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Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación TarifariaPB 1

A. PRESENTACIÓN

Osinergmin ajusta tarifa eléctrica aplicable en mayo En el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), la tarifa del servicio público de elec-tricidad aplicable en mayo del presente año ha experimentado significativas reducciones respec-to a la tarifa del mes anterior; y en los Sistemas Aislados se registraron incrementos. En el SEIN, la reducción promedio fue de 5,1% para los usuarios residenciales y de 7,0% para los comerciales e industriales. En los Sistemas Aislados, los incrementos fueron de 3,4% y 3,0% para los usua-rios residenciales y los usuarios comerciales e industriales, respectivamente. Las modificaciones indicadas son el resultado de los ajustes realizados por Osinergmin en el Precio a Nivel Gene-ración, el Precio en Barra Efectivo de los Sistemas Aislados y los componentes de transmisión, como se explica en la página 7 de esta publicación y en el segmento InfOsinergmin-Usuarios.

B. PROCESOS REGULATORIOS EN CURSO

Contenido

A. Presentación (pag. 1) B. Procesos regulatorios en curso (pag. 1)C. Ajustes tarifarios trimestrales (pag. 4)

D. Temas vinculados a la regulación (pag. 5)E. Tarifas eléctricas para mayo 2013 (pag. 7)F. Índices tarifarios (pag. 8)

InfOsinergmin

Año 15 Nº 5 Mayo 2013 Data al 4 de mayo de 2013

EmpresasAcontecimientos de la Regulación y los Mercados de Energía

Gráfico 1

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria2 3

B.a. Precios en Barra 2013 – 2014

El 1º de mayo de 2013 entraron en vigencia los Precios en Barra (energía, potencia y transmisión principal) para el periodo mayo 2013 –abril 2014 aprobadas el 15 de abril por el Osinergmin mediante la Resolución Nº 053-2013-OS/CD, con las variaciones que se muestran en la Tabla 1:

La Tabla 2 muestra la variación de los Precios en Barra a nivel de generación, con relación a los valores vigentes, en algunas ciudades del país:

Pocos días después, dentro de los plazos establecidos en la normativa vigen, diez empresas presentaron pedidos de reconsideración contra la Resolución Osinergmin antes indicada. Las empresas recurrentes son las siguientes: Empresa Río Doble, SN Power, Eepsa, Edegel, Isa Perú, Red de Energía del Perú, Transmantaro, Kallpa, Egemsa, y Electroperú, las mismas que deberán sustentar el contenido de sus respectivos recursos de reconsideración en la audiencia pública convocada por Osinergmin para el 17 de mayo del presente año.

B.b. Tarifas de los sistemas de transmisión (SST y SCT) 2013 - 2017

El 1º de mayo de 2013 entraron también en vigor las tarifas y compensaciones de los Sistemas Se-cundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT) para el periodo mayo 2013 - abril 2017 que Osinergmin aprobó mediante las Resoluciones N° 054-2013-OS/CD, publicada el 15 de abril último.

Conforme al cronograma del procedimiento, las empresas eléctricas o cualquier otra persona con in-tereses legítimos pueden interponer recurso de reconsideración contra dicha resolución tarifaria has-ta el 07 de mayo. Una vez recibidas las opiniones y sugerencias de los interesados sobre el contenido

Tabla 1

Precios en Barra aprobadas por Osinergmin para el SEIN (Lima)

Tarifas Unidades Tarifas al 04/03/2013

Aprobado por Osinergmin Variación (%)

