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Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación TarifariaPB 1

A. PRESENTACIÓN

Osinergmin y los pedidos de reconsideraciónEn la regulación del Precio en Barra, Liquidación Anual de los Ingresos por Servicios de Trans-misión, y Peajes y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión se han presentado en mayo último treinta y cinco recursos de reconsideración contra las resoluciones de Osinergmin que fijaron los precios de potencia, energía, peaje de conexión al sistema principal de transmisión y compensaciones o cargos por los servicios de los sistemas secundarios, por parte de empresas de generación, transmisión y distri-bución eléctrica; empresas mineras con o sin unidades de generación o sistemas de transmisión; y una empresa vinculada con las energías renovables.

En las páginas interiores de este segmento de InfOsinergmin se brinda más información sobre las reconsideraciones presentadas en el curso de los procesos regulatorios en ejecución.

B. PROCESOS REGULATORIOS EN CURSO

Contenido

A. Presentación (pag. 1) B. Procesos regulatorios en curso (pag. 1)

C. Tarifas eléctricas para junio 2013 (pag. 6)D. Índices tarifarios (pag. 8)

InfOsinergmin

Año 15 Nº 6 Junio 2013 Data al 4 de junio 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 – 2014En Audiencia Pública, diez empresas de electricidad sustentaron recursos de reconsideración presentados contra la Resolución N° 053-2013-OS/CD, que fijó los Precios en Barra para el periodo mayo 2013 – abril 2014.

La audiencia se realizó en Lima el 17 de mayo último y los recurrentes que intervinieron en ella fueron: Empresa Eléctrica Río Doble, SN Power Perú, Empresa Eléctrica de Piura, Edegel, Isa Perú, Red de Energía del Perú, Consorcio Transmantaro, Kallpa Generación, Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu y Electroperú. La Tabla 1 muestra los extremos de la reso-lución de fijación de Precios en Barra objeto de los pedidos de reconsideración.

Tabla 1

Recursos de reconsideración presentados

Empresa Petitorio

Empresa Eléctrica Río

Doble

• Modificar el ítem 11 del Cuadro N° 3 de la Resolución, incluyendo a Empresa Eléctrica Río Doble con su “C.H. Las Pizarras” en el cargo por prima aplicable para el periodo mayo 2013 – abril 2014.

SN Power Perú

• Reconsiderar lo siguiente: D La determinación de precios en las barras del sur. D La representación de algunas plantas de generación hidroeléctricas en el modelo Perseo. D La determinación del ingreso tarifario.

EEPSA • Modificar el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS) de la unidad TG5 de

la Central Térmica Malacas 3, denominada en la resolución como "RF de Talara", fijado en el literal A.3 del numeral 1 del artículo 1° de la resolución.

Edegel

• Declarar fundado el recurso de reconsideración en todos sus extremos e: D Incluir el CRC en la Fijación de los Precios en Barra para el periodo 2013 – 2014, disponiendo por tanto

la modificación del cuadro 3 del literal A.3 del numeral 1 de la resolución. D Recalcular los precios de la fijación tarifaria respetando el plan de obras de transmisión de acuerdo a la

propuesta de los subcomités de Generadores y Transmisores, retirándose al efecto las nuevas instala-ciones insertadas que no tienen respaldo legal ni procedimental.

Isa Perú • Establecer la Remuneración Anual por la Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV

Pachachaca – Oroya Nueva de 152 MVA a 250 MVA y realiar la determinación de la Tarifa conforme lo establece el Contrato de Concesión.

REP

• Fijar la Remuneración Anual por Ampliaciones en consideración de la determinación de los costos de operación y mantenimiento (COyM) de las Ampliaciones N° 1 y 6, conforme al Contrato de Concesión.

• Recalcular la Remuneración Anual correspondiente a las Ampliaciones N° 7 y N° 8, a fin que estos se consideren en virtud de lo establecido en las Cláusulas Adicionales respectivas y en cumplimiento de lo dispuesto en el Contrato de Concesión.

• Recalcular la Remuneración Anual del SST correspondiente al periodo mayo 2013 a abril 2014, consi-derando como referencia los peajes y cargos unitarios que Osinergmin establezca finalmente para dicho periodo.

• Considerar la fecha de Puesta en Operación Comercial de la Ampliación N° 11 para el día 04 de junio de 2013, conforme a lo indicado en el Oficio N° 473-2013-MEM/DGE de fecha 25 de marzo de 2013, en consecuencia realizar el recálculo de la Remuneración Anual en los periodos que corresponda.

