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10 de febrero de 2009

CRITERIOS, MODELOS Y METODOLOGÍA CRITERIOS, MODELOS Y METODOLOGÍA UTILIZADOS PARA LA REGULACIÓN DE LAS UTILIZADOS PARA LA REGULACIÓN DE LAS

TARIFAS Y COMPENSACIONES DE LOS SISTEMAS TARIFAS Y COMPENSACIONES DE LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE

TRANSMISIÓN TRANSMISIÓN

(periodo 2009 – 2013)

AUDIENCIA PÚBLICA

Ing. Jaime Mendoza Gacon

Gerente de la División de Generación y Transmisión

2

Contenido

I. AntecedentesII. CriteriosIII. MetodologíaIV. Principales Problemas de las PropuestasV. Resultados Obtenidos

I. Antecedentes

44

Transmisión

La Transmisión dentro del Sector Eléctrico

Para disfrutar la energía eléctrica se requieren tres cosas: generarla, transportarla y distribuirla

GeneraciónGeneración Distribución

Transmisión DistribuciónGeneración Demanda

55

La Transmisión

Instalaciones que permiten llevar la energía desde las centrales de generación, hasta los sistemas de distribución de la energía. Las instalaciones de transmisión también son las que interconectan distintos de sistemas eléctricos, para aprovechar la energía de menor costo de zonas lejanas.

En el Perú las instalaciones de transmisión son: Las líneas con tensión > 30 Kilovoltios Las subestaciones de transmisión con tensión

mayor a 30 kV

6

EcuadorEcuadorColombiaColombia

Brasil

Bolivia

OcéanoPacífico

Chiclayo

Guadalupe

Trujillo

Chimbote

Paramonga

Independencia

San Juan

Marcona

Ica

Paragsha

Yanango

Zorritos

Talara

Cañón del Pato

CahuaHuachoYaupi

Quencoro

CachimayoMachupicchu

Cusco

Tintaya Azángaro

JuliacaPuno

Aricota

TacnaIlo 1

Tv Ilo 2

Chilina

Charcani V

Mantaro

Abancay

San Nicolás

Socabaya

Piura

Aguaytía

Pucallpa

Tingo María

Carhuaquero

Cajamarca

Vizcarra

ChavarríaVentanillaZapallal

Santa Rosa

San Gabán

Chimay

Cotaruse

Tumbes

Moquegua

Huánuco

Toquepala

Charcani I, II, III, IV y VIBotiflaca

Huancavelica

Huaraz

Gallito Ciego

Mollendo

PacasmayoTrupal

Restitución

Trujillo Sur

GeraMoyobamba

Bellavista

Tarapoto

Poechos

CurumuyPaita Sullana

Sistema Sistema Eléctrico Eléctrico Interconectado Interconectado Nacional Nacional (SEIN)(SEIN)

220 kV220 kV138 kV138 kV30-69 kV30-69 kV

Líneas de Transmisión DT Líneas de Transmisión DT STST

Central HidroeléctricaCentral HidroeléctricaCentral TermoeléctricaCentral TermoeléctricaSubestación EléctricaSubestación Eléctrica

Máxima Demanda de Potencia 3966 MWMáxima Demanda de Potencia 3966 MW

220 kV

138 kV

CAMISEA

Ducto Gas NaturalDucto Gas Natural

7

Permite mayor predictibilidad, toda vez que oportunamente se han emitido las normas que reducen la incertidumbre para los administrados.

“Criterios, Metodología y Formularios para las Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión” (Resolución OSINERGMIN Nº 023-2008-OS/CD).

“Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión” (Resolución OSINERGMIN Nº 024-2008-OS/CD).

“Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica” (Resolución OSINERGMIN Nº 022-2008-OS/CD).

“Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión” (Resolución OSINERGMIN Nº 343-2008-OS/CD).

“Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT” (Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008-OS/CD).

“Porcentajes para Determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento de las Instalaciones de Transmisión” (Resolución OSINERGMIN Nº 635-2007-OS/CD).

