% para la baja tensión y un nivelde caída de tensión de 6% para la media tensión, donde es factible la regulación del voltaje a través de los tapsdel bobinado primario de los transformadores de distribución.

D) COSTOS EFICIENTES

INVERSIONES

El Valor Nuevo de Reemplazo según el Artículo 76 de la Ley de Concesiones Eléctricas, viene a representarel costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología yprecios vigentes.Lo anterior significa que se debe efectuar un análisis crítico de las instalaciones actuales, buscando elmínimo costo total, que permita prestar el mismo servicio con la tecnología más económica.Los costos unitarios considerados para el cálculo de las inversiones son costos de mercado internacional,alcanzables por las empresas distribuidoras en el país dado el marco internacional, y legal para los procesos deimportación de los insumos y equipos que las empresas requieran para la operación y mantenimiento de lasinstalaciones de distribución. El detalle de los criterios, costos y tecnología adoptados han sido alcanzados alas empresas distribuidoras en los Estudios del Programa de Garantía Tarifaria y que se resume losiguiente:

SECTOR TIPICO 1 (ALTA DENSIDAD)

En el sector típico de alta densidad se han sustituido aquellas redes subterráneas en lugares donde no sejustifican por redes aéreas, asimismo se han adoptado equipos de protección y maniobras más eficientesrespetando en ambos casos la topología de la red y su trazado.Para el caso de las redes de media tensión se verificó que la composición inicial 33% red aérea y 67%red subterránea), no se encontraba justificada ya que existían zonas periféricas en donde era factibleemplear redes aéreas reconociéndose por tanto como red adaptada para la primera regulación tarifariauna composición de 73% de redes aéreas y 27% de redes subterráneas. Esta decisión se refuerza con eldesarrollo que se ha emprendido en Lima Metropolitana los últimos 10 años, con una composición similara lo adoptado.Se tuvo en cuenta que el costo unitario de una red subterránea de media tensión es aproximadamente 7veces superior a su equivalente aéreo.En las retenidas de los postes de redes aéreas se adoptó el uso del cable de acero galvanizado en lugar decables de alumoweld de mayor costo.Por otro lado no se valoraron los materiales de puesta a tierra instalados en las estructuras de la red aéreade media tensión, en razón a que el sistema adoptado para la distribución en mediana tensión para redesaéreas en la conexión delta.En las subestaciones de distribución se han efectuado asimismo un análisis de las instalaciones innecesarias,tales como subestaciones convencionales en aquellos lugares en los cuales se pueden prestar el mismoservicio con subestaciones de menor costo (áreas o compactas).


En redes secundarias, similarmente a las de media tensión, se revisó la tecnología empleada decidiéndosemantener la alternativa de red subterránea, al encontrarse que los costos de inversión eran similares a lasde una red aérea.SECTOR TIPICO 2 (MEDIANA DENSIDAD)

De manera similar que en el sector 1 se han cuestionado el uso de redes subterráneas, eliminándosecircuitos en lugares donde no se justifican, para reemplazarlos con redes aéreas que proveen el mismoservicio; asimismo se han utilizado equipos de protección y maniobras más eficientes respetando en amboscasos la topología de la red y su trazado.Las redes de media tensión, inicialmente con una composición de 41% de red subterránea y 59% de redaérea, se reestructuraron sustituyéndose aquellas fedes subterráneas fuera del centro de la ciudad,alcanzándose una nueva composición del 14% de red subterránea y 86% de red aérea. El crecimiento eneste tipo de sistemas se prevé sea predominantemente aéreo.En las subestaciones de distribución se efectuó similarmente un cuestionamiento de las instalacionesinnecesarias, encontrándose la necesidad de contar con subestaciones convencionales en aquellos lugaresen los cuales sea factible prestar el mismo servicio con equipos similares y de menor costo, las mismas quefueron reemplazadas con subestaciones aéreas biposte. Otras subestaciones convencionales se valoraron alcosto de SS/EE tipo compacto pedestal en el centro de la ciudad.En el caso de las redes de baja tensión el 98% de las redes se han valorado a costos de redes aéreasconsiderándose la diferencia 2% a costos de redes subterráneas, por justificarse excepcionalmente en lazona céntrica de la ciudad.SECTOR TIPICO 3 (BAJA DENSIDAD)

