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COMISION DE TARIFAS ELECTRICASSECTOR ENERGIA Y MINAS

LOS ABEDULES # 242-URB. CAMACHO-LA MOLINATELEFONO 350313-FAX: 357357-LIMA

RESOLUCION DE LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS Nº 006-94 P/CTE

Lima, 15 de Junio de 1994.

LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS:

De conformidad con lo establecido en el Artículo 81º del Decreto Ley Nº 25844 y Artículo 162del Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y estando a lo acordado por su Consejo Directivo en susesión 012-94 del 15 de marzo de 1994,

RESUELVE:

Artículo Unico.- Aprobar la publicación del documento "Procedimiento y Cálculo de la Tarifaen Barra" correspondiente a la regulación tarifaria del mes de mayo de 1994. concordante conla Resolución Nºs 002-94 P/CTE, el mismo que se anexa a la presente.

Regístrese, comuníquese y publíquese.

Santiago B. Antúnez de MayoloPresidente

Comisión de Tarifas Eléctricas



I. Introducción

Con fecha 30 de abril de 1994 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) ha publicado laResolución Nº 002-94 P/CTE que fija las Tarifas en Barra y sus correspondientescondiciones de aplicación para el período mayo-octubre de 1994.

El 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 laComisión de Tarifas Eléctricas de hacer conocer al Sector los procedimientos utilizadosen la determinación de las tarifas, este informe resume los procedimientos, cálculos,datos y resultados obtenidos para la Tarifa en Barra utilizada en la regulación tarifaria delperíodo indicado anteriormente.

Debido a la configuración actual de los sistemas eléctricos en el Perú, los cálculosrealizados se han dirigido por separado a tres sectores distintos: (a) El SistemaInterconectado Centro-Norte, SICN; (b) Los Sistemas del SurEste y SurOeste, que seprevé constituyan en 1996 el Sistema Interconectado del Sur, SISUR; y (c) Los SistemasAislados. Para cada uno de ellos se incluye información sobre los procedimientos ymodelos utilizados para la determinación de tarifas, los datos básicos empleados y losresultados del cálculos.

En la elaboración del estudio de la Tarifas se tomaron en cuenta tanto los informestécnicos preparados por los Comités de Operación Económica (COES), como lascoordinaciones sostenidas con los representantes de los mismos, además de los cálculosefectuados por la CTE para su verificación.

II. Procedimientos Generales

A. Precios Básicos

Los precios básicos están constituidos por los precios de potencia y energía en las barrasde referencia, a partir de las cuales se expanden los precios hacia las otras barrasmediante factores de penalización.

El cálculo de los precios básicos de generación de energía se realizó con modelosmatemáticos de optimización del costo de operación de los sistemas eléctricos tal comose describe más adelante La descripción de los procedimientos se realiza por separadopara los dos sistemas eléctricos principales: El Sistema Interconectado Centro Norte ylos Sistemas Sur Este y Sur Oeste; los otros sistemas, denominados Sistemas Aislados,se tratan en forma conjunta.

El precio básico de la potencia se determinó a partir de los costos unitarios de inversión ycostos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrar potencia depunta, incluida la conexión al sistema de transmisión; el valor, así obtenido, seincrementó multiplicándolo por un factor que resulta de considerar el margen de reservateórico (MRT) que se define más adelante para cada uno de los sistemas.

Los valores de margen de reserva teórico utilizados en la presente fijación tarifaria hansido adoptados provisionalmente por la Comisión, y son iguales a los de las dosfijaciones tarifarias anteriores. Se tomó esta determinación con el fin de evitarvariaciones no justificadas en el precio de la potencia, mientras se realizan los estudiosque permitan definir el margen de reserva teórico de modo consistente en la retribuciónmás adecuada por el sistema de generación.

B. Peajes por Transmisión

El procedimiento para tarifar la transmisión aplica la metodología establecida en la Ley,que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con el



peaje; definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistemaeconómicamente adaptado y el costo marginal.

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

El VNR del sistema de transmisión económicamente adaptado (STEA) constituye elcosto medio empleado para la determinación del correspondiente peaje. El STEAutilizado en esta fijación mantuvo la composición determinada por la firma consultoraSYNEX en el estudio "Programa de Garantía Tarifaria" (PGT). El procedimiento utilizadopara determinar el VNR siguió también los lineamientos establecidos en el PGT según seexpresa a continuación.

a) Componentes Típicos de Inversión

Para obtener el VNR de los sistemas de transmisión del SICN y Sistemas del Sur sedefinieron y calcularon los costos de diversos componentes típicos de inversión. Seconsideraron cuatro niveles de tensión: 220, 138, 60 y 30 kV, que corresponden a losniveles existentes.

Los componentes típicos de inversión considerados para la valorización de lasinstalaciones fueron:

• Unidades de operación de subestaciones (celdas);

• Equipo de transformación;

• Grupos de compensación reactiva y;

• Costo por kilómetro de líneas de transmisión diferenciadas en tipo costa y sierra.

b) Valorización de Líneas

Para valorizar las líneas se utilizó un procedimiento que permite seleccionar la línea deconductor óptimo económico. Para el cálculo se requieren los costos por kilómetro delínea y de los equipos de maniobra en sus terminales, así como los costos de potencia yenergía en el sistema. También se toman en cuenta la ubicación geográfica y ladiferencia de costos tanto para costa como para sierra.

Otros datos requeridos son la longitud, potencia transmitida, factor de carga y factor depotencia de la línea

El resultado del proceso brinda el conductor y nivel de tensión óptimo para líneas desimple y doble circuito y considera la factibilidad técnica de la solución propuesta.

c) Valorización de las SS.EE

Para la valorización de las subestaciones se utilizaron hojas de cálculo, que contieneninformación sobre las celdas de transformación, acoplamiento, transformadores depotencia, bancos de baterías, terrenos, edificaciones, cercos, etc. En algunos casos fuenecesario efectuar extrapolaciones debido a la escasez de información relevante acostos generales.

2. Factores de Penalización.

Los factores de perdidas o factores de penalización se determinaron a base de estudiosde flujos de potencia efectuados para condiciones de operación esperadas durante 1994.Los casos analizados corresponden a diferentes niveles de carga dentro de la curva dedemanda corresponden también a 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 factoresde penalización.



Los factores de penalización de potencia se calcularon con los flujos de potenciacorrespondientes a la hora de la máxima demanda. Para el cálculo de los factores depenalización de energía se determinaron primero factores de penalización 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.

Exclusivamente para los sistemas del sur, la expansión de los precios básicos (sininclusión del peaje), se realizó con los flujos de carga correspondientes a las condicionesde operación de 1996, considerado como año de adaptación económica del sistema. Elingreso tarifario para el cálculo del correspondiente peaje, se obtuvo con la distribuciónde flujos de potencia correspondientes a 1994.

C. Tarifas en Barra.

Los precios básicos de la energía y la potencia, es decir, los costos de generacióndeterminados para un punto de referencia de la red, constituyen el punto de partida parael establecimiento de los Precios en Barra. Estos precios se han determinado después deelegir las barras de referencia y aplicar las etapas de cálculo que se indican más adelante

1. Aplicación de los factores de penalización.

Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras seaplicaron los factores de penalización de acuerdo al procedimiento arriba indicado.

2. Ingreso Tarifario y Peaje de Conexión

El cálculo del ingreso tarifario se efectuó para cada tramo del sistema principal como ladiferencia entre la valorización de potencias y energías en el extremo receptor y lavalorización de las potencias y energías en el extremo emisor. Para las inyecciones yretiros se trabajó con los valores que se derivan de los flujos de potencia basados en laoperación típica del parque generador para condiciones de hidrología media. Laspotencias consideradas en el cálculo del ingreso tarifario correspondiente fueron losflujos a la hora de demanda máxima, como una aproximación del flujo resultante aldespachar la potencia firme de cada central para satisfacer la máxima demanda.

El peaje total de conexión se determinó mediante la diferencia entre la anualidad deinversión y de costos de operación y mantenimiento del sistema principal menos elingreso tarifario. Una vez obtenido el peaje total se calculó el peaje de conexióndividiéndolo por la potencia firme total conectada al sistema eléctrico.

3. Peaje Secundario

El peaje secundario se calculó para instalaciones que interconectan barras publicadas.Para este efecto se determinó la diferencia entre la anualidad de la instalación adaptaday el ingreso tarifario, aplicando para el cálculo de estos componentes los mismosprocedimientos que en el sistema principal.

El valor resultante se expresó por kW de "potencia adaptada" de la instalación adaptada.Como instalación adaptada se definió aquella que resulta en el menor costo de inversióny pérdidas de transmisión, para el valor efectivo de potencia que transporta el sistema.

4. Incorporación del peaje secundario en precios de barras.

Los peajes secundarios se calcularon para incorporarse a los precios en las barraspublicadas. Dicha incorporación se realizó en los precios de energía. Esto fue motivado,principalmente, por la existencia de cargos de peaje que por su magnitud hubiera sidoexcesivo adicionarlos al precio base de potencia en las barras.