El presente proceso de regulación tarifaria

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Pirámide Jerárquica del Nuevo Marco Regulatorio de la Transmisión

Ley 28832y LCE

Reglamento de Transmisión (D.S. 027-2007)

Reglamento de la LCE

Norma Tarifas SST-SCT (Res. 023-2008-OS/CD)

Procedimientos Específicos:• Módulos Estándares de Inversión (Res 343-2008-OS/CD)

• Porcentajes de COyM (Res 635-2007-OS/CD)• Áreas de Demanda (Res 634-2007-OS/CD)

• Altas y Bajas (Res 024-2007-OS/CD)• Liquidación (Res 022-2008-OS/CD)

•Asignación de Cargos de Transmisión SST/SCT (Res 383-2008-OS/CD)

9

Diferencias

Norma Antes Ahora

Criterios Estuvo vigente la 165-2005.

Rige la 023-2008, adecuado a la Ley 28832.

Áreas de Demanda No existían las áreas de demanda.

Se establecen áreas donde se aplica un único peaje.

Módulos Estándares La valorización lo presentaba la empresa, según sus costos.

Lo establece OSINERGMIN.

COyM Lo determinaba cada empresa en función a sus costos.

Lo establece OSINERGMIN.

Altas y Bajas No presentaban información.

Se establece la presentación de información, en los casos se produzcan las altas y/o bajas.

Liquidación No se realizaba Se efectúa cada año

10

Etapas previas a la Audiencia Pública

II. Criterios

12

Criterios Generales (1)

Metodología definida en la Resolución OSINERGMIN Nº 0023-2008-OS/CD

15 Áreas de Demanda donde se aplica el mismo peaje a todos los usuarios por el uso de las instalaciones del SST y SCT.

Áreas 1 a 14

Área 15 – demanda a nivel nacional

13


Instalaciones asignadas total o parcialmente a los Usuarios

Usuarios Menores Usuarios regulados y libres cuya demanda

máxima es menor a 2,5 MW

Usuarios Mayores Usuario libre cuya demanda máxima es mayor a

2,5 MW

Período de proyección: 10 años a partir del año de vigencia de la fijación de tarifas Año 0 histórico: 2007 Año 0 proyección: 2008

14


Variable a proyectar: Ventas de energía sin incluir pérdidas en MT y BT

Usuarios menores: Ventas totales del área de demanda mediante modelos econométricos.

Usuarios mayores: Ventas por usuarios libre en base a sus requerimientos.

Nuevas demandas Documentación que sustente la demanda y

cronograma de incorporación

15


Instalaciones asignadas total o parcialmente a los Generadores

Período de proyección: 4 años a partir del año de vigencia de la fijación de tarifas

Requerimientos de capacidad de transmisión de las centrales de generación

Conversión de proyección de energía en potencia Coincidente a nivel de MT Coincidente con el Sistema Eléctrico Coincidente con el SEIN

III. Metodología

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Flujograma del Proceso de Cálculo

Criterios para determinar el SER

Costos de Inversión

Costos Estándares de Inversióny % para determinar COyM

Ingresos Tarifarios

Proyección de Demanda

CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de actualización

Información del STAsignación responsabilidad

de pago

Definición del SER

Factores de Pérdidas

Costos Estándares de OyM

Proyección de la Demanda

19

Proyección de la Demanda (Etapas)

Recopilación de Información

Proyección de la demanda de energía

Conversión de Proyección de energía a potencia

Caracterización espacial de la carga

20

Recopilación Información Requerida (1)

Se dispondrá de la siguiente información:

Factor de Carga (FC), Factor de Contribución a la Punta (FCP) y Factor de Simultaneidad (FS), para Usuarios Menores, por cada nivel de tensión de cada SET.

Para Usuarios Menores, registro de la potencia cada 15 minutos de alimentadores y transformadores de SETs para el día de máxima demanda del sistema eléctrico.

Factor de participación en potencia a la hora de máxima demanda del sistema eléctrico (FPHMS) de Usuarios Menores.

Factor de participación en energía respecto a la demanda de energía total del Área de Demanda (FPMWHS) de Usuarios Menores.