En el sector típico de baja densidad se consideró en su totalidad redes eléctricas aéreas para los sistemas dedistribución de media y baja tensión respetando en ambos casos la topología y trazado de la red.Para las instalaciones de distribución de media tensión se consideró la utilización de conductores dealuminio. Las subestaciones de distribución consideran predominantemente transformadores monofásicosy en los casos que se justifique transformadores trifásicos, eliminándose las subestaciones con conexióndelta abierta por ser técnica y económicamente ineficientes, por la mayor inversión y pérdidas técnicas enrelación a una subestación trifásica de la misma capacidad.En las instalaciones eléctricas de baja tensión se sustituyó la utilización de redes aéreas que eran de conductoresde cobre de madera con vanos promedio de 70 metros.El alumbrado público considerado para este sector, corresponde exclusivamente a lo indispensable y de acuer-do a los requerimientos de un sistema rural, limitándose únicamente a las plazas públicas y calles principales.Para determinar los costos de inversión para el sistema económicamente adaptado en el sector típico 3 secosideró como representativo de zonas urbano rurales a la localidad de Jauja y como representativos de laszonas eminentemente rurales a las localidades del Valle de Yanamarca. De esta manera se recalculó el valor dela totalidad de instalaciones del servicio eléctrico del Valle del Mantaro Norte, considerado como sector típico,donde el 15% corresponde a la composición Urbano-Rural y el 85% a la zona estrictamente rural.

COSTOS DE EXPLOTACIÓN

El sistema económicamente adaptado prevé la revisión de los costos de operación y mantenimiento de lossistemas de distribución, comparando los valores actuales con los de una empresa modelo operando encondiciones de eficiencia, es decir adecuadamente dimensionada y con costos racionales.Dicha revisión se efectúa diseñando en estándar personal y valorizándolos a precios de mercado. Dichoestándar debe encontrarse en niveles alcanzables para las condiciones vigentes.Con relación a los demás costos se han verificado que éstos se encuentran en niveles estándares internacionalesde empresas eléctricas de distribución eficientes.

APLICACIÓN DE LOS CRITERIOS DEL SISTEMA ECONOMICAMENTEADAPTADO PARA EL CALCULO DEL VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

La valorización de las inversiones de los sistemas de distribución para el reconocimiento del Valor Nuevo deReemplazo a que se refieren los Artículos 70, 76 y 77 de la Ley de Concesiones Eléctricas se efectúan consi-derando los mismos criterios del sistema de distribución económicamente adaptado descrito en los numeralesanteriores del presente anexo.Para la primera fijación tarifaria, la Comisión de Tarifas Eléctricas, mediante un modelo obtuvo los valoresnuevos de reemplazo, para cada concesión de distribución en función a la información preliminar que fueraalcanzado por las empresas distribuidoras, aplicando los correspondientes criterios de optimización según elsector típico al que corresponde el sistema eléctrico correspondiente. las empresas de distribución deberánpresentar la información definitiva considerando lo antes indicado.la obtención del valor nuevo de reemplazo de los sistemas de distribución permite efectuar la verificación derentabilidad del conjunto de concesiones similares, el mismo que en la primera fijación estuvo en el rangoprevisto en la Ley.


Donde «E», significa medición de energía,«P» medición o contratación de potencia, «p»cl ientes presentes en hora punta, y « fp»c l i e n t e s fuera de punta.

Estas opciones son factibles de ser elegidaspor el cliente de acuerdo al mejor uso que lepermita su diagrama de carga específico, be-neficiándose de esta manera de acuerdo a laactividad a la que se destine la energía. Sibien es cierto no existen tarifas con nombrepropio, sin embargo otorgan la posibilidadde beneficiarse mediante una adecuada selec-ción por parte del cliente. Dicho beneficiono es únicamente para el cliente sino para laempresa distribuidora generadora al apro-vechar mejor su inversión mediante una me-jor asignación de los recursos disponibles.

Para su aplicación no es indispensable contarcon registradores de máxima demanda de po-tencia, toda vez que se ha previsto la posibi-lidad de contratación de potencia, en cuyo casono se requiere medición. es así mismo facti-ble controlar mediante limitadores apropia-dos dicha potencia, especialmente para de-mandas en baja tensión, minimizándose eneste caso los costos de la medición de lasopciones horarias o binomias.

Las opciones tarifarias a nivel de detalle sepresentan en el siguiente cuadro

Anexo 4

Opciones tarifarias y Condiciones de Aplicación

Opciones tarifarias para el Mercado Regulado.

Las tarifas reguladas que comprenden el sector mayoritario del mercado, se encuentran normadas por laComisión de tarifas Eléctricas mediante sus resoluciones semestrales de precios en barra y de períodos decuatro años para los costos de distribución. En este sector se encuentran en general aquellos clientes atendidosen condiciones monopólicas por las empresas de distribución por lo que se hace necesario que sus tarifas seencuentren sujetas a control por parte de la autoridad reguladora. para estos clientes es muy difícil establecercondiciones de competencia en su abastecimiento por cuanto sería ineficiente para la economía contar con 2 ó3 empresas distribuidoras compitiendo para atenderlos, por cuanto requeriría que cada una de ellas instale suspropias redes eléctricas.