5. Recargos de Subtransmisión

Se estructuró un esquema de recargo por concepto de costos medios del sistemasecundario de subtransmisión. definido éste por las instalaciones distintas de aquellasque interconectan las barras publicadas. Los recargos que corresponden a



transformación y a distancia en líneas de transmisión, se determinaron aplicando lossiguientes criterios:

i) Se calcularon para instalaciones adaptadas; con una potencia adaptada igual al 85%de la capacidad de las instalaciones.ii) Se determinaron considerando rango de tamaños y características representativas delas instalaciones existentes en los sistemas eléctricos en estudio, de manera deconformar un conjunto de precios y factores de recargo de aplicación común a todas lasinstalaciones existentes.

III. Sistema Centro-Norte

A. Precios Básicos

1. Procedimientos

a) Energía

El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginales esperadosen el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis. Para ladeterminación del costo marginal de la energía en el SICN, la CTE utilizó el modeloJUNIN. Este modelo uninodal de despacho de energía permite optimizar la operación desistemas hidrotérmicos con un solo embalse (el Lago Junín) en etapas mensuales; utilizaprogramación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y,mediante simulación, determina estrategias de operación del parque generador ;asimismo calcula los costos marginales esperados en el período de análisis. El modelofue utilizado con datos de hidrología de un período de 36 años (1957-1992) y la demandaesperada hasta el año 1998. Los autoproductores fueron excluidos tanto de la demandacomo de la generación.

La representación de la demanda agregada del sistema (un solo nodo) se realizó entérminos del diagrama de duración de tres bloques para cada uno de los 48 meses delperíodo de estudio. Como consecuencia, los costos marginales esperados resultandiscriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda. A partir de los costosmarginales, y para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió en dos períodos:punta y fuera de punta.

b) Potencia

La unidad de punta más adecuada para suministrar potencia en el caso del SICN es unaturbina de gas. El factor margen de reserva teórico, en este caso, tiene el valor 1,22 yresulta de considerar una reserva de 18% en el sistema de generación (1 / (1-0, 18) ).

2. Aplicación y Resultados.

La primera parte de esta sección está dedicada a presentar los datos de demanda,programas de obras y costos variables de operación utilizados para el cálculo de la tarifa;a base de lo anterior, se presenta luego los precios básicos de potencia y energía que seobtuvieron. En una sección posterior se calculan los peajes por el uso de los sistemas detransmisión y se integran a los precios básicos para construir las Tarifas en Barra, deacuerdo a lo establecido en la legislación vigente.

a) Previsión de la Demanda.

Para el período de estudio se consideraron las tasas de crecimiento de la Demandacontemplados en el Plan Referencial elaborado por la Oficina Técnica de Evaluación deRecursos Energéticos (OTERG) del Ministerio de Energía y Minas, corregidas por elincremento efectivo de la demanda registrado durante 1993. Para el estudio sedescontaron los requerimientos de potencia y energía de Centromin Perú y Hierro Perú.

La demanda considerada se encuentra resumida a continuación en el cuadro Nº 1.



Cuadro Nº 1Proyección de la Demanda

Período 1993-1998SIN AUTOPRODUCTORES

Sistema Interconectado Centro Norte

Energía Anual GWh Tasa de Crecimiento%

Año DemandaMW

Total Punta F. Punta Total

Factor deCarga %

Potencia Energía

1993 1668.0 2312.9 7256.5 9569.4 65.5%

1994 1778.0 2469.8 7748.9 10218.7 65.6% 6.6% 6.8%

1995 1884.4 2605.7 8175.1 10780.8 65.3% 6.0% 5.5%

1996 1959.8 2709.9 8502.2 11212.2 65.3% 4.0% 4.0%

1997 2038.2 2818.3 8842.3 11660.6 65.3% 4.0% 4.0%

1998 2119.7 2931.1 9196.0 12127.1 65.3% 4.0% 4.0%

Esta demanda es igual que la presentada por el COES-SICN en su informe de sustentopara la fijación tarifaria de mayo. La demanda prevista para 1994 constituye unarepresentación razonable de la tendencia observada durante los últimos doce meses.Para los años siguientes la demanda prevista utiliza las tasas de crecimiento contenidasen el Plan Referencial de Electricidad 1993.

b) Programa de Obras.

El programa de obras asumido para esta fijación tarifaria se resume en el cuadro Nº 2.Para elegir esta configuración se ha analizado el parque de generación de mínimo costo,más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años, para abastecer lademanda de manera económica. este parque de generación difiere del programapropuesto por el COES-SICN en: (i) la introducción de una planta Diesel de 30 MW enPiura en enero de 1996 ( en reemplazo de la planta turbogas de Piura prevista para 1996en el Plan Referencial de Electricidad 1993 elaborado por el Ministerio de Energía yMinas) y, (ii) en el desplazamiento, hacia 1996, de la planta turbogas de Talara (50 MW)prevista por el COES para 1995.

El método utilizado para definir el parque generador térmico más probable de ingresar enel período de estudio, consistió en probar las diferentes alternativas de inversiónconocidas a la fecha y, mediante simulación, determinar el efecto de su incorporación alsistema sobre el valor estratégico del agua almacenada. A base del resultado anterior, seelige la combinación y secuencia de obras que minimiza el costo actualizado deinversión, operación y falla en el período analizado.



Cuadro Nº 2PROGRAMA DE OBRAS

Sistema Interconectado Centro-Norte

Programa Entrada Programa SalidaDescripción Combustible Potenciaefectiva

MW Año Mes Año Mes

Turbo Gas Ventanilla 1 Diesel 100.0 1997

Turbo Gas Ventanilla 2 Diesel 100.0

Existente

Existente 1997

Grupos Diesel Trujillo Residual 30.0 1995 7

Grupos Diesel Piura Residual 30.0 1996 1

Turbo Gas Talara 1(*) Diesel 50.0 1996 1 1996 12

Turbo Gas Talara 2(*) Diesel 50.0 1996 1 1996 12

Ciclo Combinado Talara 3 Gas Natural 150.0 1997 1

Ciclo Combinado Ventanilla 3 Gas Caliente 300.0 1997 7

Turbo Gas Maple Gas Natural 100.0 1998 1

(*) Los Turbogases 1 y 2 de Talara en 1997 pasan a formar parte de una unidadde Ciclo Combinado Talara 3 de 150 MW, mediante la adición de una unidad

Turbovapor de 50 MW

c) Costos Variables de Operación

Los costos variables de operación que se considera para el estudio son de dos tipos (i)Los costos relacionados directamente al consumo de combustibles para generación y (ii)Los costos variables no combustibles (CVNC), asociados principalmente al consumo delubricantes y gastos de mantenimiento.

El precio utilizado para el combustible considera la alternativa de abastecimiento en elmercado interno peruano, agregados los fletes de transporte local hasta la central degeneración correspondiente. Estos valores se muestran en el cuadro Nº 3.

Los costos variables no combustibles (CVNC) se muestran en el cuadro Nº 4 junto conlos precios variables obtenidos a partir de la eficiencia de las máquinas y del precio delcombustible indicado en el cuadro Nº 3.

Los CVNC reconocidos por la Comisión pueden diferir de los valores utilizados por elCOES-SICN en cuanto, los primeros, son señales que orientan la eficiencia económicadel sistema de generación. En consecuencia, algunos de los CVNC utilizados por la CTEpudieran ser menores que los costos efectivos de operación de un sistema que, porrazones de adecuación, opera en forma subóptima.

d) Costo de Racionamiento (Falla)

El costo de racionamiento para el Sistema Interconectado Centro-Norte ha sidoestablecido en 15,0 centavos de US$ por kWh, dentro del estudio "Programa de GarantíaTarifaria" realizado por la CTE; el mismo representa el costo de adquisición directa deenergía por parte de un consumidor industrial que emplea grupos Diesel con menos de400 horas de utilización al año.



Cuadro Nº 3

Precio Base de Combustible

A Precios de Mercado Interno

Combustible S/./Gln. US$/Gln US$/Barril US$/Ton Densidad

Kg/Gln

Diesel 2 1.45 0.67 28.06 205.7 3.248

Residual 6 0.69 0.32 13.44 88.6 3.612

S/./MPC US $/MPC US $/M3

Gas Natural 4.34 2.00 0.071

Precios Locales de CombustibleDiesel 2 (US $/Ton)

LUGAR Flete Base Total

Ventanilla 3.5 205.7 209.2

Lima 3.5 205.7 209.2

Chimbote 6.8 205.7 212.5

Trujillo 6.8 205.7 212.5

Chiclayo 7.7 205.7 213.4

Piura 10.8 205.7 216.5

SICN 6.8 205.7 212.5

Residual 6 (US $/Ton)

LUGAR Flete Base Total

Lima 3.4 88.6 92.0

Trujillo 5.4 88.6 94.0

Piura 5.4 88.6 94.0



Cuadro Nº.4

COSTO VARIABLE DE OPERACION Y MANTENIMIENTO


COSTO VARIABLE

Combustible NoCombustible

TOTAL

Descripción Combustible Costo deCombustible

(US $/Ton)

CostoEspecífico

(KG/KWh)

(Mills/KWh) (Mills/KWh (Mills/KWh)