21


Variables independientes

PBI por Departamentos Fuente: INEI

“Perú: Compendio Estadístico 2003” “Producto Bruto Interno por Departamentos

2001 – 2006”

Población por Departamentos Censos Nacionales de Población 1993 y 2005 Fuente: INEI

Clientes por sistema eléctrico Fuente: Base de datos OSINERGMIN

22


Información Histórica Ventas de energía Usuarios Menores

Regulados: Ventas anuales de energía por sistema

eléctrico Fuente: Propuestas de titulares y Base de datos

OSINERGMIN Período 1996 – 2007

Libres: Ventas anuales de energía por cliente libre Fuente: Propuestas de titulares y Base de datos

OSINERGMIN Período 1998 - 2007

23


Otros datos de demanda

Datos de demanda de cada Usuario Mayor (Máxima Demanda, Demanda coincidente con Máxima Demanda del SEIN, Energía, FCP, FS), así como, las encuestas de evolución de su demanda.

Demandas nuevas o proyectos de expansión a incorporarse en el sistema eléctrico sustentados (según lo señalado en el numeral 7.2.8 de la NORMA TARIFAS).

24

Caracterización espacial de la carga

Se determinó la densidad de carga en cuadriculas de 1 km2 y se identificaron las SET existentes, los Usuarios Mayores y las demandas nuevas, por cada sistema eléctrico.

25

Proyección demanda energía Usuarios Menores (1)

Modelos tendenciales

Proyección a partir de curvas determinísticas.

Reflejan la tendencia global de la serie durante el período histórico.

Dependen de la evolución de la variable en el pasado.

Se consideran curvas de tipo lineal, logarítmicas, curvas cuadráticas con y sin logaritmos.

26


Modelos econométricos Incorporan variables explicativas que resulten

significativas para representar la evolución de las ventas de energía.

Se consideran modelos que incorporen las siguientes variables: PBI PBI + Población PBI + Clientes PBI + variables Ventas de energía rezagada un

período

27


Complementación de los métodos de proyección

1. Hasta el año 2011: Resultados del modelo econométrico.

2. Se fija un horizonte de proyección para el período 2012-2018 en base a los resultados del modelo de tendencia seleccionado.

28


Proyección de Variables Explicativas Proyección del PBI: Para desagregar la proyección del

PBI Nacional se calcula un factor que relaciona la tasa de crecimiento del PBI departamental con la Nacional durante el período histórico. Se promedia el factor de los años 2005 y 2006 y se aplica a la tasa de crecimiento estimada por el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) hasta el año 2011, publicada en el “Marco Macroeconómico Multianual 2009-2011 (Actualizado al mes de Agosto de 2008)”.

Proyección de Población Regional: En Base a las estimaciones quinquenales entre 1995 y 2015 del INEI.

Proyección de Clientes: Estimación de modelos de tendencia.

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Proyección demanda energía Usuarios Mayores

Se consideran cargas concentradas en cada punto de suministro y sus respectivas tendencias o planes de crecimiento.

Las tendencias de crecimiento de la demanda de los Usuarios Mayores debe efectuarse de manera individual, reconociendo el comportamiento particular de sus consumos.

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Proyección demanda energía Demandas Nuevas

Se consideran como demandas a las reconocidas en el Estudio de Fijación de Precios en Barra vigente y aquellas que cuenten con solicitudes de factibilidad de suministro para nuevas cargas.

La proyección de estas demandas debe estar sustentada en los estudios de factibilidad de suministro o en estudios de instituciones como el Ministerio de Energía y Minas, Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales, entre otros.

31

Proyección de Potencia

Tres niveles de coincidencia

A nivel de MT: Aplicación de FPMWHS, FC y FCP a la Demanda

de Energía

A nivel de Sistema Eléctrico: Aplicación de FPHMS

A nivel del SEIN Aplicación del FS

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Esquema de ProyecciónUsuarios Menores

Datos Históricos

Información Base

Datos Proyectados

Ventas Anuales Área de

Demanda

Ventas Anuales

ProyectadasPBI – Pobl –

Clie - TPérdidas

Demanda de Energía Anual

ProyectadasFPMWHSFC - FCP

Potencia Coincidente

SET

FPHMS


Sistema Eléctrico


SEIN

FS

Usuarios Mayores

Máxima Demanda

Cliente Libre

FCP


Sistema Eléctrico


SEIN

FS

Demandas Adicionales PROYECCIÓN

ÁREA DE DEMANDA

Modelos Econométricos

Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)

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Criterios Generales

El dimensionamiento de la capacidad de las instalaciones se efectúa conforme al principio de adaptación a la demanda.