La restricción del monopolio natural se intenta levantar mediantela obtención de costos de un sistema de distribución, tomandocomo referencia una empresa modelo similar, operandoeficientemente y adecuadamente dimensionada, con la que com-pite la empresa real. Dichos costos se revisan cada cuatro años,seleccionando al mismo tiempo los sectores típicos de distribu-ción.

Con estos costos, la Comisión de Tarifas Eléctricas fija las tari-fas las mismas que son máximas, siendo factible que sus valoressean menores en los pliegos practicables de las empresas eléctri-cas. En este caso probablemente no cubran los costos de inver-sión y de explotación de los sistemas eléctricos, a menos quemediante un análisis costo/beneficio sea recomendable adoptaruna decisión de descuento.

A diferencia de las tarifas vigentes hasta el mes de Mayo de 1993,las actuales son opciones tarifarias de libre elección por parte de los clientes. En su diseño se han tomado encuenta el sistema de medición para cada alternativa y no el uso de dicha energía, no diferenciándose por tantoexplícitamente las tarifas industriales, comer-ciales, uso general, etc., en su concepción.las opciones tarifarias previstas en el mer-cado regulado son las siguientes:

• MEDIA TENSION- MT2: 2E2P- MT3: 2E1P.-Calificación: p y fp- MT4: 1E19.-Calificación: p y fp

• BAJA TENSION- BT2: 2E2P- BT3: 2E1P.-Calificación: p y fp- BT4: 1E1P.-Calificación: p y fp- BT5: 1E- BT6: 1P

OPCIONES TARIFARIAS

TARIFAS EN MEDIA TENSIONOpción Descripción Cargos que comprende

MT2 Tarifas con doble medición a)Cargo fijo mensualde energía activa y contra- b)Cargo por energía activa entación o medición de dos horas de puntapotencias. c)Cargo por energía activa en2E2P horas fuera de punta

d)Cargo por potencia en horasde punta

e)Cargo por exceso de potenciaen horas fuera de punta

f)Cargo por energía reactivaMT3 Tarifa con doble medición a)Cargo fijo mensual

de energía activa y contra- b)Cargo por energía activa entación ó medición de una horas fuera de puntapotencia. c)Cargo por energía activa en2E1P horas fuera de punta

d)Cargo por potenciaCalificación: e)Cargo por energía reactivaI) Clientes de puntaII)Clientes fuera de punta

MT4 Tarifa con simple medición a)Cargo fijo mensualde energía activa y contra- b)Cargo por energía activatación ó medición de una c)Cargo por potenciapotencia. d)Cargo por energía reactiva

1E1P

Calificación:

I) Clientes de punta

II)Clientes fuera de punta

T A R I F A S E N B A J A T E N S I O N

OPCION DESCRIPCION CARGOS QUE COMPRENDE

BT2 Idem MT2 Idem MT2



BT5 Tarifa con simple medición a)Cargo fijo mensualde energía activa b)Cargo por energía activa1E

BT6 Tarifa a pensión fija de a)Cargo fijo mensualpotencia b)Cargo por potencia

1P

OPCIONES TARIFARIAS PARA CLIENTES EN MEDIA TENSION Y

BAJA TENSIÓN


Condiciones de Aplicación para las Tarifas Reguladas

El mercado regulado se encuentra sujeto a las condiciones de aplicación que emite la Comisión de tarifasEléctricas específicamente con la Resolución Nº 010-93 P/CTE. Dichas condiciones son generales para elsistema tarifario y específico dependiente de la opción tarifaria.En primer lugar la aplicación se encuentra limitada por la clasificación de los sistemas eléctricos de las empre-sas en los sectores de distribución típicos (Sector 1 : Alta Densidad, Sector 2 : Media Densidad, y Sector 3 : BajaDensidad) los mismos que son identificados en la Resolución correspondiendo aplicar en dichos sistemas losvalores agregados y factores precisados para el sector típico que corresponda.Las condiciones generales definen básicamente los criterios a emplear para la facturación de la potencia lamodalidad de su contratación, la determinación de su valor y el procedimiento de facturación.Las condiciones específicas se refieren a las opciones de medición o contratación, la calificación de la carga delcliente y las restricciones para acceder a algunas tarifas.

Condiciones Generales :

Facturación de potencia: Se efectúan en dos modalidades a elección del cliente, siendo éstas la potencia contra-tada o la máxima demanda leída. Se factura dicho valor durante la vigencia anual de cada opción, representandoen general el costo fijo comprometido por parte de las empresas generadoras y distribuidora para la prestacióndel servicio. Dicho costo fijo representa la anualidad de la inversión de generación, transmisión y distribuciónasí como sus correspondientes costos de explotación, a excepción de los costos variables como el combustible.Lo anterior significa que dicho cargo deberá cobrarse aún aún cuando el consumo sea nulo o se encuentre desconec-tado por falta de pago durante la vigencia de la opción tarifaria. De no hacerlo la distribuidora asumiríalos costos de la compra de potencia y sus costos fijos sin retribución alguna.