Precio promedio de Energía ctm. S/./kWh 10,85 10,79 -0,6%

Precio de Potencia S/./kW-mes 17,00 17,44 2,6%

Peaje de Conexión y Transmisión S/./kW-mes 13,00 10,67 -17,9%

Precio Promedio Total ctm. S/./kWh 17,90 17,39 -2,8%

Tabla 2

Variación de los Precios en Barra

Barras principales

Potencia PPB S/./kW-mes

Energía HP PEBP

ctm.S/./kWh

Energía HFP PEBF

ctm.S/./kWh

Precio Medio ctm.S/./kWh Variación %

Piura 28,11 12,20 10,92 19,02 -6,7%

Chiclayo 28,11 12,05 10,81 18,90 -6,5%

Trujillo 28,11 11,92 10,70 18,79 -5,3%

Lima 28,11 11,87 10,45 17,39 -2,8%

Ica 28,11 11,21 10,32 18,32 -4,5%

Marcona 28,11 11,44 10,42 18,45 -4,5%

Tingo María 28,11 12,06 10,70 18,82 -3,1%

Cusco 28,11 11,86 10,02 18,31 -10,1%

Juliaca 28,11 11,89 10,71 18,81 -7,1%

Tacna 28,11 11,93 10,78 18,85 -7,8%Donde: PPB: Precio en Barra de la Potencia de Punta; PEBP: Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta; PEEBF: Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta.


de los recursos de reconsideración, el regulador emitirá su decisión final respecto a las peticiones de los recurrentes el 21 de junio próximo.

B.c. Peaje Unitario por Compensación (SST y SCT)Del mismo modo el 1° de mayo del presente año entró en vigencia el Cargo Unitario de Liquidación de los SST y/o SCT asignados a la demanda, a ser añadido a los Peajes que se fijen para dichos sis-temas en el periodo comprendido entre mayo 2013 a abril 2017, que el regulador aprobó mediante Resolución N° 055-2013-OS/CD, publicada el 15 de abril último.

Dicha resolución también fijó el Cargo Unitario de Liquidación del SST de Edegel, Conenhua y Callalli, el que deberá sumarse en periodo antes indicado a los Peajes que se fijen para dichos sistemas entre mayo 2013 a abril 2017.

B.d. VAD y Cargos Fijos 2013 - 2017Como parte del procedimiento de fijación de las tarifas de distribución eléctrica que regirán en el periodo noviembre 2013 – octubre 2017 las empresas concesionarias de distribución eléctrica responsables de los estudios de costos del VAD y los consultores que ejecutaron los estudios sustentaron sus propuestas de ajuste de tarifas en el marco de dos audiencias públicas convocada por el Osinergmin para los días 24 y 25 de abril último. Las empresas de distribución eléctrica y las consultoras que elaboraron los estudios de costos se consignan en la Tabla 3.

Las tarifas de distribución eléctrica propuestas por las concesionarias y los consultores implican en la tarifa aplicable a los usuarios finales las variaciones que se muestran en las tablas 4, 5 y 6.

Tabla 3

Adjudicación y Contratación del Estudio de Costos del VAD

Sector Típico Empresa responsable del Estudio

Consultora que elaboró el Estudio Sist. Eléctrico Modelo

1 Luz del Sur SYNEX Lima Sur

2 SEAL SIDEC Arequipa

3 Electrocentro SERVITECH Tarma-Chanchamayo

4 Electro Sur Este HEXA Valle Sagrado 1 (Calca, Pisac y Urubamba)

5Electrocentro

QUANTUM Cangallo-Llusita

6 CENERGÍA Huancavelica Rural

SER Electronoroeste DISA SER Sullana IV Etapa

Especial Coelvisac LAHMEYER Villacurí

Tabla 4Impacto en el VAD MT (S/./kW-mes)

SectorTípico

Tarifasvigentes

TarifasPropuestas

Variación(%)

1 11,748 13,979 19%

2 8,957 13,533 51%

3 17,987 24,829 38%

4 23,021 38,052 65%

5 40,202 52,541 31%

6* 40,202 65,340 63%

SER 18,546 95,388 414%

Especial 19,266 21,680 13%* ST6 propuesto comparado con el ST5 anterior.