Transmantaro

• Considerar en el cuadro N° 13 de la resolución, para el caso del Peaje de Transmisión de la Línea Talara – Piura 220 kV (2do circuito), el monto de S/. 5 894 064, y no el monto publicado que asciende a S/. 5 869 064.

• Estimar el cálculo de la Base Tarifaria de la Línea Zapallal – Trujillo sin actualizar el Costo de Inversión ni el Costo de Operación y Mantenimiento.

Kallpa Generación

• Anular la resolución impugnada, ya que vulnera el numeral 1.11. de la Ley N°. 27444.La norma citada exige que al emitir este tipo de decisiones, la entidad administrativa competente: (i) verifique la veracidad de los hechos que sustenten la decisión y (ii) utilice todos los medios probatorios lícitos que se encuentren a su disposición para lograr ese fin.

Egemsa • Incluir los costos totales, incluyendo los costos financieros, en que incurrió EGEMSA por la generación adi-cional encargada por el Ministerio de Energía y Minas con Resolución Ministerial N° 115-2013-MEM/DM.


Electroperú

• Reconsiderar el artículo N° 1 de la resolución e incrementar los valores del Cargo Unitario por Generación Adicional, a efectos que se reconozca a la empresa, en la fijación tarifaria del presente periodo, el monto total de los costos por Generación Adicional incurrido en el periodo anterior a la entrada en vigencia del Decreto Supremo N° 031-2011-EM.

• Modificar en lo que resulte pertinente los informes que sustentan la resolución tarifaria, los cuales en virtud de lo dispuesto en el artículo N° 19 forman parte integrante de dicha resolución.

De acuerdo al cronograma del procedimiento, Osinergmin debe publicar el 21 de junio del pre-sente año su decisión sobre los petitorios de reconsideración.

B.b. Liquidación Anual de ingresos de los SST y SCT 2013De manera similar y en Audiencia Pública, seis empresas de electricidad sustentaron los recursos de reconsideración presentados contra la Resolución N° 055-2013-OS/CD, que modificó las tarifas de los SST y/o SCT, como consecuencia de la liquidación anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica para el periodo mayo 2013 – abril 2014.

La audiencia se realizó en Lima el 17 de mayo último y en ella intervinieron Luz del Sur, REP, Trans-mantaro, Edelnor, Conenhua y Electroperú para sustentar los extremos de sus pedidos de reconsi-deración. La Tabla 2 precisa los aspectos cuestionados por las empresas recurrente.

Tabla 2

Recursos de reconsideración presentados

Empresa Petitorio

Luz del Sur • Anular el extremo del recalculo de los ingresos legítimamente percibidos por la empresa por las instala-ciones de su Plan de Inversiones.

REP

• Modificar el Cargo Unitario de Liquidación de Ingresos de los SST de REP debido a que el cálculo presenta errores en la determinación de ingresos mensuales esperados y los ingresos mensuales que corresponde facturar.

• Corregir las transferencias mensuales consideradas por el regulador ya que éstas no coinciden con los montos transferidos por las suministradoras a REP por concepto de peajes. Así mismo, corregir la valida-ción de las transferencias por presentar deficiencias en la base de datos de Osinergmin, la misma que contiene registros repetidos y errores de formulación.

Transmantaro

• Modificar el Cargo Unitario de Liquidación de Ingresos del SCT de la empresa debido a que el cálculo rea-lizado presenta errores en la determinación de ingresos mensuales esperados y los ingresos mensuales que correspondió facturar.

• Corregir las transferencias mensuales consideradas por el regulador ya que éstas no coinciden con los montos transferidos por las suministradoras a Transmantaro por concepto de peajes. Así mismo, corregir la validación de las transferencias ya que se ha detectado deficiencias en la base de datos empleada por Osinergmin.

Edelnor

• Reconsiderar el cálculo de los IEM y corregirlos. • Reconsiderar los cálculos derivados de la hoja “F1” • Reconsiderar los cálculos derivados de la hoja “F2” • Reconsiderar los cálculos derivados de las hojas “SICOM” y corregirlos • Reconsiderar los valores de demandas históricas del año 2012 (marzo a diciembre) y corregirlos. • Reconsiderar los cálculos y recalcular el cargo unitario considerando la fecha de entrada en operación

comercial correcta de los elementos instalados entre agosto 2006 y octubre 2009.