POTENCIACONTRATADA

FACTURACIONPOR POTENCIA

MAXIMA DEMANDALEIDA

CLIENTE ELIGE LAOPCION MAS ADECUADA :- SE FACTURA AUN SI EL CONSUMO ES NULO O ESTA DESCONECTADO

POR FALTA DE PAGO- LA CONTRATACION ES ANUAL, RENOVABLE

CONDICIONES GENERALES

DE APLICACION


La modalidad de potencia contratada contempla la libre contratación de la potencia máxima de conexión con ladistribuidora, la que tiene validez de un año pudiendo renovarse automáticamente de no responder el cliente alaviso del vencimiento del contrato por parte de la distribuidora, la misma que se deberá efectuar con un plazomínimo de treinta días. La determinación de esta potencia define el límite de responsabilidad en la prestación delservicio, la distribuidora no está obligada a atender por encima de dicho valor durante el año de vigencia.Es importante señalar que la potencia contratada es un concepto distinto al que se empleaba con la ley anterior,en la que equivalía al derecho de conexión que tenía el cliente y generalmente su valor era más alto que losreales requerimientos de potencia que tenía el cliente con el concepto anterior, elevando la factura injustificada-mente. En el actual entorno, el concepto de potencia contratada se acerca más al término de «potencia suscrita»empleada hasta abril de 1993 por la Comisión de Tarifas Eléctricas. El cliente puede contratar la potencia másconveniente sin perder su derecho a ampliar su requerimiento en el futuro, tratándose en conclusión de aquellapotencia a emplear en los próximos doce meses.La contratación de potencia es libre, sujeta a la instalación de limitadores de capacidades disponibles en elmercado, no ampliando por tanto medición de potencia alguna. De no instalarse dicho limitador, la ResoluciónTarifaria ha previsto un método regulado, que se resume a continuación, exceptuando el limitador ó registradorde potencia.

Alternativamente, y a elección del cliente, se encuentra la opción de medición de máxima demanda para lafacturación de potencia. Probablemente es una alternativa a la que deberán acceder tanto el distribuidor comoel cliente a fin de registrar físicamente las variables a facturar y reflejar mejor la señal económica de la tarifa.Si bien la Ley precisa que el costo de la medición lo asume el cliente directamente, no significa que ladistribuidora exija equipos sofisticados de alto costo. En esta opción, al cliente le interesará optimizar sudemanda y observar los resultados en el corto plazo, a diferencia de la alternativa de potencia contratada en laque se requiere contratar al término del período anual.La novedad en la alternativa de demanda leída es la obtención de la potencia a facturar como el promedio de lasdos mayores demandas de los últimos doce meses, incluyendo el mes que se factura. Con este criterio seintenta representar aquella potencia promedio que la distribuidora pone a disposición del cliente en un períodoanual móvil.Los recargos de potencia, cuando éste se registre, no son penalizados en la oportunidad que se detectan,encontrándose facultada la empresa a exigir al cliente la inmediata recontratación. Lo anterior significa que ladistribuidora deberá estar permanentemente preocupada de efectuar un seguimiento de las demandas de losclientes.La facturación de la potencia, en ambas modalidades, y de la energía se efectúa considerando la vigencia delpliego tarifario respectivo, es decir proporcionalmente a los días respectivos de consumo en cada pliego cuandoel período de facturación esté conformado por fracciones de dos pliegos tarifarios.

Condiciones específicas

Estas condiciones de aplicación corresponden a alas distintas opciones tarifarias en particular de acuerdo a :

Opciones Tarifarias 2E2P (MT2 y BT2)

lllll CLIENTES DE M.T:- CAPACIDAD NOMINAL DEL TRANSFORMADOR

lllll CLIENTES DEL B.T.:- POTENCIA INSTALADA DE ALUMBRADO + CARGA

CONECTADA DE MOTORES Y/O ARTEFACTOS- LA CARGA CONECTADA SE AFECTA POR LOS

FACTORES DE SIMULTANEIDAD SEGUN RESOLUCIONCTE (entre 0.6 - 1.0)

lllll LOS CLIENTES PUEDEN SOLICITAR OTRASPOTENCIAS, PUDIENDO LA DISTRIBUIDORAEXIGIR LA INSTALACION DE UN LIMITADORNORMALIZADO