Tabla 5Impacto en el VAD BT (S/./kW-mes)

SectorTípico

Tarifasvigentes

TarifasPropuestas

Variación(%)

1 43,408 49,377 14%

2 37,375 39,801 6%

3 54,393 59,678 10%

4 58,993 123,902 110%

5 88,497 89,873 2%

6* 88,497 98,660 11%

SER 30,013 103,236 244%


Tabla 6Impacto en Cargos Fijos (S/./mes)

SectorTípico

Tarifasvigentes

TarifasPropuestas

Variación(%)

1 2,370 2,458 4%

2 2,377 2,377 0%

3 3,064 2,676 -13%

4 3,138 2,653 -15%

5 3,280 3,709 13%

6* 3,280 1,280 -61%

SER 3,508 5,403 16%



• Tarifa eléctrica y VAD

La tarifa de electricidad aplicable a los usuarios finales tiene los siguientes componentes: i) la tarifa de generación, que remunera a los generadores por la potencia y energía puesta a dispo-sición del sistema eléctrico interconectado, SEIN, y de los sistemas aislados; ii) los peajes por transporte de la potencia y energía en el sistema principal de transmisión, SPT, y en los sistemas secundarios, SST; y iii) el Valor Agregado de Distribución, VAD, que representa las tarifas de distribución eléctrica.

De acuerdo al artículo 64° de la LCE, el VAD considera los siguientes componentes:

D Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energía. D Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía. D Costos estándar de inversión, mantenimiento y operación asociados a la distribución,

por unidad de potencia suministrada.

Los costos asociados al usuario se denominan Cargos Fijos y cubren los costos eficientes para el desarrollo de las actividades de lectura del medidor, procesamiento de la lectura y emisión, reparto y cobranza de la factura o recibo.

Las pérdidas estándar de distribución son las pérdidas inherentes a las instalaciones de distribución eléc-trica, y se reconocen a través de factores de expansión de pérdidas aplicables en el cálculo de las tarifas.

Los costos estándar de inversión, mantenimiento y operación se reconocen a través del VAD de media y baja tensión (VADMT y VADBT). El VAD es el costo por unidad de potencia ne-cesario para poner a disposición del usuario la energía eléctrica desde el inicio de la distribución eléctrica -después de la celda de salida del alimentador de media tensión ubicada en la subesta-ción de transmisión- hasta el punto de empalme de la acometida del usuario.

Las propuestas resultan de estudios en los cuales se analiza un sistema eléctrico modelo de cada sector típico, efectuándose una optimización de las instalaciones eléctricas de acuerdo a los cri-terios del sistema económicamente adaptado establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas. A partir de dicha optimización se determina el Valor Nuevo de Reemplazo que representa el costo de inversión eficiente. Asimismo, se determinan los costos eficientes de operación y man-tenimiento que cubren los costos de organización, explotación técnica y comercial necesarios para el funcionamiento del sistema eléctrico modelo.

C. AJUSTES TRIMESTRALES

C.1 Precio a Nivel Generación (mayo – julio 2012)Osinergmin aprobó mediante Reso-lución Nº 065-2013-OS/CD, publi-cada el 29 de abril último, el Precio a Nivel Generación (PNG) en Subes-taciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los usuarios regulados del SEIN, y su respectiva fórmula de reajuste, aplicables a partir del 01 de mayo del año en curso. (Ver Tabla 7)

Tabla 7PNG en Subestación Base SEIN

Subestaciones Base

"Tensión kV"

PPM1

S/./kW-mes PEMP2

Ctm. S/./kW.hPEMF3

Ctm. S/./kW.h

Lima 220 16,84 12,93 10,88

Trujillo Norte 220 16,84 12,98 11,15

Chiclayo Oeste 220 16,84 13,13 11,27

Arequipa 138 16,84 12,93 11,18

Cusco 138 16,84 12,92 10,42

Puno 138 16,84 12,95 11,191.- Precio de Potencia a Nivel Generación. 2.- Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta. 3.- Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta.


Del mismo modo aprobó también el Programa Trimestral de Transferencias por Mecanismo de Compensación correspondiente al periodo mayo – julio 2013 y las Transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados por Mecanismo de Compensación correspondiente a abril de 2013.