El estudio de planeamiento comprende todas las subestaciones de transmisión del SST y SCT que alimenten una misma Área de Demanda, incluyendo las instalaciones de comunicaciones y control necesarias para su óptima operación.

El SER debe determinarse a partir de la evaluación de distintas alternativas técnicamente viables, aplicando el criterio de mínimo costo (costos inversión, costos operación y mantenimiento y pérdidas de potencia y energía).

Los elementos que forman parte del sistema se dimensionan considerando máximos valores de potencia que fluyen a través de los mismos, considerando condiciones de operación máxima.

En los años comprendidos en el horizonte de planeamiento, se busca optimizar el uso de las instalaciones existentes antes de añadir instalaciones o equipamiento adicional.

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Criterios Específicos De acuerdo con lo señalado en la Disposición Transitoria de la

NORMA TARIFAS, se toma como base la topología del sistema existente al 23 de julio del 2006 y las instalaciones que se hayan construido y/o puesto en servicio a la fecha.

La ubicación de las SET existentes se consideran fijas a lo largo del periodo de planeamiento.

La configuración de barras de las nuevas SET son las que se consideran necesarias para la operación del sistema integral.

Para el dimensionamiento de las líneas de transmisión y las SET, se considera un Factor de Utilización (f.u.) máximo de 1,0, en condiciones de operación normal y de máxima demanda.

Se considera un factor de potencia mínimo de 0,95 para todas las demanda eléctricas.

Para la instalación de transformadores de potencia adicionales a los existentes, se consideran características y tamaños de módulos estándares aprobados por OSINERGMIN.

Como parte de la optimización del uso de instalaciones existentes se considera rotación de transformadores y transferencia de carga entre SET, siempre que estas soluciones sean más eficientes que construir nuevas instalaciones.

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Costos de Inversión y COyM

Los Costos de Inversión del SER determinado por OSINERGMIN, se han obtenido aplicando los costos de los módulos estándares de inversión aprobados mediante Resolución OSINERGMIN N° 343-2008-OS/CD y modificatorias.

Los costos de operación y mantenimiento se han determinado aplicando los porcentajes respecto del costo de inversión, aprobados mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.

37

Factores de Pérdidas Medias

Factores de Pérdidas Medias (FPMd) se emplean para expandir los Precios en Barra desde Barras de Referencia de Generación hasta las barras de MAT, AT y MT de los SST o SCT (Art 19º NORMA TARIFAS).

Los FPMd son dos: Factores de Pérdidas Medias de Potencia

(FPMdP) Factores de Pérdidas de Medias de Energía

(FPMdE)

Se determina un único valor de los FPMd, por cada Área de Demanda y nivel de tensión.

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Factores de Pérdidas Medias

39

Ingreso Tarifario (cuando sea necesario)

Se aplican los mismos criterios empleados para el Sistema Principal de Transmisión

Se calcula únicamente para MAT o MAT/MAT que se encuentren conectados entre dos barras para las

cuales se han fijado precios en Barra

La asignación de responsabilidad de pago será determinado por el COES, cada mes con el mismo

procedimiento aplicado para el Sistema Principal de Transmisión

Cálculo de Peajes

41

CMA SSTD

De acuerdo al Artículo 24º de la NORMA TARIFAS, el CMA de las empresas titulares de SSTD se calcula por única vez para cada una de ellas, como la suma de los ingresos por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario que se vienen percibiendo por el total de las instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes al 23 de julio de 2006.

Para ello se emplean los siguientes datos:

Demanda de energía correspondiente al periodo anual comprendido desde el mes de agosto de 2005 hasta julio de 2006.