Turbo Gas Chimbote,Trujillo

Diesel 212.5 0.378 80.3 5.0 85.3

Turbo Gas Piura Diesel 216.5 0.464 100.5 7.0 107.5

Sta. Rosa UTI 100 MW Diesel 209.2 0.283 59.2 5.0 64.2

Sta. Rosa BBC 40 MW Diesel 209.2 0.508 106.3 7.0 113.3

Grupos Diesel Piura Diesel 216.5 0.232 50.2 6.0 56.2

Grupos Chiclayo 2 Diesel 213.4 0.232 49.5 6.0 55.5

Grupos Diesel, Paita,Sullana

Diesel 216.5 0.250 54.1 6.0 60.1

Grupos Chiclayo Diesel 213.4 0.221 47.2 6.0 53.2

Turbo Gas Ventanilla 1 Diesel 209.2 0.263 55.0 3.0 58.0

Turbo Gas Ventanilla 2 Diesel 209.2 0.263 55.0 3.0 58.0

Grupos Diesel Trujillo Residual 94.0 0.220 20.7 8.0 28.7

Grupos Diesel Piura Residual 94.0 0.220 20.7 8.0 28.7

Turbo Gas Talara 1 Diesel 205.7 0.263 54.1 2.0 56.1

Turbo Gas Talara 2 Diesel 205.7 0.263 54.1 2.0 56.1

Ciclo Combinado Talara 3 Gas Natural 2.0 7.700 15.4 1.5 16.9

Ciclo CombinadoVentanilla 3

Gas Caliente 209.2 0.184 38.5 2.0 40.5

Turbo Gas Maple Gas Natural 2.0 11.000 22.0 1.5 23.5

Nota: mills/KWh = milésimos de US$/KWh

e) Precios Básicos

(1) Potencia

El precio básico de potencia que considera el costo de desarrollo de la unidad parasatisfacer la demanda de potencia de punta del Sistema, ha sido obtenido a partir de loscostos asociados a una Turbina de Gas de 50 MW incluyendo la correspondiente líneade conexión al sistema.

El precio básico de potencia incluye el margen de reserva teórico de 1.22 determinadopara el caso del Sistema Interconectado Centro-Norte. Dicho precio resulta en 72,46US$/kW-año; este valor se mantiene igual al obtenido en la fijación tarifaria denoviembre de 1993. El detalle de cálculo se muestra en el cuadro Nº 5.



(2) Energía

El precio básico de la energía por bloque horario para las subestaciones de referencia(Lima), obtenido de acuerdo al procedimiento establecido en las normas vigentes,resultan en los valores que se muestran en el cuadro Nº 6

Cuadro Nº 5

Planta Marginal de Potencia de Punta


(50 MW)

Resumen de Costos Inversión

Miles $

Anualidad

Miles $-año

Tasa Anual 12.0%

Turbogenerador

Años de vida útil.

Anualidad del Turbogenerador

20

15,339.87

2,053.68

Conexión


Anualidad del Conexión

30

4,911.91

609.78

Total anualidad TG+ Conexión 2,663.46

Costo fijo de Operación yMantenimiento

Turbogenerador

Conexión

2.4%

1.5%

278.75

28.50

TOTAL 2,970.72

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

Cuadro Nº 6

Precio Básico de la Energía en Lima

Período Punta Media Base Promedio

mills/kWh 62.4 33.8 0.60 28.8

Nota: mills/kWh = milésimos de US$/kWh

La Comisión de Tarifas Eléctricas ha determinado que para el parque generadoradaptado económicamente a la demanda, el precio básico de la energía sería de 31.1mills/kWh (Programa de Garantía Tarifaria). El precio determinado de 28.8 mills/kWh seencuentra dentro del rango de 10% del valor anterior y por consiguiente, de acuerdo conla Quinta Disposición Transitoria del reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, elprecio básico de la energía en el SICN para el período mayo-octubre 1994 será: 28.8mills/kWh




1. Alcance del Sistema de Transmisión

Las obras consideradas en el estudio, pertenecientes al sistema de transmisión está,detalladas en el cuadro Nº 7

Cuadro Nº 7

Sistema de Transmisión


Desde Barra Hacia Barra Tensión Sistema

Chiclayo Oeste Piura 220 kv. Secundario

Chiclayo Sur Chiclayo Oeste

Reactor 40 MVA

220 kv. Principal

Principal

Guadalupe Chiclayo Sur

Reactor 20 MVA

220 kv. Principal

Principal

Trujillo Norte Guadalupe 220 kv. Principal

Chimbote 1 Trujillo Norte

Capacitor 35 MVA

220 kv. Principal

Principal

Paramonga Chimbote 1 220 kv. Principal

Zapallal Paramonga 220 kv. Principal

Ventanilla Zapallal 220 kv. Principal

Chavarría Ventanilla

SVA 69 MVA

220 kv. Principal

Principal

Santa Rosa Chavarría 220 kv. Principal

San JuanElectroLima

Santa Rosa

15 MVA cap. + 20 MVAind.

220 kv. Principal

Principal

San JuanElectroPerú

San Juan ElectroLima. 220 kv. Principal

Independencia San Juan ElectroPerú

20 MVA reac.+ CS

220 kv. Secundario

Secundario

Ica Independencia 220 kv. Secundario

Marcona Ica 220 kv. Secundario

El sistema principal de transmisión del SICN ha sido ampliado respecto al sistemaprincipal utilizado en la fijación tarifaria anterior (nov-93). Anteriormente el sistemaprincipal se extendía entre la subestación San Juan 220 kV en Lima y la subestaciónTrujillo Norte 220 kV; ahora el sistema principal de transmisión incorpora también alsubsistema de transmisión Trujillo-Guadalupe y Guadalupe-Chiclayo. Esta ampliación,solicitada por la Empresa de Transmisión Eléctrica Centro-Norte (ETECEN) y COES-SICN, se justifica por la presencia de flujos bidireccionales en las líneas y por ladificultad en identificar a los responsables individuales por el flujo de carga de dichosubsistema. La correspondiente autorización fue otorgada por el Ministerio de Energía yMinas por medio de la RM-224-94-EM/VME del 27.04.94.



2. Costo Anual del Sistema de Transmisión del SICN

La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (AVNR) del sistema de transmisión delSICN, determinado de acuerdo al procedimiento establecido, se resume en el cuadro Nº8; e él se incluyen además los correspondientes Costos de Operación y Mantenimiento(COyM) así como una componente considerada para tomar en cuenta los costos deseguridad de las instalaciones.

Cuadro Nº 8


Costo Anual del Sistema de Transmisión

Millón de US$

Desde Barra Hacia Barra Tensión Sistema AVNR COYM SEGURIDAD TOTAL

ChiclayoOeste

Piura 220 kv. Secundario 2.588 0.313 0.465 3.365

Chiclayo Sur Chiclayo Oeste

Reactor 40 MVA

220 kv. Principal

Principal

0.213

0.181

0.026

0.022

0.013

0.000

0.252

0.203

Guadalupe Chiclayo Sur

Reactor 20 MVA

220 kv. Principal

Principal

1.388

0.116

0.168

0.014

0.184

0.000

1.740

0.130

Trujillo Norte Guadalupe 220 kv. Principal 1.571 0.190 0.227 1.988


Capacitor 35 MVA

220 kv. Principal

Principal

1.862

0.086

0.225

0.010

0.295

0.000

2.382

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


SVA 69 MVA

220 kv. Principal

Principal

0.758

0.290

0.092

0.035

0.033

0.000

0.882

0.325

Santa Rosa Chavarría 220 kv. Principal 0.386 0.047 0.018 0.451

San JuanElectroLima

Santa Rosa

15 MVA cap. + 20MVA ind.

220 kv. Principal

Principal

0.581

0.127

0.070

0.015

0.058

0.000

0.709

0.142


San JuanElectroLima.

220 kv. Principal 0.581 0.070 0.000 0.651

Independencia San JuanElectroPerú

20 MVA reac.+ CS

220 kv. Secundario

Secundario

2.704

0.385

0.327

0.047

0.474

0.000

3.504

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

Total Sistema Principal 13.921 1.682 1.716 17.319



3. Factores de Penalización

Los factores de penalización para el cálculo de la potencia y energía en las diferentessubestaciones a partir de los precios básicos en las barras de referencia para el cálculode los precios básicos de potencia y energía fueron, como se indica más adelante, lassubestaciones de Trujillo Norte 220 kV y santa Rosa 22o kV (Lima) respectivamente.Dichos factores se determinaron para el año 1994, en condiciones de operaciónpromedio de las centrales hidráulicas.

4. Peaje de Conexión y Peaje Secundario

El peaje de conexión del Sistema Principal de Transmisión se obtuvo como la diferenciaentre el costo total del sistema de transmisión menos el Ingreso Tarifario esperado,dividida entre la demanda máxima del sistema, como se ilustra en el cuadro Nº 10.

Mayor detalle sobre el cálculo del peaje de conexión se encuentra en el cuadro A-5 delAnexo. En dicho cuadro se muestra también el peaje secundario de las líneas principalesdel SICN.