DETERMINACION DEPOTENCIA CONTRATADA


lllll MEDICION O CONTROLlllll CALIFICACION POR PARTE DE LA EMPRESA

DE CLIENTES COMO «DE PUNTA» O DE«FUERA DE PUNTA»

lllll CLIENTES «DE PUNTA» CUANDO: (ENERGIAMENSUAL H.P 150/DEMANDA MAXIMA)>=0.5,

lllll RECALIFICACION ANTE LA DIRECCIONGENERAL DE ELECTRICIDAD

CONDICIONES ESPECIFICASTARIFARIAS MT3, MT4, BT3 Y BT4

Esta opción horaria permite una mejor medición de la demanda del cliente, de acuerdo a la diferenciación deprecios en punta y fuera de punta tal como se señala:Opciones Tarifarias 2E1P, 1E1P (MT3, MT4, BT3 y BT4)

Al tenerse sólo una medición o contratación de potencia, se desconoce en esta opción si el cliente demanda lapotencia máxima en horas de punta o en horas fuera de punta. La resolución tarifaria ha previsto que laempresa distribuidora califique el consumo del cliente mediante dos alternativas, es decir, como «de punta» o«fuera de punta» según un procedimiento regulado para este fin. Con dicha calificación se intenta asignar loscostos de acuerdo a los estudios de caracterización de la carga para este tipo de clientes. si en algún momentoel cliente estima que se está haciendo perjudicado con dicha calificación, le queda la alternativa de elegir la opción2P2E u otra más conveniente.

Opciones Tarifarias 1E ó 1P (BT5 y BT6)

lllll En estas opciones simplificadas en su medición, la limitación principal es el límite establecido para acceder aellas. A diferencia de las anteriores opciones, en éstas el ingreso es limitado. Sin embargo un cliente de la tarifaBT5 puede acceder a otras acciones tarifarias cualquiera fuera su potencia conectada.

lllll BT5: SOLO PARA CLIENTES DE POTENCIACONECTADA MENOR DE 10kW O CONLIMITADOR DE HASTA 10kW

lllll BT6: SOLO PARA CLIENTES DE POTENCIACONECTADA MENOR DE 3kW CONLIMITDOR DE POTENCIA (TARIFATRANSITORIA)

CONDICIONES ESPECIFICASTARIFAS BT5 Y BT6


Anexo 5

FORMULAS TARIFARIAS PARA LOS CLIENTES REGULADOS Y PLIE-GOS TARIFARIOS RESULTANTESLa Comisión de Tarifas Eléctricas ha establecido un conjunto de fórmulas tarifarias aplicables a los clientesfinales, diferenciando por tanto dichos valores para los diversos sistemas eléctricos. Corresponde por tanto acada empresa aplicar dichas fórmulas y obtener sus respectivos pliegos tarifarios.Un concepto general de cálculo tarifario se resume en la siguiente figura:

CALCULO DE LAS TARIFAS

VAD MTVAD BTCFE,S,HCER

VARIABLESDE CALCULO

CONSTANTESDE CALCULO

MODELO DECALCULO

FCPPMT,BTFCFPMT,BTCMT,BT PPCMT,BT FPPEMT,BTPPMT,BTNHUMS

PTP MT,BTEp (anual)

P. BARRA EQUIV.M.T.

CARGOS MAXIMOSPOROPCION TARIFARIA

M.T. y B.T.

c bc

c

obteniéndose por tanto los valores tarifarios en función de 3 variables:

● ● ● ● ● Corresponde a los cargos de potencia y energía de la barra base publicada, referidos a la barra de media tensión.

●●●●● La barra de media tensión es donde se inicia el Sistema de Distribución (VAD), toma en cuenta la transformación y la distancia promedio (MW -km) de la transmisión.

A. PRECIOS EN LA BARRA EQUIVALENTE DEMEDIA TENSION


●●●●● VAD MT : Valor Agregado de Distribución enM.T, en S/./kW-mes

● VAD B.T.: Valor Agregado de Distribución enB.T., en S/./kW-mes

● CF E, S, H: Cargo Fijo Mensual para medidorsimple, potencia contratada y tarifas horarias,en S/./mes

● CER : Cargo por Energía reactiva queexceda al 30% de la energía activa totalmensual, en cS/./kVarh

B. VARIABLES DE CALCULO

● FCPPMT, BT: Factor de coincidencia para demandas depunta en MT y BT

● FCPPMT, BT: Factor de coincidencia para demandas fuerade punta en MT y BT.

● CMT,BTPP:Factor de Contribución en MT y BT parademandas presentes en punta

● CMT,BTFP: Factor de Contribución en MT y BT parademandas fuera de punta

● PEMPT,BT:Factor de expansión de pérdidas de energía en MTy BT

● PPMPT,BT:Factor de expansión de pérdidas de potencia enMT y BT

● NHUMS: Número de horas en uso en medidores simples

● PTPMT,BT:Factor de corrección del VADMT,BT

● EP: Factor de ponderación de la energía para tarifasmonomias.

C. CONSTANTES DE CALCU-


La aplicación tarifaria se efectúa en un modelo de cálculo simplificado elmismo que relaciona las variables antes indicadas y obtiene el pliego tarifariocorrespondientes. La formulación correspondiente se detalla en la Resolu-ción Nº 010-93 P/CTE.