Peaje, factores de pérdidas marginales y Tarifas en Barra vigentes al 31 de marzo de 2009

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CMA SSTD

nnnnnnnnn

tSSTD

FPMEPFPMEPPEmPPD

fc

FPMGPFPMGPPPBDCMA

1

111, 100

)]()[(

87602

)(

CMASSTD,t: CMA del SSTD del titular “t” en Nuevos Soles (S/.) n : Nivel de tensión 1=MAT, 2=AT y 3=MT. Dn : Sumatoria de las demandas de energía aguas abajo de cada nivel

de tensión “n”. No incluye las pérdidas en transmisión. Cuando el nivel de tensión es MT incluye las pérdidas en MT y BT. Se expresa en kWh.

Pn : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n” en ctm S/./kWh fijado para el titular “t”.

Pn-1 : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n-1”en ctm S/./kWh fijado para el titular “t”.

FPMGPn-1: Factor de pérdidas marginales de potencia acumulado hasta el nivel de tensión “n-1”.

FPMGEn-1: Factor de pérdidas marginales de energía acumulado hasta el nivel de tensión “n-1”

PPB : Precio de Potencia en la Barra de Referencia de Generación, en S/.kW-año.

PEm : Precio medio de energía en la Barra de Referencia de Generación (BRG), en ctms S/./kWh igual a

PEm = 0,35 * PEBP + 0,65 * PEBF PEBP : Precio de energía en la BRG en horas de punta. PEBF : Precio de energía en la BRG en horas fuera de punta.

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CMA SSTD – Esquema de Cálculo

Demanda Clientes Libres

x SE x NTAgo/ 05 – Jul/06

Ventas Clientes Regulados x SE x NT (SICOM)

Ago/ 05 – Jul/06

Pérdidas Distribución

BT y MT

Demanda Clientes Regulados

Peajes y Factores Pérdidas Vigentesx Titular x NT x SE

(Configuración 2006)

CMA Clientes Libres

CMAClientes Regulados

CMA TOTALx Titular x SE

Ago/ 05 – Jul/06

44

CMA SCT

El CMA para el SCT se calcula como la suma de: @CI: Anualidad del Costo de Inversión del nivel de tensión “n”,

referido al final del año: Vida útil de 30 años Tasa de Actualización vigente según Artículo 79º de la LCE

(12%). COyM: Costo estándar de Operación y Mantenimiento.

Preliminarmente se han considerado todas las instalaciones implementadas desde el 24 de julio de 2006, declaradas como altas en las propuestas de las empresas con cargo a que esto se regularice con la información que verifique dichas altas, según lo establecido en el Procedimiento aprobado con Resolución OSINERGMIN N°024-2008-OS/CD.

Por excepción (3ra Disp. Transitoria de D.S. 027-2007-EM), el primer Plan de Inversiones se inicia a partir del 24 de julio de 2006, fecha que entró en vigencia la Ley N° 28832.

45

CMA Total

El CMA para el cálculo del Peaje es el que resulte de la sumatoria de los CMA de cada Elemento del Área de Demanda. Se calcula también el CMA total por cada titular de transmisión correspondiente al Área de Demanda.

46

Cálculo del Peaje Unitario

Cálculo del Peaje Unitario (PU) por Área de Demanda, Titular y Nivel de Tensión, como el cociente del: Valor presente del flujo de CMA menos el IT anuales Demandas mensuales para un horizonte de 5 años.

Se calcula mediante la siguiente expresión, para cada titular “t”:

El cálculo se efectúa para cada uno de los siguientes componentes: PUMAT: Red de Muy Alta Tensión (MAT) PUMAT/AT: Transformación Muy Alta Tensión a Alta Tensión

(MAT/AT) PUAT: Red de Alta Tensión (AT) PUAT/MT: Transformación Alta Tensión a Media Tensión

(AT/MT)

anomes

1mesmes

mes

5

1añoaño

año,taño,t

t

)1(D

)1(

ITCMA

PU

1)1( 12/1

: Tasa de Actualización anual

: Tasa de actualización mensual

47

Cálculo del Peaje Acumulado

El peaje acumulado por cada nivel de tensión, resulta de agregar los peajes correspondientes según la secuencia de los niveles de tensión en el sentido del flujo de la energía:

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

PUAT/MT

Cálculo de Compensaciones

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Cálculo Compensaciones Mensuales (CM)

El CMA para las instalaciones de sistemas que son compensados por Generadores se calcula como la suma de: @CI: Anualidad del costo de inversión:

Vida útil de 30 años Tasa de Actualización vigente según Artículo 79º de la LCE (12%).