Cuadro Nº 10

Peaje del Sistema de Transmisión Principal

Sistema Interconectado Centro - Norte

Costo Total Anual Millón US$ 17.319

Ingreso Tarifario Esperado Millón US$ -3.354

Peaje Millón US$ 20.673

Máxima demanda MW 1778

Peaje Unitario US$/kW-año 11.627

Cuadro Nº 9

FACTOR DE PENALIZACION


FactorSubestación

Potencia

(Base Trujillo)

Energía

(Base Sta. Rosa)Piura Oeste 1.0337 1.1394Chiclayo Oeste 1.0164 1.1233Guadalupe 1.0131 1.1241Trujillo Norte 1.0000 1.1172Chimbote 1 0.9519 1.0711Paramonga Nueva 0.9225 1.0270Zapallal 0.9034 0.9937Ventanilla 0.9061 0.9955Chavarría 0.9122 1.0000Santa Rosa 0.9122 1.0000San JuanElectroLima

0.9122 1.0000


0.9122 1.0000



Independencia 0.8861 0.9597Ica 0.8958 0.9689Marcona 0.9089 0.9834Huancavelica 0.8542 0.9326Mantaro 0.8415 0.9217Pachachaca 0.8788 0.9628Huayucachi 0.8600 0.9415Paragsha 0.8414 0.8983Huanuco 0.8497 0.9063Tingo María 0.8535 0.9100Cañón del Pato 0.9021 1.0246Callahuanca 0.8889 0.9750

C. Tarifas en Barra

Como punto de referencia de aplicación del precio básico de la energía en el caso delSICN se adoptó la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220kV). Lima representa alrededor del 70% de la demanda del SICN y es un punto al cualconvergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación instalados.Para el precio básico de la potencia se adoptó como barra de referencia la subestaciónTrujillo 220 kV, por ser el punto más conveniente para instalar capacidad adicional depotencia de punta en el SICN.

Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras en elcaso del SICN se han aplicado los factores de penalización calculados para el año 1994.

Los peajes secundarios se calcularon para incorporarse a las barras publicadas en lassubestaciones 220 kV existentes al norte de Chiclayo y al sur de Independencia. Dadoque su valor calculado era superior al 50% del costo marginal de la potencia en la barrade aplicación, se optó por incluir los peajes en el precio de la energía expresado porkWh.

1. Tarifas Marginales.

Las tarifas marginales de Potencia y Energía por barra obtenidas expandiendo losrespectivos precios básicos con los Factores de Penalización de cada Barra del sistemase muestran en el cuadro Nº 11.

Cuadro Nº 11

TARIFAS MARGINALES


Precios de Energía:ctv. US$/kWhBarra Potencia

US$/kW-mes

Punta F. Punta Total

Piura Oeste 5.92 5.30 2.65 3.28

Chiclayo Oeste 5.82 5.22 2.61 3.24

Guadalupe 5.80 5.23 2.61 3.24

Trujillo Norte 5.73 5.20 2.60 3.22

Chimbote 1 5.45 4.98 2.49 3.09

Paramonga Nueva 5.29 4.78 2.39 2.96



Zapallal 5.18 4.62 2.31 2.86

Ventanilla 5.19 4.63 2.31 2.87

Chavarría 5.23 4.65 2.32 2.88

Santa Rosa 5.23 4.65 2.32 2.88

San Juan ElectroLima 5.23 4.65 2.32 2.88

San Juan ElectroPerú 5.23 4.65 2.32 2.88

Independencia 5.08 4.46 2.23 2.77

Ica 5.13 4.51 2.25 2.79

Marcona 5.21 4.57 2.29 2.83

Huancavelica 4.89 4.34 2.17 2.69

Mantaro 4.82 4.29 2.14 2.66

Pachachaca 5.04 4.48 2.24 2.78

Huayucachi 4.93 4.38 2.19 2.71

Paragsha 4.82 4.18 2.09 2.59

Huanuco 4.87 4.21 2.11 2.61

Tingo María 4.89 4.23 2.12 2.62

Cañón del Pato 5.17 4.76 2.38 2.95

Callahuanca 5.09 4.53 2.27 2.81

2. Tarifas en Barra

Las tarifas en barra que incluyen el correspondiente cargo por peaje principal ysecundario, se muestra en el cuadro Nº 12 muestra el valor del peaje secundario solopara fines referenciales; como se ha dicho, este valor ya está incluido en los precios debarra de las columnas anteriores

Cuadro Nº 12

PRECIO DE BARRA Y PEAJE SECUNDARIO



US$/kW-mes Punta F. Punta Total

PeajeSecundario

ctv. US$/kWhPiura Oeste 6.84 5.30 2.65 3.28 0.84

Chiclayo Oeste 6.74 5.22 2.61 3.24

Guadalupe 6.72 5.23 2.61 3.24

Trujillo Norte 6.65 5.20 2.60 3.22

Chimbote 1 6.37 4.98 2.49 3.09

Paramonga Nueva 6.20 4.78 2.39 2.96

Zapallal 6.10 4.62 2.31 2.86

Ventanilla 6.11 4.63 2.31 2.87

Chavarría 6.15 4.65 2.32 2.88

Santa Rosa 6.15 4.65 2.32 2.88

San JuanElectroLima

6.15 4.65 2.32 2.88




6.15 4.65 2.32 2.88

Independencia 6.00 4.46 2.23 2.77

Ica 6.05 4.51 2.25 2.79 0.29

Marcona 6.13 4.57 2.29 2.83 0.77

IV Sistemas del Sur

1. Procedimientos

a) Energía

Los Sistemas del Sur Este (Cuzco, Puno y Apurimac) y Sur Oeste (Arequipa, Moqueguay Tacna) operan actualmente en forma aislada. Su interconexión se prevé para 1996,cuando entre en operación la línea Tintaya-Socabaya que dará origen al SistemaInterconectado del Sur.

El cálculo de los costos marginales, en este caso, se realizó, para el sistema degeneración económicamente adaptado, esto considera la presencia de la interconexión através de la línea Tintaya-Socabaya. El costo marginal de la energía se determinó con elmodelo SISERPERU. Este modelo de optimización efectúa el despacho hidrotérmico deun sistema de tres barras de referencia y sus respectivas líneas de interconexión.

La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloquesy para cada barra de referencia. El autoproductor Southern Perú fue excluido delanálisis.

b) Potencia

Como unidad de punta más adecuada, para suministrar potencia en el caso de lossistemas del Sur Este y Sur Oeste, se adoptó un grupo Diesel de velocidad media.

El factor "margen de reserva teórico" elegido en este caso fue 1,178; el mismo resultó deconsiderar una reserva teórica de 15,1% en el sistema de generación (1/(1-0,151)).

2. Aplicación y Resultados

a) Previsión de la Demanda

La demanda considerada en los casos de los sistemas Sur Este y Sur Oeste seencuentra resumida en el cuadro Nº 13. Esta, conserva la tasa de crecimiento fijada enel Plan Referencial 1993 para el consumo de la región, pero no ha sido corregida ennivel, para tomar en cuenta el crecimiento real registrado durante 1993.

Los datos de la demanda se presentan en dos bloques; el primer bloque corresponde alos años 1994-1995, cuando los sistemas Sur Este y Sur Oeste se mantienen separados,en cada uno de ellos puede identificarse la demanda en las 3 barras que se indican; elsegundo bloque, de 1996 en adelante, corresponde a la integración de los sistemas através de la línea Tintaya-Socabaya, para constituir el Sistema Interconectado del Sur(SISUR). En ambos bloques es excluye la demanda y oferta de la empresa mineraautoproductora Southern Perú.

En la barra Cusco se aprecia una contracción de la demanda en el año 1996 este hechose debe a la disminución del consumo de energía eléctrica prevista en IndustrialCachimayo S.A.

b) Programa de Obras

Como oferta hidráulica de generación, se prevé la construcción de la presa de regulaciónhoraria del Puente Cincel, la cual incrementará la capacidad de generación en horas de



punta de la C.H. Charcani V (1996); y, el embalse estacional de Sibinacocha, queincrementará la capacidad de la C.H. Machupicchu en estiaje (1997).

El programa completo de obras de generación y transmisión, considerado para el períodode análisis se muestra en el cuadro Nº 14. Este difiere del programa presentado en elestudio del COES-SUR únicamente en la postergación del ingreso de la Central deCalana, cuya fecha más probable de ingreso, dado el estado actual del proyecto, seríaenero 1996.

Cuadro Nº 13

Proyección de la Demanda

Sistema Interconectado Sur

Barra 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

SISTEMA SUR ESTECusco MW

GWh52283

56306

Tintaya MWGWh

22115

22117

Juliaca MWGWh

25105

28114

SISTEMA SUR OESTE

Socabaya MWGWh

113622

116641

Toquepala MW

GWh

22

121

22

124

Tacna MW

GWh

19

102

20

105

SISTEMA INTERCONECTADO SUR

Cusco MW

GWh

56

270

61

330

62

338

65

350

68

364

�Tintay MW

GWh

58

265

59

269

64

301

70

333

76

356

Arequipa MW

GWh

167

930

175

970

182

1011

190

1054

198

1100



Cuadro Nº 14

PROYECTOS DE GENERACION


Proyecto Potencia

(MW)

Fecha

Operación

Descripción

CT Chilina 8 julio 1994 Repotenciamiento turbo vapor III

CH Charcani III 2 julio 1994 Repotenciamiento grupo Nº 2

CH Charcani IV 4 julio 1994 Repotenciamiento grupo Nº 3

CT Bellavista 3.5 julio 1994 Repotenciamiento grupos Nº 4 y 5

CT Taprachi 4 enero 1995 Repotenciamiento grupos Nº 3 y 4

CH Charcani VI 1.67 julio 1995 Repotenciamiento grupo Nº 1

CT Calana 18 enero 1996 Proyecto para licitarse

Presa PuenteCincel

75 enero 1996 Proyecto para licitarse Incremento capgenerac en punta de Charcani Y

EmbalseSibinacocha

20 enero 1997 Proyecto para licitarse Incrementa producde 45 GWh en estiaje de Machupicchu

PROYECTO DE TRANSMISION


Proyecto Tensión

(Kv)

Longitud

(Km)

Fecha

Operación

LT Cusco-Abancay 138 96 enero 1995

LT Tintaya-Socabaya

138 202 enero 1996

Sobre el sistema de transmisión debe tenerse presente que se considera la convenienciade una línea de 138 kV entre Aricota y Tacna para resolver la limitación del flujo deenergía hacia Tacna; esta obra está comprendida entre las líneas de transmisióneconómicamente adaptado.

c) Costos Variables de Operación

Con relación a los costos variables de operación, en el cuadro Nº 15 se muestra el precioutilizado para el combustible de las plantas, el mismo se ha obtenido a partir de losprecios locales adicionando el costo de transporte hasta la correspondiente central degeneración. Los costos variables no combustible, el consumo específico y el costovariable total de las plantas térmicas para los sistemas del sur están resumidos en elcuadro Nº 16.