Conenhua

• Recalcular la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los Sistemas Secundarios de Transmisión y/o Sistemas Complementarios de Transmisión, para el periodo mayo 2013 – abril 2014, peajes entre el 1 de mayo de 2011 y el 30 de abril de 2012, corrigiéndose: (i) los valores de demanda que se calcularon usando exclusivamente el valor de energía informado por los suministradores y validado por Osinergmin y (ii) el Peaje vigente en setiembre 2011 para el Ingreso Mensual Facturado; y asimismo se corregir los valores del Ingreso Mensual Facturado determinado en noviembre 2009 a diciembre 2012 (artículos N° 1 y 2 de la resolución)

• Recalcular el Anexo D de la Liquidación 2013 y corregir los valores devoluciones o refacturaciones entre Transmisores y Suministradores (Informe de la resolución)

Electroperú • Declarar fundado en todos sus extremos el recurso de reconsideración y dejar sin efecto el pago a efec-tuar por la empresa a ETENORTE y SN POWER, por el monto total de S/. 486 858,26, sin IGV.


De acuerdo al cronograma del procedimiento, Osinergmin debe publicar el 21 de junio del pre-sente año su decisión sobre los recursos de reconsideración.

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

Diecinueve empresas de electricidad sustentaron sus recursos de reconsideración contra la Resolu-ción N° 054-2013-OS/CD, que fijó los Peajes y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión para el periodo 2013 – 2017. La sustenta-ción indicada se realizó en audiencia pública el día 21 de mayo último, en Lima.

La Tabla 3 precisa las materias observadas por empresas que intervinieron en la audiencia: PIE Renovables, SN Power, CELEPSA, EDEGEL, CHINANGO, Luz del Sur, REP, Transmantaro, Edelnor, Kallpa, Conenhua, Eepsa, Enersur, San Gaban, Else, Antamina, Gold Field, Electronorte, y Egemsa.

Tabla 3Recursos de reconsideración presentados

Empresa Petitorio o materia observada

Peruana de Inversiones en Energías Renovables

• Reconsiderar la información establecida en los cuadros 9.37 y 9.38 del Anexo 9 de la Resolución en los cuales se nos considera como Generador Relevante de la S.E. Chimbote 138KV – Chimbote 1 220KV y de la Línea de Transmisión Huallanca 138KV – Chimbote 1 139KV (en adelante, “Insta-laciones”) a partir del periodo tarifario Mayo 2013 – Abril 2014.

SN Power • Representación de las centrales hidroeléctricas CAHUA Y YAUPI en el modelo PERSEO • Supuestos en el modelamiento del sistema en el Modelo PERSEO • Determinación de Generadores Relevantes en el SST de ETESELVA

Celepsa • Corregir el cálculo de las compensaciones asociadas a los elementos que conforman las amplia-

ciones de REP, siguiendo los lineamientos y criterios establecidos en el numeral II) literal d), del artículo 139° del Reglamento de la LCE.

Edegel

• Haber asignado a EDEGEL: D El 100% de las compensaciones por las ampliaciones de las SETs Santa Rosa y Ventanilla

de REP correspondiente a la Ampliación 7: “Adecuación Integral de la SE Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal”.

D Parcialmente las compensaciones de la ampliación 6 de REP: “Segundo circuito de la L.T. Chiclayo Oeste – Piura Oeste y ampliación de las subestaciones asociadas” y,

D Parcialmente las compensaciones de la ampliación 9 de REP: “Segundo Circuito de la L.T. Chiclayo Oeste – Guadalupe – Trujillo y ampliación de subestaciones asociadas, ampliación de la capacidad existente de la L.T. Chiclayo Oeste – Guadalupe Trujillo y ampliación de las subestaciones Huacho, Chiclayo Oeste y Guadalupe”

• Asimismo, sin perjuicio de lo impugnado, se solicita la revisión de los costos utilizados, a fin de no duplicar costos en aquellas instalaciones que han sido reemplazadas (descontando los costos de la RAA que pudieran estar formando parte de la RAG)

Chinango

• Designación de las Centrales Hidroeléctricas Chimay y Yanango como Generadores Relevantes respecto de las líneas de transmisión secundaria de Aguaytía – Tingo María (L-2251) y Tingo María -Vizcarra (L-2252).

• No incluir como Generador Relevante a la CH RENOVANDES en la responsabilidad de pago de la línea L-2256 Yanango - Pachachaca en 220 kV.