COyM: Costo estándar de operación y mantenimiento

Por cada grupo de instalaciones asignadas a un mismo grupo de Generadores se determina un único monto de compensación mensual.

La CM resulta de aplicar al CMA asignado a generadores, la fórmula de pagos uniformes para un periodo de 12 meses

CMACM

: Tasa de Actualización anual

: Tasa de actualización mensual

IV. Principales Problemas de las Propuestas

51

Proyección de la Demanda (1)

En la proyección de la demanda se ha considerado únicamente el mercado eléctrico que atiende el titular dentro de su área de concesión, sin incluir en sus modelos de proyección la demanda global de las otras titulares que también suministran energía eléctrica en el Área de Demanda, no habiendo dado cumplimiento a lo establecido en el nuevo marco regulatorio, en el sentido que la proyección de la demanda debe efectuarse por Área de Demanda.

No se ha sustentado suficientemente la metodología utilizada para la proyección de las ventas de energía, no permitiendo ello su validación para considerarla como base en el cálculo de las tarifas de los SST y SCT comprendidos en el Área de Demanda.

52

Proyección de la Demanda (2)

Se han identificado errores en la aplicación del método. Por ejemplo: No se ha realizado adecuadamente el cálculo del factor de

simultaneidad, No se ha calculado correctamente el factor FPMWHS, Se han utilizado factores de carga que no son

representativos.

No se ha presentado toda la información correspondiente a la proyección de Nuevas Demandas.

53

Sistema Eléctrico a Remunerar (1)

En el estudio de planeamiento presentado no se han considerado todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan el Área de Demanda, según lo señalado en el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS.

En el estudio de planeamiento presentado no se presentan y/o describen los análisis y cálculos respectivos para efectuar la planificación del SER; entre otros aspectos:

No se han presentado los criterios para determinar la potencia óptima de las SETs,

Tampoco se han incluido las hojas de cálculo que permitan verificar el dimensionamiento óptimo de los elementos del sistema.

54

Sistema Eléctrico a Remunerar (2)

En el estudio no se ha presentado el análisis de alternativas que establece la NORMA TARIFAS, lo cual no permite verificar si la alternativa planteada representa la solución de mínimo costo en el Área de Demanda.

En el estudio de planeamiento presentado, no se han considerado todas las instalaciones de SST y/o SCT que alimentan el Área de Demanda, según lo establece el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS.

En varios casos, los titulares no han presentado su propuesta de estudio de planeamiento para el Área de Demanda.

V. Resultados Obtenidos

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CMA SST y CMA SCT PrepublicadoÁrea de Titular VP CMA SCT VP CMA SCT

Demanda S/. S/.1 Adinelsa 845 155 - 0 Electronoroeste 9 387 461 7 365 384 0 Rep 1 021 401 -

Total 1 Total Área 11 254 017 7 365 384 2 Adinelsa 1 084 112 426 606 0 Depolti 2 109 329 5 115 895 0 Electro Oriente - 498 946 0 Electronorte 2 448 570 6 949 160 0 Emseusa 1 091 535 - 0 Rep 161 829 -

Total 2 Total Área 6 895 375 12 990 606 3 Conenhua 1 235 892 - 0 Egenor 224 792 - 0 Etenorte 698 955 - 0 Hidrandina 15 611 698 36 663 688 0 Rep 341 497 -

Total 3 Total Área 18 112 834 36 663 688 4 Electro Oriente 4 707 742 6 538 607 0 Gob. Reg. San Martin - 21 884 063 0 Rep 145 985 -

Total 4 Total Área 4 853 727 28 422 669 5 Adinelsa 1 153 812 - 0 Cemento Andino 278 901 - 0 Conenhua 478 679 - 0 Electroandes 18 275 117 - 0 Electrocentro 8 966 811 74 490 357 0 Rep 223 695 -

Total 5 Total Área 29 377 015 74 490 357 6 Adinelsa 279 885 - 0 Cahua 558 619 792 545 0 Edelnor 59 863 812 132 741 085 0 Hidrandina 1 008 419 - 0 Rep 78 312 4 951 228

Total 6 Total Área 61 789 047 138 484 858

Área de Titular VP CMA SCT VP CMA SCTDemanda S/. S/.