Cuadro Nº 15PRECIO BASE DE COMBUSTIBLE

Sistemas Sur Este y Sur Oeste

Combustible Precio de Paridad

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

Densidad

Kg/Gln

Diesel 2 1.454 0.670 28.140 206.81 3.248

Residual 0.694 0.320 13.440 88.594 3.612

Precios Locales de Combustible

Diesel (US$/Ton) Residual (US$/Ton)LUGAR

Flete Base Total Flete Base Total

Chilina 7.094 206.281 213.375 6.379 88.594 94.973

Cerro Verde 7.094 206.281 213.375

Tacna 8.513 206.281 214.794 7.017 88.594 95.611

Ilo 7.094 206.281 213.375

Dolorespata 7.094 247.537 254.631

Bellavista 7.094 235.160 242.254

Taparachi 7.094 235.160 242.254

Tintaya 22.559 206.281 228.840

Cuadro Nº 16COSTO VARIABLE DE OPERACION Y MANTENIMIENTO


COSTO VARIABLE|

Combustible No Combustible TOTAL

Descripción Combustible Costo deCombustible

(US $/Ton)

ConsumoEspecífico

(KG/KWh)(Mills/KWh) (Mills/KWh) (Mills/KWh)

Dolorespata Diesel 254.6 0.284 72.3 6.0 78.3

Tintaya Diesel 228.8 0.284 65.0 6.0 71.0

Taparachi (Juliaca)-Reparación GDgrupo 3 y 4

DieselDiesel

242.3242.3

0.2780.278

67.367.3

6.06.0

73.373.3

Bellavista (Puno)-Reparación GDgrupo 4 y 5

DieselDiesel

242.3242.3

0.2480.248

60.160.1

6.06.0

66.166.1

Chilina GD(Arequipa)

Residual 95.0 0.228 21.7 8.0 29.7

Chilina CicloCombinado

Diesel 213.4 0.271 57.8 3.0 60.8

Chilina TV-Reparaciónturbovapor

ResidualResidual

95.095.0

0.4740.421

45.040.0

7.07.0

52.047.0

Cerro Verde TG Diesel 213.4 0.340 72.5 5.0 77.5

Cerro Verde GD Diesel 213.4 0.269 57.4 6.0 63.4

Para (Tacna) Diesel 214.8 0.248 53.3 6.0 59.3

Calana (Tacna) Residual 95.6 0.215 20.6 8.0 28.6



d) Costo de Racionamiento (Falla)

El costo de racionamiento para los sistemas del sur fue calculado en el Estudio "Programade Garantía Tarifaria". Para tal efecto se consideró el costo de autoabastecimiento deenergía y se obtuvieron los resultados que se detallan en el cuadro Nº 17.

Cuadro Nº 17

NODO COSTO DE FALLA

Ctv US $/Kwh

Cusco 17.25

Tintaya 17.25

Juliaca 17.25

Socabaya 15.69

Toquepala 14.24

Tacna 14.24

e) Precios Básicos

(1) Potencia

Como planta de desarrollo de punta del Sistema Sur se consideró un generador diesel de5,5 Mw de potencia y de velocidad media. El precio básico de potencia considera elcosto de estas plantas colocados en las zonas de mayor riesgo de suministro, quecorresponde a los extremos de los sistemas y en donde se localizan las barras dereferencia. Para el Sistema Sur Este se eligió como referencia la barra de Juliaca y parael caso del Sur Oeste la barra de Tacna.

La anualidad de la inversión en potencia, obtenido en esta fijación tarifaria para lasbarras de referencia, es igual a la obtenida en la fijación tarifaria de noviembre de 1993 ycoincide con el valor propuesto por el COES-SUR en su informe del 15 de marzo de1994.

Los resultados del precio básico de potencia se muestran en los cuadros Nºs 18 y 19

Cuadro Nº 18PLANTA MARGINAL DE POTENCIA DE PUNTA

Sistema Interconectado Sur Este(5.5 MW)


Miles $

Anualidad

Miles $-año

Tasa Anual 12.0%

Turbogenerador


Anualidad del Turbogenerador

25

2,135.38

272.26

Conexión


Anualidad de Conexión

30

365.06

45.32

Total anualidad TG+Conexión 317.58



Costo fijo de Operación y Mantenimiento

Turbogenerador

Conexión

4.0%

1.5%

64.63

2.10

TOTAL 2,500.43 384.30

Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $kW-año 82.20

Cuadro Nº 19

PLANTA MARGINAL DE POTENCIA DE PUNTA

Sistema Interconectado Sur Oeste

(5.5 MW)


Miles $

Anualidad

Miles $-añoTasa Anual 12.0%

TurbogeneradorAños de vida útil.Anualidad del Turbogenerador

251973.13

251.57

ConexiónAños de vida útil.Anualidad del Conexión

30366.00

45.44

Total anualidad TG+Conexión 297.01

Costo fijo de Operación y MantenimientoTurbogeneradorConexión

4.0%1.5%

60.232.10

TOTAL 2,339.12 359.33

Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $kW-año 76.86

(2) Energía

El precio básico de energía se determinó con el modelo de despacho hidro - térmicoSISPERU, se efectuó el análisis del período 1994 - 1998.

La Comisión de Tarifas Eléctricas ha determinado como año de adaptación económicadel parque generador del SISUR sería el año 1996; en concordancia con este resultadose eligió como precio básico de energía para el SISUR el correspondiente a Mayo de1996. Los valores resultantes se muestran en el cuadro Nº 20:

Cuadro Nº 20

Precio Básico de Energía

(Mils US$/Kwh)

PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA

(Mills US$/kWh)

NODO PUNTA F. PUNTA TOTAL

CUSCO 31.91 15.95 20.32

TINTAYA 39.05 22.84 27.61

AREQUIPA 44.54 22.21 28.06




1. Alcance del Sistema de Transmisión

Los componentes considerados dentro del sistema de transmisión fueron los que seindican en el cuadro Nº 21.

Cuadro Nº 21

SISTEMA DE TRANSMISION

Sistemas SurEste y SurOesteDe

Subestación

A Subestación Tensión

KV

Longitud

KM

SISTEMA

Machupicchu Cachimayo20 MVAr capac

138 78.5 Secundario

Cachimayo Dolorespata10 MVAr capac

138 13.5 Secundario

Dolorespata Quencoro 138.0 8.3 Secundario

Quencoro Combapata 138.0 88.0 Secundario

Combapata TintayaSVC 25 MVAr

138.0 99.0 Secundario

Tintaya Ayaviri 138.0 82.5 Secundario

Ayaviri Azángaro 138.0 42.4 Secundario

Azángaro Juliaca 5 MVAr reactor15 MVAr capac

138.0 78.2 Secundario

TINTAYA SOCABAYA 138.0 202.0 Principal (*)

Socabaya Toquepala 138.0 146.0 Secundario

Toquepala Aricota II 138.0 35.0 Secundario

Aricota I Aricota II 66.0 5.8 Secundario

Aricota II Tomasiri 66.0 53.8 Secundario

Tomasiri Tacna 66.0 40.0 Secundario

NOTA: (*) Línea de interconexión SISO-SISE proyectada para 1996

2. Costo Anual del Sistema de Transmisión Sur

La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (AVNR) y los Costos de Operación yMantenimiento (COyM), para el sistema de transmisión del Sur, se resumen en el cuadroNº 22; en él se incluye una componente para tomar en cuenta los costos de seguridad delas instalaciones.