La actualización de las variables es como sigue: La variable a), se actua-liza mensualmente, de acuerdo a la Resolución de Precios en Barra fijadasemestralmente, la variable b), se fija en términos reales para un períodode cuatro años, actualizándose mensualmente de acuerdo a la variación delos parámetros macroeconómicos involucrados, y la variable c), es constan-te para los cuatro años de aplicación tarifaria excepción del factor deponderación de la energía Ep que es anual. En resumen, dichas variables,establecen las reglas de juego de la empresa distribuidora, siendo factibleque ésta inicie una gestión comercial que le permita un mejor resultadocomo producto de los niveles de eficiencia que alcance.

Los cargos obtenidos con la formulación anterior son máximos, siendo lospliegos practicables menores a éstos, de acuerdo a un factor de coberturaque vienen aplicando las empresas en tanto se alcance los niveles máxi-mos.. En todo caso, la preocupación de la Comisión de Tarifas Eléctricases que la factura para un cliente a tarifa máxima no sea sobrepasada por lafactura con la tarifa practicable, considerando los mismos consumos.Lo anterior otorga la oportunidad a que las empresas puedan ofertar opcio-nes tarifarias adicionales que descuenten dichos valores ofreciendo porejemplo una tarifa preferencial a aquellos clientes que no demanden poten-cia en horas de punta.

Un aspecto relevante de este nuevo sistema eléctrico es la diferenciaciónde los precios por cada sistema eléctrico, siendo distinto para 2 sistemas,aún cuando los sectores de distribución sean similares por cuanto estánreferidos a dos barras distintas. Si bien el margen del distribuidor serásimilar, sin embargo las tarifas serán distintas, denotando éste último con-cepto que al distribuidor le interesará principalmente cuál es el valor agre-gado de distribución antes que el precio en barra del sistema.

En los siguientes cuadros, se presentan los siguientes precios en barra ycostos de transmisión resultantes de la Resolución 009-93 P/CTE y Nº011-93 P/CTE para los meses de noviembre 1993 y marzo 1994.Igualmente, en lo referente a los pliegos tarifarios para clientes finales sepresentan a manera de referencia los pliegos máximos de Lima Metropoli-tana para los meses de Noviembre 1993 (vigencia Nov 93 - Ene 94) y Febre-ro (vigencia a partir de Feb 94).


Noviembre, Diciembre 1993 y Enero 1994

PRECIO DE BARRA EN SUB-ESTACION BASE

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTEPiura Oeste 220 14.03 2.64 10.96 5.48Chiclayo Oeste 220 13.85 1.34 10.82 5.41Guadalupe 220 13.89 0.69 10.81 5.41Trujillo Norte 220 13.83 0.00 10.73 5.36Chimbote 1 220 13.48 0.00 10.42 5.21Paramonga 220 13.32 0.00 10.18 5.09Zapallal 220 13.12 0.00 9.94 4.97Ventanilla 220 13.16 0.00 9.97 4.98Lima 220 13.27 0.00 10.01 5.01Independencia 220 12.92 0.00 9.80 4.90Ica 220 13.04 0.22 9.90 4.95Marcona 220 13.20 0.57 10.04 5.02Huancavelica 220 12.48 0.00 9.39 4.69Mantaro 220 12.31 0.00 9.25 4.62Pachachaca 220 12.81 0.00 9.66 4.83Huayucachi 220 12.54 0.00 9.44 4.72Cachahuanca 220 12.95 0.00 9.76 4.88Huallanca 138 13.16 0.00 10.10 5.05SISTEMA ELECTRICO SUR ESTEMachupicchu 138 10.09 0.00 5.88 2.94Cusco 138 10.93 0.00 6.29 3.15Tintaya 138 12.71 0.73 6.52 5.22Juliaca 138 13.97 3.85 9.20 4.60SISTEMA ELECTRICO SUR OESTESocabaya 138 12.13 0.00 8.56 4.28Toquepala 138 12.27 0.49 8.65 4.32Aricota 138 12.19 1.05 8.61 4.31Aricota 66 12.19 1.32 8.61 4.31Tomasiri 66 12.74 2.21 8.94 4.47Tacna 66 13.07 2.86 9.13 4.57SISTEMAS AISLADOSTípico A MT 14.84 0.00 12.76 12.76Típico B MT 14.84 0.00 8.45 8.45

BARRAS Tensión PPB CPSEE PEMP PEMFBASE kv S/./KW-mes ctm. S/./kw.h ctm. S/./kw.h ctm. S/./kw.h

CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSFORMACIÓN (CBPST)

CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSPORTE (CBPSL)