7 Edecañete 1 805 824 - 0 Edegel 363 016 - 0 Luz del Sur 68 549 710 143 771 820 0 Rep - 553 865

Total 7 Total Área 70 718 550 144 325 685 8 Coelvisac 441 449 751 684 0 Electro Sur Medio 11 205 015 20 394 187 0 Rep 2 982 427 24 593 990 0 Seal 677 336 -

Total 8 Total Área 15 306 227 45 739 861 9 Conenhua 653 379 - 0 Egasa 1 881 146 - 0 Electrosur 311 788 624 154 0 Rep 287 428 - 0 Seal 8 641 277 11 374 352

Total 9 Total Área 11 775 018 11 998 507 10 Egemsa - 3 049 967 0 Electro Sur Este 3 380 026 41 624 817 0 Rep 573 121 -

Total 10 Total Área 3 953 147 44 674 784 11 Electro Puno 1 027 988 762 973 0 Electro Sur Este - - 0 Rep 312 574 2 999 935

Total 11 Total Área 1 340 562 3 762 907 12 Electrosur 367 894 - 0 Enersur 7 844 345 -

Total 12 Total Área 8 212 239 - 13 Egesur - 1 544 756 0 Electrosur 1 785 136 923 230

Total 13 Total Área 1 785 136 2 467 986 14 Electro Ucayali 1 353 408 2 080 391

Total 14 Total Área 1 353 408 2 080 391 15 Rep - 85 621 056

Total 15 Total Área - 85 621 056

S S

57

Peajes por Área de Demanda Prepublicados

Área de Titular Acumulado en MAT Acumulado en AT Acumulado en MTDemanda Ctm. S/./kWh Ctm. S/./kWh Ctm. S/./kWh

1 Adinelsa - 0,0733 0,0733Electronoroeste - 0,6153 1,0053

REP [1] 0,0609 0,0824 0,0894Total Área 0,0609 0,771 1,168

2 Adinelsa 0,0191 0,149 0,1653Depolti - 0,3268 0,38

Electro Oriente 0,0153 0,0179 0,019Electronorte 0,0406 0,2785 0,6016

Emseusa - 0,1054 0,15REP [1] - 0,0186 0,0222

Total Área 0,075 0,8962 1,33813 Conenhua 0,0338 0,0425 0,0425

Egenor 0,0069 0,0069 0,0081Etenorte - 0,0254 0,0254

Hidrandina 0,3129 0,7315 0,979REP [1] 0,0058 0,01 0,0128

Total Área 0,3594 0,8163 1,06784 Electro Oriente 1,2157 1,9673 2,4431

Gob. Reg. San Martin 2,204 2,204 2,204REP [1] - 0,0375 0,062

Total Área 3,4197 4,2088 4,7091

58

Peajes por Área de DemandaÁrea de Titular Acumulado en MAT Acumulado en AT Acumulado en MT

Demanda Ctm. S/./kWh Ctm. S/./kWh Ctm. S/./kWh5 Adinelsa 0,0204 0,0349 0,0503

Cemento Andino 0,0101 0,0101 0,0101Conenhua - 0,0155 0,0218

Electroandes 0,0691 0,5168 0,8436Electrocentro 0,1549 0,8421 1,3252

REP [1] - - - Total Área 0,2545 1,4194 2,251

6 Adinelsa - 0,0037 0,0037Cahua 0,0091 0,0091 0,0101Edelnor 0,3514 0,9945 1,2805

Hidrandina - 0,0111 0,0133REP [1] 0,0056 0,019 0,019

Total Área 0,3661 1,0374 1,32667 Edecañete - 0,0189 0,0238

Edegel 0,0044 0,0044 0,0044Luz del Sur 0,1136 0,9808 1,3208

REP [1] 0,0019 0,0019 0,0019Total Área 0,1199 1,006 1,3509

8 Coelvisac - - 0,0477Electro Sur Medio - 0,9071 1,1998

REP [1] 0,0782 0,6151 0,6312Seal - 0,0386 0,0481

Total Área 0,0782 1,5608 1,9268

59

Peajes por Área de DemandaÁrea de Titular Acumulado en MAT Acumulado en AT Acumulado en MT