Cuadro Nº 22

VNR SISTEMA DE TRANSMISION

Sistemas Sur Este y Sur Oeste

De

Subestación

A

Subestación

AVNR

KUS$/AÑO

COyM

KUS$/AÑO

Seguridad

KUS$/AÑO

TOTAL

KUS$/AÑO

Machupicchu Cachimayo

20 MVAr capac

1296.5

203.7

156.7

24.6

172.7 1625.9

228.3

Cachimayo Dolorespata

10 MVAr capac

223.0

96.5

26.9

11.7

29.7 279.6

108.2



Dolorespata Quencoro 361.0 43.6 18.3 423.0

Quencoro Combapata 587.8 71.0 193.6 852.4

Combapata Tintaya

SVC 25 MVAr

1073.7

227.5

129.7

27.5

217.8 1421.2

255.0

Tintaya Ayaviri 555.0 67.1 181.5 803.6

Ayaviri Azángaro 380.9 46.0 93.3 520.2

Azángaro Juliaca

5 MVAr reactor

15 MVAr capac

529.5

53.7

144.8

64.0

6.5

17.5

172.0 765.4

60.2

162.3

Socabaya Toquepala 997.1 120.5 321.2 1438.7

Toquepala Aricota 138 278.4 33.6 77.0 389.1

Aricota 138 Aricota 66 163.7 19.8 183.5

Aricota 66 Tomasiri 470.4 56.8 118.4 645.6

Tomasiri Tacna 331.0 40.0 88.0 458.9

SUMA TOTAL 7974.1 963.5 1683.5 10621.1

3. Factores de Penalización

Los factores de penalización de potencia y energía para los sistemas del sur sedeterminaron para el año 1996 en condiciones de operación promedio de las centraleshidráulicas. El cuadro Nº 23 muestra los resultados:

Cuadro Nº 23

FACTOR DE PENALIZACION


FACTORBarra

Potencia Energía

Machupicchu 138 0.7662 0.673

Cachimayo 138 0.8115 0.715

Dolorespata 138 0.8189 0.722

Quencoro 138 0.8199 0.724

Combapata 138 0.8657 0.919

Tintaya 138 0.9040 0.984

Ayaviri 138 0.9450 1.014

Azángaro 138 0.9649 1.028

Juliaca 138 1.0000 1.053

Socabaya 138 0.9623 1.0000

Montalvo 138 0.9738 1.011

Toquepala 138 0.9784 1.015

Aricota II 138 0.9746 1.014

Aricota II 66 0.9746 1.014



Tomasiri 66 0.9786 1.017

Tacna 66 1.0000 1.043

4. Peaje Secundario

En la actualidad los subsistemas de transmisión del Sur Este y Sur Oeste pertenecen porcompleto a la categoría de sistemas secundarios; en consecuencia, para ellos no existe elingreso por peaje de conexión; la remuneración por el sistema de transmisión en el sur espagada en su totalidad a base de peajes secundarios.

El peaje secundario en los sistemas del Sur se ha calculado para las condiciones deoperación de 1994 y está mostrado en el cuadro Nº 24, el resultado final se resume en laúltima columna en la forma de un costo equivalente de energía.

C. Tarifas en Barra

En el caso del Sistema Sur Oeste se adoptó como punto de aplicación del precio básicode la energía, la barra de la subestación Socabaya; para la potencia se adoptó comoreferencia la subestación Tacna.

Para definir el punto de aplicación de los precios básicos de energía en el sistema SurEste, se tuvo en consideración que una vez interconectado con el sistema Sur Oeste laprincipal barra del nuevo sistema sería Socabaya. Se eligió la barra de Tintaya por ser lamás cercana a Socabaya. para el precio básico de potencia se eligió la barra Juliaca.

Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras sehan aplicado los factores de penalización calculados para el año 1996, año en el que seconsidera que el sistema está económicamente adaptado.

En relación con los precios de barra de la potencia de punta, en el Sur se ha calculado unprecio diferente en cada uno de los dos sistemas, aplicándose a cada una de las barrasde referencia de potencia (Tacna y Juliaca). Este precio básico de la potencia fue referidoa las barras restantes mediante los factores de penalización de potencia de punta,calculados para el año de adaptación (1996). En el caso de los sistemas Sur Este y SurOeste, los peajes secundarios se aplicaron a las barras que estaban situadas más allá delpunto de aplicación de los precios básicos, en el sentido del flujo predominante de laslíneas. Así, en el Sistema Sur Este se incorporó el peaje secundario de los tramos de lalínea Quencoro-Juliaca para obtener los precios de barra en las subestaciones ubicadasen sus extremos; de esta forma no se incluyó l peaje secundario de la línea Machupicchu-Quencoro, por corresponder al sistema secundario de la central Machupicchu. En elSistema Sur Oeste se agregó el peaje secundario de los diferentes tramos de la líneaentre Socabaya y Tacna para obtener los precios de barra de las subestacionesintermedias.

El peaje secundario en potencia de estos sistemas se transformó en peaje equivalente enenergía aplicándose un factor de carga de 0,65.

1. Tarifas Marginales

Las tarifas marginales de potencia y energía obtenidas expandiendo los respectivosprecios básicos, de las tres barras de referencia, con los factores de penalización de cadabarra del sistema son las que se muestran en el cuadro Nº 25.

2. Tarifas en Barra

En el cuadro Nº 26 se muestran los detalles de las tarifas en barra y el correspondientepeaje secundario. Los precios en barra ya incluyen el correspondiente peaje secundario.



Cuadro Nº 24

PEAJE SECUNDARIO


Subestación TOTAL Potencia Energía Ingreso Tarifario Peaje

De Salida De Llegada KUS$/AÑO

Inyectada

MW

Retirada

MW

Inyectada

MWH

Retirada

MWH

Potencia

KUS$/Año

Energía

KUS$/Año

Total

KUS$/Año

Unit. Pot.

US$/KW-Año

Unit. Ener.

Mils$/Kwh

Sistema Sur Este

Meachupicchu Cachimayo

20 MVAr capac

1,626

228

821 80.0 583,369 570,742 166.9 197.5 1,261

228

11.4

2.1

2.00

0.36

Cachimayo Dolorespata

10 MVAr capac

280

108

66.1 65.7 389,943 388,161 17.0 18.1 245

108

2.2

1.0

0.39

0.17

Dolorespata Quencoro 423 12.3 12.2 31,918 31,810 0.0 0.0 423 3.8 0.67

Quencoro Combapata 852 40.8 39.6 255,897 249,551 64.3 667.4 121 1.1 0.19

Combapata Tintaya

SVC 25 MVAr

1,421

255

33.1 32.1 222,258 217,024 31.3 117.2 1273

255

11.5

2.3

2.02

0.41

Tintaya Ayaviri 804 18.7 18.4 98,440 97,524 46.0 30.1 727 28.5 5.01

Ayaviri Azángaro 520 17.2 17.1 92,419 92,092 21.1 14.2 485 19.0 3.34

Azángaro Juliaca

5 MVAr reactor

15 MVAr capac

765

60

162

16.5 16.3 89,451 88,921 35.1 23.5 707

60

162

27.7

2.4

6.4

4.87

0.41

1.12

Sistema Sur Oeste

Socabaya Moquegua 1,027 24.6 24.4 126,334 125,230 3.3 0.0 1,024 9.3 1.63

Moquegua Toquepala 411 24.4 24.1 125,243 124,074 -7.6 0.0 419 3.8 0.67

Toquepala Aricota 138 389 2.3 2.3 -11,446 -11,514 -0.8 0.0 390 15.3 2.69

Aricota 138 Aricota 66 184 2.3 2.3 -11,480 -11,480 0.0 0.0 184 7.2 1.26

Aricota 66 Tomasiri 646 17.2 16.2 95,701 91,669 -71.9 0.0 717 28.1 4.94

Tomasiri Tacna 459 15.6 15.0 89,085 86,629 -19.6 0.0 479 18.8 3.30

TOTAL 10,621 2,177,131 2,140,433 285.2 1068.0 9,268 201.9

Cuadro Nº 25

TARIFAS MARGINALES




Machupicchu 138 62.98 2.96 1.48 1.89

Cachimayo 138 66.70 3.15 1.58 2.01

Dolorespata 138 67.31 3.18 1.59 2.03

Quencoro 138 67.40 3.19 1.60 2.03

Combapata 138 71.16 3.98 1.99 2.58

Tintaya 138 74.31 3.90 2.28 2.76

Ayaviri 138 77.68 4.40 2.20 2.85

Azángaro 138 79.31 4.46 2.23 2.89

Juliaca 138 82.20 4.57 2.28 2.96

Socabaya 138 73.96 4.45 2.22 2.81

Montalvo 138 74.85 4.48 2.25 2.84



Toquepala 138 75.20 4.49 2.27 2.85

Aricota II 138 74.91 4.46 2.27 2.84

Aricota II 66 74.91 4.46 2.27 2.84

Tomasiri 66 75.21 4.48 2.28 2.85

Tacna 66 76.86 4.54 2.35 2.93

Cuadro Nº 26

PRECIO DE BARRA Y PEAJE SECUNDARIO




PeajeSecundario

ctv. US$/kWhMachupicchu 138 4.98 2.96 1.48 1.89

Cachimayo 138 5.27 3.15 1.58 2.01

Dolorespata 138 5.32 3.18 1.59 2.03

Quencoro 138 5.33 3.19 1.60 2.03

Combapata 138 5.63 3.98 1.99 2.60 0.02

Tintaya 138 5.88 3.90 2.28 3.02 0.26

Ayaviri 138 6.14 4.40 2.20 3.61 0.76

Azángaro 138 6.27 4.46 2.23 3.98 1.10

Juliaca 138 6.50 4.57 2.28 4.69 1.74

Socabaya 138 5.85 4.45 2.22 2.81

Montalvo 138 5.92 4.48 2.25 3.00 0.16

Toquepala 138 5.95 4.49 2.27 3.08 0.23

Aricota II 138 5.92 4.46 2.27 3.34 0.50

Aricota II 66 5.92 4.46 2.27 3.47 0.62

Tomasiri 66 5.95 4.48 2.28 3.97 1.12

Tacna 66 6.08 4.54 2.35 4.37 1.45

V. Sistemas Aislados

Los costos marginales de potencia y energía, para los Sistemas Aislados, seestablecieron bajo la consideración que en plazos muy breves se pueden efectuaradaptaciones del parque generador que respondan a una optimización de los diversostipos de unidades a instalar.