Los PNG se refieren únicamente a los precios de potencia y energía, cuyos valores son el pro-medio ponderado de los Precios en Barra y los precios obtenidos en los procesos de licitación de potencia y energía asociada realizados al amparo de la Ley 28832, `Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica .

C.2 Factor de Recargo del FOSE (mayo – julio 2012)Osinergmin aprobó en 1,024 el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléc-trica (FOSE) a los cargos tarifarios de los usuarios del servicio público de electricidad de los sistemas interconectados, mediante Resolución Nº 064-2013-OS/CD, publicada el 27 de abril último. El periodo de aplicación del factor de recargo se inicia el 01 de mayo y finaliza el 03 de agosto de 2013 (ver evolución del FOSE en Índices Tarifarios, de la página 8 de esta sección de InfOsinergmin).

El organismo regulador aprobó asimismo el respectivo Programa Trimestral de Transferencias Externas para el periodo indicado. En dicho programa, las empresas Edelnor y Luz del Sur aportan a Adinelsa, Chavimochic, Edecañete, Edelsa, Egepsa, Electro Dunas, Electro Oriente, Electro Pangoa, Electro Puno, Electro Sur Este, Electro Tocache, Electrocentro, Electrono-roeste, Electronorte, Electrosur, Emsemsa, Emseusa, Hidrandina, Perú Microenergía, Seal, Ser-sa y Eilhicha. Por su parte, las empresas, Electro Ucayali y Coelvisac aportan a Electrocentro.

C.3 Peaje Unitario por CompensaciónMediante Resolución N° 068-2013-OS/CD, publicada el 29 de abril último, el organismo re-gulador aprobó el valor de 0,5078 ctm S/./kWh como Peaje Unitario por Compensación que deberá adicionarse, desde el 1° mayo hasta el 31 de diciembre del año en curso, a los Peajes co-rrespondientes a los SST y SCT asignados a la demanda de todos los usuarios libres y regulados comprendidos en las Áreas de Demanda 6 y 7 a que se refiere la Resolución N° 634-2007-OS/CD y sus modificatorias.

D. TEMAS VINCULADOS A LA REGULACIÓN

D.1 Factor de ponderación del precio de la energía (Ep)

Osinergmin aprobó los Factores de Ponderación del Precio de la Energía, Ep, por empresa de distribución eléctrica, aplicables para el cálculo del cargo de energía de las opciones tarifarias MT4, BT4, BT5B, BT5C, BT5D, BT6 y BT7, con vigencia hasta el 30 de abril de 2014, mediante Resolución Nº 061-2013-OS/CD, publicada el 27 de abril último (Tabla 8 de la página siguiente).

• Vigencia del factor

Conforme a lo establecido en la Resolución N° 181-2009-OS/CD, los Ep se calculan anual-mente a nivel de empresas de distribución eléctrica para: i) los sistemas de distribución eléctrica interconectados y, ii) los sistemas de distribución eléctrica aislados con demanda máxima supe-rior a 12 MW. El Ep a aplicarse será igual al promedio de los valores de los últimos dos años calendarios y tendrá vigencia a partir del 1° de mayo de cada año.


Asimismo se establece que el valor del Ep se aplicará para calcular el precio ponderado de la energía en barra equivalente de media tensión de las opciones tarifarias arriba mencionadas.

D.2 Factores de ponderación del VADOsinergmin fijó los Factores de Ponderación del Valor Agregado de Distribución (VAD) por Sector Típico y del VAD de los Sistemas Eléc-tricos Rurales de cada una de las empresas de distribución eléctrica, con vigencia hasta el 31 de octubre próximo, mediante la Resolución N° 062-2013-OS/CD, publicada el 27 de abril último.

La Resolución N° 074-2012-OS/CD señala que los factores de ponde-ración del VAD de los sistemas de distribución eléctrica administrados por empresas municipales y otros serán iguales a 100%, de acuerdo al sector típico correspondiente.

Los factores de ponderación correspondientes a cada una de las empresas se recalculan anualmente, según dispone la Resolución N° 179-2009-OS/CD.