COSTOS DE DISTRIBUCION Y CARGOS FIJOS

Sistema M.A.T. a A.T. M.A.T. a M.T. A.T. a M.T.S/./kw-mes S/./kw-mes S/./kw-mes

S.I.CN.: Lima Met. 0.617 1.384 0.767S.I.C.N.: Otros 0.807 2.142 1.335S.I.S.O. 0.744 2.079 1.335

S.E.S.E. 0.744 2.079 1.335

Nivel de Tensión S/./kw/mes-kmEn 220 kv 0.00947En 138 kv 0.02003En A.T.: Lima Metropolitana 0.02198

En A.T.: Resto 0.02590

Parámetros Sector 1 Sector 2 Sector 3VADMT (S/./kw-mes) 5.857 5.728 8.667

VADBT (S/./kw-mes) 18.277 18.305 23.663

CFE (S/. - mes) 1.157 1.157 1.206

CFS (S/. - mes) 2.036 2.036 2.124

CFH (S/. - mes) 2.997 2.997 3.128

CER (S/./KVarh) 0.0271 0.0271 0.0271


Febrero - Marzo 1994

PRECIO DE BARRA EN SUB-ESTACION BASE

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTEPiura Oeste 220 14.22 2.71 11.44 5.72Chiclayo Oeste 220 14.04 1.37 11.29 5.65Guadalupe 220 14.08 0.71 11.28 5.65Trujillo Norte 220 14.02 0.00 11.20 5.59Chimbote 1 220 13.66 0.00 10.88 5.44Paramonga 220 13.50 0.00 10.63 5.31Zapallal 220 13.30 0.00 10.38 5.19Ventanilla 220 13.34 0.00 10.41 5.20Lima 220 13.45 0.00 10.45 5.23Independencia 220 13.10 0.00 10.23 5.11Ica 220 13.22 0.23 10.33 5.17Marcona 220 13.38 0.58 10.48 5.24Huancavelica 220 12.65 0.00 9.80 4.90Mantaro 220 12.48 0.00 9.66 4.82Pachachaca 220 12.99 0.00 10.08 5.04Huayucachi 220 12.71 0.00 9.85 4.93Cachahuanca 220 13.13 0.00 10.19 5.09Huallanca 138 13.34 0.00 10.54 5.27SISTEMA ELECTRICO SUR ESTEMachupicchu 138 10.23 0.00 6.12 3.06Cusco 138 11.08 0.00 6.55 3.28Tintaya 138 12.89 0.75 6.79 5.44Juliaca 138 14.17 3.94 9.58 4.79SISTEMA ELECTRICO SUR OESTESocabaya 138 12.30 0.00 8.91 4.46Toquepala 138 12.44 0.50 9.01 4.50Aricota 138 12.36 1.08 8.97 4.49Aricota 66 12.36 1.35 8.97 4.49Tomasiri 66 12.92 2.26 9.31 4.65Tacna 66 13.26 2.92 9.51 4.76SISTEMAS AISLADOSTípico A MT 15.05 0.00 12.85 12.85Típico B MT 15.05 0.00 9.09 9.09

BARRAS BASE Tensión PPB CPSEE PEMP PEMFkv S/./KW-mes ctm. S/./kw.h ctm. S/./kw.h ctm. S/./kw.h

CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSFORMACIÓN (CBPST)

CARGO BASE POR PEAJE SECUNDARIO POR TRANSPORTE (CBPSL)

COSTOS DE DISTRIBUCION Y CARGOS FIJOS

Sistema M.A.T. a A.T. M.A.T. a M.T. A.T. a M.T.S/./kw-mes S/./kw-mes S/./kw-mes

S.I.CN.: Lima Met. 0.629 1.412 0.783S.I.C.N.: Otros 0.823 2.185 1.363S.I.S.O. 0.759 2.121 1.363

S.E.S.E. 0.759 2.121 1.363

Nivel de Tensión S/./kw/mes-kmEn 220 kv 0.00971En 138 kv 0.02052En A.T.: Lima Metropolitana 0.02248

En A.T.: Resto 0.02649

Parámetros Sector 1 Sector 2 Sector 3VADMT (S/./kw-mes) 6.096 5.948 8.938

VADBT (S/./kw-mes) 19.159 18.988 24.414

CFE (S/. - mes) 1.196 1.196 1.247

CFS (S/. - mes) 2.104 2.104 2.195

CFH (S/. - mes) 3.098 3.098 3.233

CER (S/./KVarh) 0.0274 0.0274 0.0274


PLIEGO TARIFARIO : FEBRERO 1994 EMPRESA : ELECTROLIMA S.A :SIST. ELECTRICO : LIMA METROPOLITANA

TARIFA MT2 : TARIFA HORARIA CON MEDICION DOBLE DE ENERGIA YCONTRATACION O MEDICION DE DOS POTENCIAS.- 2E2P

Cargo Fijo mensual S/. cliente 3.00 3.10Cargo por Energía en punta Cent S/. kWh 10.51 10.97Cargo por Energía fuera de punta Cent S/. kWh 5.26 5.49Cargo por potencia contratada o máximademanda leída en horas de punta S/. kW-mes 20.17 20.60Cargo por exceso de potencia en horas fuera de punta S/. kW-mes 5.10 5.30Cargo por Energía reactiva que exceda del 30% deltotal de la energía activa Cent S/. kVarh 2.71 2.73