Los sistemas aislados de generación termoeléctrica se dividieron en dos categorías: (i)Sistemas con una potencia instalada superior a 12 MW y (ii) Sistemas de menos de 12MW: Los sistemas de generación hidroeléctrica se asimilaron a los sistemas térmicosmayores de 12 MW. El análisis se realizó mediante hojas de cálculo especialmentedesarrolladas para este fin y modelos de optimización de parque generador térmico(Mínimo costo total).

Para el análisis de los sistemas aislados típicos se investigaron los siguientes sistemaseléctricos del país:

• Sistema Eléctrico Iquitos

• Sistema Eléctrico Tumbes

• Sistema Eléctrico Tarapoto



• Sistema Eléctrico Mollendo

• Sistema Eléctrico Camaná

A. Análisis de la Demanda

Se consideró la demanda histórica, con los déficits por razonamiento y una proyecciónrazonable (2% a 4% anual) del consumo conforme se muestra en el cuadro Nº 27.

Durante el período de análisis se consideró que el comportamiento de la demanda noexperimenta cambios con la forma, es decir el factor de carga del sistema no varía

Cuadro Nº 27

1993 1995

Sistema MW GWh MW GWh

Iquitos 21,00 130,61 22,05 137,14

Tumbes 12,13 60,57 12,74 63,61

Tarapoto 6,60 41,05 6,93 43,10

Mollendo 4,45 20,27 4,67 21,27

Camaná 2,20 9,83 2,31 10,32

B. Análisis de la Oferta

Para 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 C: Grupos nuevos.

En cada uno de los casos se trabajó con el mismo precio de combustible puesto en lacentral.

C. Precio del Combustible:

En cada caso se tomó el precio del mercado interno del combustible, agregándose losrespectivos gastos de manipuleo y transporte hasta la central. Ver cuadro Nº 28

Cuadro Nº 28

US$/ gln

Sistema D2 R6

Iquitos 0,69 0,39

Tumbes 0,69 0,38

Tarapoto 0,75 0,37

Mollendo 0,69 0,39

Camaná 0,69 0,39



D. Precio de Potencia

Se utilizó el siguiente método para determinar el costo de potencia que permite rentar lasinversiones óptimas del sistema;

1. Se determinó el precio básico de potencia, el cual corresponde al costo teórico deinstalar una unidad que suministre potencia de punta (localizado en barras dedistribución).

2. Se analizó el costo de potencia óptimo del sistema, es decir, el mejor equipamientoque permite minimizar el costo de suministrar energía y potencia, el costo de potencia sehizo igual al cociente de dividir los costos fijos totales (incluido la unidad de reserva)entre la demanda máxima del sistema.

3. Se determinó el costo de potencia del sistema en barras de distribución; es decir, seagregó al costo de potencia en barras de generación, las pérdidas marginales depotencia y las inversiones involucradas para transportar una unidad de potencia desde labarra de generación hasta la barra de distribución.

4. Se calculó la diferencia entre los costos reales de potencia en barras de distribución yel precio básico de potencia. Esta diferencia, no cubierta por el precio básico de potenciase transformó en costo de energía (de acuerdo al consumo real de cada sistema), y se leagregaron posteriormente a los costos variables de operación de cada sistema.

1. Precio Básico de Potencia

En el precio básico de potencia (ubicado en la barra de media tensión de distribución), sedeterminó al considerar una máquina ideal para suministrar potencia de punta; dichamáquina sería un grupo Diesel Nº 2, y con los siguientes costos de inversión (cuadro Nº29)

Cuadro Nº 29

Descripción Unidad CantidadPotencia Efectiva kW 500,0

Rendimiento kWh/gln 13,2

Velocidad rpm 1800,0

Precio FOB US$/kW 151,4

Anualidad US$/kW-año 54,8

Costos Fijos OyM US$/kW-año 22,5

Costo Total Anual US$/kW-año 87,3

Costo Total Mensual US$/kW-mes 6,90

2. Costo Optimo de Potencia

Para garantizar el suministro eléctrico a mínimo costo, se analizaron las inversionesóptimas de expansión del sistema aislado en cuestión. El costo de expansión involucra launidad más económica para proporcionar reserva de potencia, para una confiabilidad delconjunto de 95%. Como valor técnico se elegió un margen de reserva de la mayorunidad del sistema.

a) Costo de Potencia en Barras de Generación

Para este análisis se estudiaron los tres casos antes mencionados. El cuadro Nº 30muestra los costos medios de potencia en las barras de generación:



Cuadro Nº 30

US$/KW-mes

Sistema Caso A Caso B Caso C

Iquitos 12,04 12,41 12,35

Tumbes 10,70 9,26 12,86

Tarapoto 11,93 12,26 13,63

Mollendo 11,51 11,45 15,95

Camaná 12,66 10,20 10,00

b) Costo de Potencia por Transmisión y Transformación

Los precios de potencia calculados anteriormente, reflejan los costos en la barra degeneración; aparte del grupo térmico, se considera un transformador elevador a un nivelde tensión de 10 kV. Por lo tanto, para establecer los precios en la barra de mediatensión del distribuidor, es necesario adicionar los costos de transformación y transmisiónque fueren necesarios.

En sistemas mayores a 12 MW, es conveniente reconocer la transmisión a un nivel detensión superior a los 10 kV; en estos sistemas se consideró el costo adicional de untransformador elevador/reductor de 30/10 kV (12 US$/kW-año)

Para los sistemas pequeños (menores de 12 MW) se consideró además una longitud de2 km., en líneas de 10 KV, como distancia media equivalente, para llegar al sistema dedistribución el costo considerado fue de 0,76 US$/kW-km-año. En los sistemas mayoresde 12 MW la distancia media equivalente fue de 10 km.

Los costos adicionales por transformación y distribución fueron adicionados a los preciosde energía con el fin de no distorsionar el precio básico de potencia.

Cuadro Nº 31

Sistema Eléctrico �US$/kW-me

Menor de 12 MW 0,12

Mayor de 12 MW. 1,50

c) Expansión de Precios por Pérdidas Marginales de Potencia

Los precios de potencia calculados en la barra de generación fueron expandidos por loscoeficientes de pérdidas marginales de potencia, obtenidos de las resoluciones de laCTE, con el objeto de reflejar dicho costo en la barra de media tensión de distribución.

Los factores de pérdidas marginales de potencia reconocidos para cada sistema aisladotípico se muestran en el cuadro Nº 32



Cuadro Nº 32

Sistema Eléctrico Factor

Menor de 12 MW. 1,02


d) Costo de Potencia en Barras de Distribución

Para determinar el costo de potencia en las barras de distribución, se multiplicó el preciode potencia en barras de generación por el factor de expansión de pérdidas marginalesde potencia y se agregó al resultado el costo

Cuadro Nº 33

ctv US$/kW-mes


Iquitos 13,90 14,28 14,22

Tumbes 11,03 9,57 13,24

Tarapoto 12,29 12,65 14,03

Mollendo 11,86 11,80 16,39

Camaná 13,03 10,52 10,32

reconocidos del sistema de sub-transmisión asociado. El cuadro Nº 33 muestra loscostos medios de potencia en las barras de distribución:

e) Costo de Potencia No cubierto por el Precio Básico de Potencia en Barras deDistribución.

Este costo se determinó como la diferencia entre el costo de potencia en las barras dedistribución menos el costo de potencia de punta ubicada en dicha barra.

El cuadro Nº 34 muestra los costos medios de potencia en las barras de distribución noreconocidos.

Cuadro Nº 34

ctv US$/kW-mes


Iquitos 7,00 7,38 7,32

Tumbes 4,13 2,67 6,34

Tarapoto 5,39 5,73 7,13

Mollendo 4,96 4,90 9,49

Camaná 6,13 3,62 3,42

3. Costo de Potencia Cubierto por la Energía

Se partió sobre la premisa que la diferencia entre el costo medio de potencia y el preciode la potencia de punta, ambos en la barra de media tensión de distribución, deberá sercubierto por el costo de energía, empleando para ello el factor de carga del sistema. Losresultados se muestran en el cuadro Nº 35.



Cuadro Nº 35

ctv US$/kW.h


Iquitos 1,08 1,15 1,14

Tumbes 0.98 0,62 1,52

Tarapoto 1,03 1,10 1,37

Mollendo 1,29 1,28 2,50

Camaná 1,64 0,95 0,90

E. Precio de la Energía

Para determinar el precio de la energía, se han evaluado los tres casos antesmencionados, teniendo presente en cada uno de ellos los rendimientos actuales y futurosde las unidades de generación, y se aplicó el siguiente procedimiento:.

Primero, se determinó los costos marginales de energía en barras de generación queresultan del equipamiento óptimo de cada caso considerado.

Segundo, se multiplican los costos marginales de energía en barras de generación porlos factores de pérdidas marginales en energía en barras de distribución.