Por su parte, la Resolución Directoral N° 028-2008 EM/DGE estable-ce que los Factores de Ponderación a emplearse para el cálculo de los VAD para cada concesión durante el periodo noviembre 2009 - octu-bre 2013, serán las ventas de energía de cada sistema eléctrico en media tensión y en baja tensión. La responsabilidad de calcular y proponer los factores de ponderación recae sobre la Gerencia Adjunta de Regula-ción Tarifaría, GART.

D.3 Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas Punta

Mediante Resolución Nº 063-2013-OS/CD, publicada el 27 de abril último, Osinergmin aprobó el Factor de Balance de Potencia Coincidente en Horas de Punta (FBP), a nivel de empresa, aplicable al Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VADMT) y el Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VADBT) del sistema de distri-bución eléctrica Lima Norte perteneciente a la empresa de distribución eléctrica Edelnor, vigente hasta el 31 de octubre próximo.

Asimismo, aprobó el FBP a nivel de empre-sa aplicable al VADMT y VADBT de los sistemas de distribución eléctrica con de-manda máxima mayor a 12 MW, igualmen-te vigente hasta el 31 de octubre de 2013.

Los valores aprobados por el organismo regulador se consignan en las tablas 9 y 10.

Tabla 9Lima: Valores del factor de ajuste

Empresa SistemaFBP

Edelnor Lima Norte

FBP MT 0,9358

FBP BT 0,9727

Tabla 8

Valores Ep aprobados(Res. 061-2013-OS/CD)

Empresa Ep

Edelnor 0,243Luz del Sur 0,231Edecañete 0,259Electrocentro 0,283Electronorte 0,265Hidrandina 0,267Electronoroeste 0,263Electro Dunas 0,259Coelvisac 0,226Emsemsa 0,244Electro Tocache 0,261Electrosur 0,257Electro Sur Este 0,284Electro Puno 0,283Seal 0,261Electro Ucayali 0,245Electro Oriente 0,269Sersa 0,330Emseusac 0,264Electro Pangoa 0,300Adinelsa 0,327Egepsa 0,238Edelsa 0,377Chavimochic 0,231

Tabla 10

Otros Sistemas: Valores del factor de ajuste

Empresa Sistema FBP

Edecañete Cañete 0,974

Edelnor Huaral-Chancay, Huacho y Supe-Barranca 0,956

Electrocentro Huancayo y Huánuco 0,944

Electronorte Chiclayo y Chiclayo Baja Densidad 0,874

Hidrandina Cajamarca, Chimbote, Trujillo y Caraz-Carhuaz-Huaraz 0,887

Electronoroeste Piura, Tumbes, Sullana y Paita 10,257

Electro Oriente Iquitos y Tarapoto 0,886

Electro Puno Juliaca 10,185

Electro Sur Ilo yTacna 0,855

Electro Sur Este Cusco 0,877

Electro Dunas Chincha, Ica, Pisco e Ica Baja Densidad 0,938

Electro Ucayali Pucallpa 0,892

Luz del Sur Lima Sur 0,945

Seal Arequipa 0,870


E. TARIFAS ELÉCTRICAS

E.a. Variación de los indicadores macroeconómicos

La Tabla 11 muestra las variacio-nes de los índices macroeconómi-cos que intervienen en la regula-ción de las tarifas eléctricas, en el periodo comprendido entre el 04 de abril y el 04 de mayo del pre-sente año.

Las variaciones indicadas han de-terminado a su vez variaciones en los precios de las actividades eléc-tricas reguladas en las magnitudes que se muestran en la Tabla 12, ninguna de las cuales se ubica por debajo o por encima del límite ta-rifario inferior o superior, respec-tivo.

E.b. Tarifas eléctricas

Para el periodo comprendido en-tre el 04 de mayo y el 03 de ju-nio del presente año, las tarifas eléctricas experimentarán reduc-ciones significativas tanto en el SEIN y aumentos en los Sistemas de Generación Aislada.