Luz del Sur

• Incluir elementos que están en servicio y cuentan con sus respectivas Actas de Puesta en Servicio. • Incluir elementos cuyas puestas en servicio se realizaron en los meses enero y febrero de 2013. • Reconocer el nuevo tramo de 60 kV Chilca – San Bartolo. • Recálcular los Factores de Pérdidas Medias de Energía (FPMdE). • Determinar el Costo Medio Anual del SST de Generación. • Actualizar el Costo Medio Anual del SCT.


REP

• Emplear los criterios y lineamientos establecidos en las leyes aplicables para el cálculo de las tarifas y compensaciones de las Ampliaciones tal como lo señalan los numerales 5.1 y el literal a) del numeral 5.2 del Anexo N° 7 del Contrato y adendas modificatorias que señalan que se debe seguir el procedi-miento establecido en el artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

• Asignar adecuadamente la responsabilidad de pago de la ampliación de la capacidad de transmisión de las líneas de transmisión L-2209 y L-2211, cuya ejecución fue aprobada en la Octava Cláusula Adicional del Contrato (Ampliación N° 8).

• Asignar adecuadamente el pago de la celda de la línea L-6608 contemplada en la Quinta Cláusula Adicional del Contrato (Ampliación N° 5).

• Corregir las alícuotas del área de demanda 8 en lo correspondiente a la participación de la línea L-6629 Marcona – Mina en el CMA del conjunto de dichas instalaciones.

• Considerar la modificación del SEA del Sistema Mantaro – Lima debido a la modificación de la línea L-2221 (Huayucachi –Carabayllo).

• Adecuar las subestaciones Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal que forma parte de la Ampliación 7 no debe considerarse como la instalación de nuevos Elementos.

• Calcular de manera preliminar el CMA de las instalaciones comprendidas en las Ampliaciones que aún no han entrado en operación comercial de manera que puedan ser incluidas en los procesos de liquidación anual de ingresos por SST y SCT posteriores.

• Corregir los errores detectados en el cálculo de las tarifas y compensaciones.

Consorcio Transmantaro

• Considerar únicamente la fórmula de actualización de peaje del tipo de cambio, para la Línea de Transmisión construidas bajo la modalidad de Contrato SCT

Edelnor • Reconsiderar el cálculo del peaje y proceda a corregirlo considerando los elementos faltantes mencio-nados en el cuadro de la hoja “F-308_SCT” del archivo “1Peaje_recalc(liq03

Kallpa Gene-ración

• Anular la resolución por los siguientes motivos: D Vulnera el numeral 1.11. de la Ley No. 27444; y D Comete un error de cálculo de la Remuneración Sistemas Secundarios y Complementarios de

Transmisión Chilca - San Juan (“SST”) u omite motivar la misma.

Conenhua

Referido al Sistema Huancavelica 60kV

• El CMA actual no cubre ni el COyM. • El COyM con módulos estándar es un monto mayor que el CMA Total que reconoce el Sistema. • El CMA reconocido es el 15% del CMA valorizado con Módulos Estándar

Referido al Sistema Ares 138Kv

• El CMA actual no cubre ni el COyM. • El COyM con módulos estándar es un monto mayor que el CMA Total que reconoce el Sistema • El CMA reconocido es el 20 % del CMA valorizado con Módulos Estándar

Referido al Sistema Cajamarca 220Kv

• Otros SST tienen similares Usos al SST Cajamarca y se consideran en el Área de Demanda 15.

EEPSA

• Recalcular el Costo Medio Anual (CMA) y sus correspondientes Cargos de Peaje Secundario Equiva-lente en Energía (CPSEE) del Sistema Secundario de Transmisión Malacas-Refinería de propiedad de EEPSA considerando los cargos establecidos por OSINERGMIN en el Oficio N° 326-2006-OSINERG-GART.

Enersur

• Considerar el sistema de transmisión real como el Sistema Económicamente Adaptado (SEA) del SST asociado a la C.H. Yuncán.

• No Considerar a las centrales de ENERSUR como centrales generadoras ubicadas Aguas Arriba en la asignación de responsabilidad de pago entre Generadores de los Sistemas Secundarios de Transmi-sión GD, y por tanto, que no participen en el pago de las compensaciones de tales instalaciones por mejoras de confiabilidad.

• Asignar a los Usuarios el 100% del pago de las compensaciones de las instalaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión incluidos en las Adendas 6 y 9 del Contrato de Concesión de Red de Energía del Perú S.A, que figuran en los cuadros 9.2 y 9.3 de la Resolución No. 054.