Demanda Ctm. S/./kWh Ctm. S/./kWh Ctm. S/./kWh9 Conenhua 0,0329 0,0388 0,0433

Egasa 0,1125 0,1125 0,1125Electrosur - 0,0311 0,0418REP [1] - 0,0054 0,0054

Seal 0,1666 0,6561 0,8968Total Área 0,312 0,8439 1,0998

10 Egemsa 0,0082 0,0693 0,1014Electro Sur Este 0,9417 1,4221 1,5585

REP [1] 0,0348 0,0507 0,0628Total Área 0,9847 1,5421 1,7227

11 Electro Puno - 0,2972 0,4109REP [1] 0,0044 0,3691 0,4278

Total Área 0,0044 0,6663 0,838712 Electrosur 0,0044 0,0044 0,175

Enersur 0,4711 0,4711 0,4711Total Área 0,4755 0,4755 0,6461

13 Egesur - 0,2024 0,2024Electrosur - 0,6522 0,9361Total Área - 0,8546 1,1385

14 Electro Ucayali - 0,2257 0,6795Total Área - 0,2257 0,6795

15 REP [2] 0,0218 0,0218 0,0218Total Área 0,0218 0,0218 0,0218

15 REP [3] 0,0666 0,0666 0,0666Total Area 0,0666 0,0666 0,0666

60

CPSEE de los SST de ISA y REDESUR

Titular de Transmisión

Subestaciones Base

Tensión KV

Sistemas Eléctricos a los que se aplica el

cargo [1]

Instalaciones Secundarias

Cargo CPSEE

Ctm. S/./kW.h

Redesur Tacna (Los Héroes) 66 Tacna, Tomasiri,

Yarada y Tarata

SST Tacna (Los Héroes) - Transf. 220/66/10 kV; 50 MVA

[2] 0,5321

Isa-Perú Pucallpa 60 Pucalpa, Campo Verde

SST Aguaytía-Pucallpa, S.E. Aguaytía 220/138/22,9 kV, S.E. Pucallpa 138/60/10 kV, Reactor

8 MVAR [2]

2,0078

[1] El cargo CPSEE se aplica únicamente a los sistemas eléctricos indicados y no a toda el Área de Demanda en la que se encuentran.

[2] Los cargos correspondientes a estas instalaciones son el resultado de la liquidación anual de los respectivos contratos BOOT.

61

Compensaciones por el Sistema G/D de REP

TITULAR

DE VIGENTE NUEVO Variación (%)

GENERACION 2005

AGUAYTIA 26 809,00 32 049,08 EGECAHUA 22 177,22 21 254,32 SOC. MINERA CORONA 640,86 - ARCATA 4 328,87 - EDEGEL 202 541,57 210 806,38 EEPSA 81 763,61 46 024,49 EGASA 24 902,63 9 125,65 EGEMSA 213 193,99 174 591,77 EGENOR 231 857,71 182 368,77 EGESUR - - ELECTROANDES 61 324,08 72 197,07 ELECTROPERU 267 839,67 226 553,64 ENERSUR 71 685,91 148 983,70 ETEVENSA 50 809,66 81 579,07 SAN GABAN 311 873,17 235 182,12 SHOUGESA - - SINERSA - - ENOSA - - BHP TINTAYA - - ELECTROUCAYALI - - GLOBELEQ - 39 719,71 PLATANAL - - ELECTRICA SANT AROSA - -

TOTALES 1 571 747,93 1 480 435,77

COMPENSACIONES MENSUALES (Nuevos Soles / Mes)

Muchas Gracias

10 de febrero de 2009 criterios, modelos y metodologÍa utilizados para la regulaciÓn de las...

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