En el SEIN la tarifa eléctrica apli-cable al usuario residencial presenta un reajuste de -5,1 por ciento respecto a los valores de la tarifa del mes anterior; para los usuarios comerciales e industriales la reducción es de -7,0 por ciento. En los Sistemas Aislados los ajustes tarifarios son de 3,4 por ciento para el usuario resi-dencial y de 3,0 por ciento para los comerciales e industriales.

Las ajustes señalados reflejan el impacto de las modificaciones del Precio a Nivel Generación (PNG) en el SEIN, del aumento del Precio en Barra efectivo en los Sistemas Aislados, atenuado por la reducción de los precios de los combustibles empleados en la generación eléctrica (Diesel, Residual y Carbón)

También son el reflejo de las modificaciones de los componentes de transmisión: Peaje de Co-nexión al Sistema Principal de Transmisión, Peaje Unitario por Compensación, las liquidaciones de los contratos BOOT de Isa Perú y Redesur, los factores de expansión de pérdidas en media tensión y la reserva fría de Talara.

Reflejan asimismo las modificaciones introducidas en el factor de ponderación de precios de energía, factor de balance de potencia y otros factores propios de la distribución eléctrica.

Tabla 11Variación de los indicadores de la regulación tarifaria

(Mayo vs, Abril)

Índices Macroeconómicos 04/04/2013 04/05/2013 Variación

IPM 206,76 207,44 0,33%

TC (S/,/US$) 2,58 2,64 2,28%

PGN (US$/MMBtu) 2,53 2,53 0,00%

FOBCB (US$/tn) 102,37 100,18 -2,14%

Diesel+ISC (S/,/gl) - Callao (SEIN) 10,03 9,43 -5,98%

Residual+ISC (S/,/gl,) - Callao (SEIN) 6,88 6,55 -4,80%

Diesel+ISC (S/,/gl) - Callao (Aislados) 10,54 10,37 -1,61%

Diesel+ISC (S/,/gl) - Iquitos (Aislados) 9,84 9,67 -1,73%

Residual+ISC (S/,/gl,) - Iquitos (Aislados) 7,42 7,18 -3,23%

Diesel+ISC (S/,/gl) - Cusco (Aislados) 11,07 10,92 -1,36%

IPCu (ctv,US$/lb) 360,65 356,32 -1,20%

IPAl (US$/tn) 2010,41 1978,71 -1,58%

Tabla 12

Variación acumulada de precios por actividad regulada

ActividadRegulada

LímiteInferior

LímiteSuperior

LímiteTarifario

Generación SEIN 1,07% 1,69% +/- 5%

Generación Aislada -2,32% 0,35% +/- 1,5%

Transmisión Principal 0,91% 2,20% +/- 5%

Transmisión Secundaria 0,12% 2,20% +/- 5%

Distribución 0,33% 0,96% +/- 1,5%

Precio a Nivel Generación 0,00% +/- 1,0%

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria8 PB

F. ÍNDICES TARIFARIOS

G. LO QUE SE VIENE

Precios en Barra 2013 – 2014 07 de mayo: Recursos de reconsideración contra la resolución que fija los Precios en Barra

VAD y Cargos Fijos 2013-2017 24 de mayo: Observaciones de Osinergmin al Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) y cargos fijos presentado por las empresas y los consultores.

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria8

InfOsinergmin es una publicación mensual de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria - GART, de

Av. Canadá 1460, San Borja, Lima 41 Perú, Tel. (511) 224 0487, Fax (511) 224 0491Web site: http://www2.osinerg.gob.pe

Para cualquier comentario, sugerencia o contribución favor comunicarse con [email protected] suscribirse a las publicaciones de la GART ingrese a la página web www2.osinerg.gob.pe y provea el formulario correspondiente.

Gráfico 5Gráfico 4

Gráfico 3

Este factor se actualiza trimestralmente. La última actualización estará en vigencia desde el 01 de mayo hasta el 03 de agosto de 2013.

Gráfico 2

Este factor se actualiza trimestralmente. La última actualización estará en vigencia desde el 04 de mayo hasta el 03 de julio de 2013.

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