• Corregir los errores en el modelamiento del sistema de transmisión del PERSEO toda vez que estos afectan los cálculos para determinar los Beneficios Económicos y los Generadores Relevantes.

• Que los beneficios económico reales de los Usuarios y Generadores por los elementos de los SST y la determinación de los Generadores Relevantes sean calculados considerando el despacho de las centrales de generación con la configuración real del SEIN.

• Corregir las compensaciones mensuales de los Sistemas Secundarios de Transmisión SST Chilca – San Juan y SST Zapallal-Paramonga Nueva-Chimbote1, toda vez que su actualización respecto a la Fijación Anterior sólo corresponde a la aplicación del Factor de Actualización del CMA

San Gabán

• Modificar el cuadro 9.15 de la Resolución OSINERGMIN N° 054-2013-OS/CD “Resolución que fija las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT período mayo de 2014 - abril de 2017 en el sentido de que los responsables de pago por el SST de SAN GABAN sea efectuado considerando a los Generadores Relevantes, tal como lo señala el OSINERGMIN en el numeral 23.4 de su Informe N° 0151-2013-GART.


ELSE • Recalcular el peaje unitario del área de demanda 10, considerando la demanda aprobada en el Plan de Inversiones.

Antamina • Revocar la Resolución ya que OSINERGMIN, sin haber evaluado la información presentada por ANTA-

MINA acreditando que el SVC de la SET Vizcarra beneficia a otros agentes del SEIN, se negó a regular una tarifa que remunere el uso que los agentes del SEIN hacen de dicha instalación.

Gold Field • Recalcular los porcentajes de responsabilidad asignados a cada uno de los usuarios de las instalacio-nes de transmisión del SST Trujillo Norte – Cajamarca Norte.

Electronorte

Reformular el contenido de la resolución, toda vez que:

• Omite las instalaciones de Electronorte que fueron reconocidas en el Anexo 7 de la Resolución 184-2009-OS/CD y sus modificatorias.

• El 06 de diciembre de 2012 se inspeccionó las instalaciones SET Lambayeque Sur y la Línea 60kV Chiclayo Oeste – Lambayeque Sur por parte de Osinergmin y Electronorte; suscribiéndose poste-riormente el acta de puesta en servicio N° 002-2013, aceptándose en esta acta las inversiones realizadas por Electronorte

Egemsa • Revisar los archivos publicados como resultado del método de los beneficiarios, ya que muchos de

ellos se presenta como archivos vacíos y/o con datos error. • Corregir los errores materiales y revisar los resultados materia de la resolución

De acuerdo al cronograma del procedimiento, Osinergmin debe resolver los recursos de recon-sideración el 21 de junio del presente año.

B.d. VAD y Cargos Fijos 2013 - 2017En el procedimiento de fijación de las tarifas de distri-bución eléctrica para el periodo 2013 – 2017, Osinerg-min formuló en mayo último sus observaciones a los Estudios de Costos del VAD de los Sectores Típicos 1, 2, 3, 4, 5, 6, SER y Especial, de conformidad con el artículo 68° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Las observaciones realizadas por el regulador se en-cuentran en la Tabla 4. Conforme a lo establecido en el cronograma del procedimiento tarifario, las em-presas responsables de los Estudios de Costos deben presentar hasta el 07 de junio sus absoluciones a las observaciones efectuadas por el regulador.

B.e. Reajuste de la TUD de Gas Natural en Lima y Callao

Conforme con lo dispuesto en el Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao, aprobado por Resolución N° 011-2012-OS/CD, Osinergmin aprobó el Factor de Ajuste de la Garantía de Red Principal - FAGRP, aplicable a la Tarifa Única de Distribución desde el 07 de mayo de 2012, según el siguiente valor:

FAGRP = 0,9956

Además, de acuerdo a lo establecido en la Quinta Disposición Transitoria del Decreto Supremo N° 009-2012-EM, se destina a la cuenta de los Gastos de Promoción para clientes residenciales, el monto que se obtenga por la diferencia entre los ingresos recaudados por el Concesionario aplicando las tarifas vigentes, respecto de los ingresos que se hubieran obtenido de aplicar el Factor de Ajuste a que se refiere el párrafo anterior.

El cálculo del monto referido, será determinado de acuerdo con lo dispuesto en el Procedi-miento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao, vigente a la aplicación del reajuste correspondiente.