TARIFA MT3: TARIFA HORARIA CON MEDICION DOBLE DE ENERGIA YUNA POTENCIA CONTRATADA.- 2E1P

Cargo Fijo mensual S/. cliente 2.04 2.11Cargo por Energía en punta Cent S/. kWh 10.51 5.49Cargo por Energía fuera de punta Cent S/. kWh 5.26 5.49Cargo por potencia contratada o máxima demandaleída para clientes:

Presentes en punta S/. kW-mes 16.55 16.93Fuera de punta S/. kW-mes 9.94 10.22

Cargo por energía reactiva que excede del 30% deltotal de la energía activa Cent S/. kVarh 2.71 2.73

TARIFA MT4: TARIFA CON SIMPLE MEDICION DE ENERGIAY UNA POTENCIA CONTGRATADA.- 1E1P

Cargo Fijo mensual S/. cliente 2.04 2.11Cargo por Energía Cent S/. kWh 6.74 7.04Cargo por potencia contratada o máxima demandaleída para clientes:

Presentes en punta S/. kW-mes 16.55 16.93Fuera de punta S/. kW-mes 9.94 10.22

Cargo por energía reactiva que exceda del 30% deltotal de la energía activa. Cent S/. kVarh 2.71 2.73

TARIFAS PARA SUMISITROS CON ALIMENTACION A TENSIONES NOMINALESEN BAJA TENSION (HASTA 440 VOLTIOS)

TARIFA BT2: TARIFA HORARIA CON MEDICION DOBLE DE ENERGIA YCONTRATACION O MEDICION DE DOS POTENCIAS.- 2E2P

Cargo Fijo mensual S/. cliente 3.00 3.10Cargo por Energía en punta Cent S/. kWh 12.61 13.17Cargo portotal de la energía activa. Cent S/. kVarh 2.71 2.73Energía fuera de punta Cent S/. kWh 6.31 6.59Cargo por potencia contratada o máximademanda leída en horas de punta S/. kW-mes 40.29 41.57Cargo por exceso de potencia en horas fuera de punta S/. kW-mes 15.72 16.47Cargo por energía reactiva que exceda del 30% deltotal de la energía activa Cent S/. kVarh 2.71 2.73

TARIFA BT3: TARIFA HORARIA CON MEDICION DOBLE DE ENERGIA Y UNA POTENCIA CONTRATADA.- 2E1P

Cargo Fijo mensual S/. cliente 2.04 2.11Cargo por Energía en punta Cent S/. kWh 12.61 13.17Cargo por Energía fuera de punta Cent S/. kWh 6.31 6.59Cargo por potencia contratada o máxima demandaleída para clientes:

Presentes enpunta S/. kW-mes 38.08 39.34Fuera de punta S/. kW-mes 24.00 24.94

Cargo por energía reactiva que exceda del 30% deltotal de la energía activa Cent S/. kVarh 2.71 2.73

TARIFA BT4: TARIFA HORARIA CON MEDICION DOBLE DE ENERGIAY UNA POTENCIA CONTRATADA.- 1E1P

Cargo Fijo mensual S/. cliente 2.04 2.11Cargo por Energía Cent S/. kWh 8.09 8.44Cargo por potencia contratada o máxima demandaleída para clientes:

Presentes en punta S/. kW-mes 38.08 39.34Fuera de punta S/. kW-mes 24.00 24.94Alumbrado público S/. kW-mes 43.32 44.70

Cargo por energía reactiva que exceda del 30% deltotal de la energía activa Cent S/. kVarh 2.71 2.73

TARIFA BT5: TARIFA CON SIMPLE MEDICION ENERGIACargo Fijo mensual S/. cliente 1.16 1.20Cargo por Energía en punta Cent S/. kWh 18.92 19.62

TARIFA BT6: TARIFA PARA CLIENTES A PENSION FIJACargo Fijo mensual S/. cliente 1.16 1.20Cargo mensual por potencia Cent S/. Watt 7.57 7.85

TARIFAS PARA SUMINISTROS CON ALIMENTACION A TENSIONES NOMINALES Tarifa Max Tarifa MaxEN MEDIA TENSION UNIDAD Nov 94 Feb 94

cte sector energÍa y minas comisiÓn de … · aprobar la publicación de los documentos ... los...

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