Tabla 4Sector Típico

Empresa Responsable

Observaciones de Osinergmin

1 EdelnorLuz del Sur Oficio N° 391-2013-GART

2Distriluz

Electro DunasEdecañete

Oficio N° 392-2013-GART

3 Electro DunasEdecañete Oficio N° 393-2013-GART

4

Electro DunasElectro Sur EsteElectro Sur Este

(Adicional)

Oficio N° 394-2013-GART

5Electro Dunas

Oficio N° 395-2013-GART6 Oficio N° 396-2013-GART

SER Electronoroeste Oficio N° 397-2013-GARTEspecial Coelvisac Oficio N° 398-2013-GART


C. TARIFAS ELÉCTRICAS

C.a. Variación de los indicadores macroeconómicos

La Tabla 5 muestra las variaciones de los índices macroeconómicos que intervienen en la regulación de las tarifas eléctricas, registradas en el periodo comprendido entre el 04 de mayo y el 04 de junio del presente año.

Las variaciones indicadas en di-cha tabla han determinado a su vez variaciones en los precios de las actividades reguladas en las magnitudes que se muestran en la Tabla 6.

Por otra parte, la evaluación de dichos factores determinó que el regulador hiciera leves reajustes en el precio a nivel generación, el peaje por conexión al sistema de transmisión y el valor agre-gado de distribución, lo que determinó a su vez modificaciones de las tarifas eléctricas de apli-cación en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN y Sistemas Aislados.

C.b. Variación de la tarifa eléctrica Para el periodo comprendido entre el 04 de mayo y el 03 de junio las tarifas eléctricas en el SEIN y los Sistemas Aislados han experimentado los siguientes ajustes promedio.

En el SEIN, 1,9% para los usuarios residenciales y 2,9% para los usuarios comerciales e indus-triales. En los Sistemas Aislados, el reajuste promedio ha sido de -0,1%.

Los reajustes indicados son consecuencia de las modificaciones de los precios y tarifas de los componentes regulados de la tarifa eléctrica aplicable al usuario final, cómo se explica en el segmento InfOsinergmin-Usuarios.

En dicho segmento también se pueden apreciar los impactos de los reajustes indicados en las tarifas eléctricas que se aplicarán durante el mes de junio del presente año en las principales localidades del país.

Tabla 5Variación de los indicadores de la regulación tarifaria

(Junio vs, Mayo)

Índices Macroeconómicos 04/05/2013 04/06/2013 Variación

IPM 207,44 206,83 -0,30%

TC (S/,/US$) 2,64 2,73 3,33%

PGN (US$/MMBtu) 2,53 2,55 1,03%

FOBCB (US$/tn) 100,18 99,62 -0,56%

Diesel+ISC (S/,/gl) - Callao (SEIN) 9,43 9,27 -1,70%

Residual+ISC (S/,/gl,) - Callao (SEIN) 6,55 6,53 -0,31%

Diesel+ISC (S/,/gl) - Callao (Aislados) 10,37 10,37 0,00%

Diesel+ISC (S/,/gl) - Iquitos (Aislados) 9,67 9,67 0,00%

Residual+ISC (S/,/gl,) - Iquitos (Aislados) 7,18 7,18 0,00%

Diesel+ISC (S/,/gl) - Cusco (Aislados) 10,92 10,92 0,00%

IPCu (ctv,US$/lb) 356,32 352,29 -1,13%

IPAl (US$/tn) 1978,71 1959,49 -0,97%

Tabla 6

Variación acumulada de precios por actividad regulada

Actividad Regulada LímiteInferior

LímiteSuperior

LímiteTarifario

Generación SEIN 4.22% 5.15% +/- 5%

Generación Aislada 0.01% 0.51% +/- 1.5%

Transmisión Principal 2.36% 5.60% +/- 5%

Transmisión Secundaria 0.23% 5.60% +/- 5%

Distribución -0.29% 0.91% +/- 1.5%

Precio a Nivel Generación 4.80% +/- 1.0%

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria8 PB

D. ÍNDICES TARIFARIOS

E. LO QUE SE VIENE

Precios en Barra 2013 – 201421 de junio: Resolución que resuelve los recursos de reconsideración contra la resolución que fija los Precios en Barra.

VAD y Cargos Fijos 2013-201707 de junio: Absolución de 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 digital mensual de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, elaborada y editada por Teps Group SAC, según CLS N° Osinergmin-Gart-017-2013.

Hecho el Depósito Legal en la Biblioteca Nacional N° 2013-XXXX

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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