Tercero, se adicionaron a los costos marginales de energía en barras de distribución, loscostos de potencia en barras de distribución (generación - transmisión) no cubiertos porel precio básico de potencia, a este resultado se le denominó costo de energía en barrasde distribución.

3. Costo Marginal de Energía en Barras de Generación

Los costos marginales de energía en barras de generación, se determinaron mediante unmodelo de expansión óptima del sistema, considerando los objetivos propuestos por laCTE. El cuadro Nº 36 muestra los resultados:

Cuadro Nº 36Costo Marginal de Energía en Barras de Generación

ctv US$/kW.h


Iquitos 2,98 2,85 3,08

Tumbes 6,12 5,15 2,56

Tarapoto 6,71 5,34 2,98

Mollendo 6,10 5,10 3,25

Camaná 5,98 5,12 3,73



2. Costo Marginal de Energía en Barras de Distribución

Los costos marginales de energía en barras de distribución se obtienen al multiplicar elcosto marginal de energía en barras de generación por el respectivo factor de pérdidasmarginales de energía.

Los factores de pérdidas marginales de energía reconocidos para cada sistema aisladotípico son los mostrados en el cuadro Nº 37:

Cuadro Nº 37

Sistema Eléctrico Factor

Menor de 12 MW. 1,015


Los costos marginales de energía en barras de distribución se muestran en el cuadro Nº38:

Cuadro Nº 38

ctv US$/kW.h


Iquitos 3,04 2,90 3,14(*)

Tumbes 6,22 5,22 2,59

Tarapoto 6,81 5,42 3,03

Mollendo 6,19 5,18 3,30

Camaná 6,07 5,20 3,79

(*) Valor mayor debido a deseconomías de escala por efecto

de incremento de la demanda y valores discretos de la oferta.

3. Precio de Energía en Barras de Distribución

El precio de la energía en barras de distribución se determinó al agregar a costo marginalde energía en barras de distribución el costo de potencia reconocido en el precio deenergía. El cuadro Nº 39 nuestra dichos resultados.

Cuadro Nº 39

ctv US$/kW.h


Iquitos 4,11 4,05 4,28*)

Tumbes 7,19 5,84 4,11

Tarapoto 7,84 6,52 4,39

Mollendo 7,49 6,45 5,80

Camaná 7,71 6,15 4,69



F. Precio de Energía Actualizado

La Comisión de Tarifas Eléctricas en el Marco de la Ley de Concesiones Eléctricas,plantea como estrategia para lograr una mayor eficiencia en el aprovechamiento de losrecursos energéticos, la renovación del parque térmico de los sistemas aislados, hastaalcanzar los costos óptimos del Caso c.

El equipamiento óptimo del sistema (Caso C) podrá ser alcanzado en dos años, pasandopor una transición consistente en mejorar los rendimientos actuales de las unidades(Caso B).

Con una tasa de actualización anual del 12% y el crecimiento esperado de la demandaen el orden del 4%, los precios de la energía en la barra de distribución para lospróximos 4 son los que se muestra en el cuadro Nº 40:

Cuadro Nº 40

Sistema Ctv US$/kW.h

Iquitos 4,17

Tumbes 5,42

Tarapoto 5,90

Mollendo 6,44

Camaná 5,91

Con el objeto de incentivar la renovación del parque térmico actual y a fin de que existanpliegos tarifarios típicos que permitan orientar las inversiones en generación, sedefinieron dos pliegos aislados típicos que representan al conjunto de sistemas aislados(térmicos e hidráulicos). El precio de la energía para cada sistema aislado típico, en labarra de media tensión de distribución, se muestra en el cuadro Nº 41.

Cuadro Nº 41

Sistema Aislado �Ctv US$/kW.

Mayor de 12 kv. 4,17

Menor de 12 kv. 5,90

VI. Fórmulas de Actualización

Las siguientes fórmulas han sido establecidas para actualizar los precios publicados porla Comisión.

A. Actualización del precio de barra de potencia (PPB)

Las fórmulas de actualización del precio de la potencia se aplican también a laactualización del peaje de conexión del sistema principal de transmisión del SICN.

TC = Valor Referencial para el dólar de los Estados Unidos de Norteamérica,determinado por el valor promedio para cobertura de importaciones (valorventa) calculado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú,cotización de oferta y demanda - tipo de cambio promedio ponderado o el quelo remplace. Se tomará en cuenta el valor venta publicado en el Diario OficialEl Peruano al último día del mes anterior.



TA = Tasa Arancelaria vigente para la importación del equipo electro-mecánico degeneración-transmisión.

IPM = Indice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística eInformática. Se tomará el valor del mes de la última publicación oficialdisponible.

FAPPB = Factor de actualización del precio de barra de potencia de punta.

1. Sistema Interconectado Centro-Norte

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

B. 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 6

F1 = Factor relacionado al Impuesto General a las Ventas (IGV), cuyo valor iniciales 1/1,18

F2 = Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleoDiesel Nº 2, y al Precio Libre de Importación, cuyo valor inicial es 1/1,42

F3 = Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleoResidual Nº 6, y al Precio Libre de (Exportación), cuyo valor inicial es 1/1,68

FAPEM = Factor de actualización del precio de energía marginal.

1. Sistema Interconectado Centro-Norte

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

23,1073*18,0

15,1

)0,1(*

18,2*82.0

IPMTATCFAPPB +

+=

23,1073*20,0

15,1

)0.1(*

1,2*80,0

IPMTATCFAPPB +

+=

690,0

3*1*6*024,0

450,1

2*1*2*820,0

15,1

)0,1(*

18,2*156,0

FFPXPRFFPXPDTATCFAPEM ++

+=



3. Aislado A (menor de 12 MW)

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

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

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

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

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

1. 220 kv.

2. 138 kv.

3. AT

694,0

3*1*6*494,0

454,1

2*1*2*146,0

15,1

)0,1(*

18,2*360,0


+=

690,0

3*1*6*000,0

450,1

2*1*2*670,0

15,1

)0,1(*

18,2*330,0


+=

690,0

3*1*6*680,0

450,1

2*1*2*000,0

15,1

)10(*

18,2*320,0


+=

23,1073*45,0

15,1

)0,1(*

18,2*55,0

IPMTATCFACBPST +

+=

23,1073*646,0

15,1

)0,1(*

18,2*354,0

IPMTATCFACPSL +

+=

23,1073*620,0

15,1

)0,1(*

18,2*380,0

IPMTATCFACPSL +

+=

23,1073*550,0

15,1

)0,1(*

18,2*450,0

IPMTATCFACPSL +

+=



Cuadro A-1Sistema Interconectado Centro-Norte

Parque Térmico 1994 - 1997

Potenciaefectiva

ProgramaEquipamiento

Programa SalidaDescripción Combustible

MW año mes año mes

Turbo Gas de Chimbote,Trujillo

Diesel 82.0 Existente

Turbo Gas de Piura Diesel 15.0 Existente

Sta. Rosa UTI 100 MW Diesel 100.0 Existente

Sta. Rosa UTI 100 MW Diesel 40.0 Existente

Grupos Diesel Piura, Chiclayo Diesel 17.8 Existente

Grupos Diesel Chiclayo 2 Diesel 5.2 Existente

Grupos Diesel, Paita, Sullana Diesel 9.6 Existente

Grupos Diesel Chiclayo Diesel 4.0 Existente

Turbo Gas de Ventanilla 1 Diesel 100.0 Existente 1997 6

Turbo Gas de Ventanilla 2 Diesel 100.0 Existente 1997 6

Grupos Diesel Trujillo Residual 30.0 1995 7

Grupos Diesel Piura Residual 30.0 1996 1

Turbo Gas Talara 1 (*) Diesel 50.0 1996 1 1996 12

Turbo Gas Talara 2 (*) Diesel 50.0 1996 1 1996 12

Ciclo Combinado Talara 3 Gas Natural 150.0 1997 1

Ciclo Combinado Ventanilla 3 Gas Caliente 300.0 1997 7

Turbo Gas Maple Gas Natural 100.0 1998 1

(*) Turbogases que pasan a formar el "Ciclo Combinado Talara 3" en 1997 con adiciónde una unidad Turbovapor de 50 MW

Cuadro A-2


Parque Hidráulico 1994 - 1998

Descripción Potenciaefectiva

MW

CaudalTurbinable

m3/seg

Rendimiento

MW/(m3/s) kWh/m3

Carhuaquero 75 19.5 3.846 1.068

Cahua 40 21.1 1.896 0.527

Huallanca 135 33.2 4.062 1.128

Mantaro 568.8 89.3 6.673 1.770

Restitución 196.2 89.3 2.198 0.611

Callahuanca 60 18.2 3.293 0.915

Huinco 240 23.3 10.305 2.863

Huampaní 25 16.8 1.487 0.413

Matucana 120 14.3 8.392 2.331

Moyopampa 60 16.9 3.548 0.986



Cuadro A-3

Parque Térmico 1994-1999


Potenciaefectiva

Programa EquipamientoDescripción Combustible

MW año mes

Dolorespata (Cusco) Diesel 10.3 Existente

Tintaya Diesel 12.2 Existente

Taparahi (Juliaca)

-Reparación GD grupo 3 y 4

Diesel

Diesel

5.2

4.0

Existente

19951

Bellavista (Puno)

-Reparación GD grupo 4 y 5

Diesel

Diesel

4.3

3.5

Existente

19947

Chilina (Arequipa) Diesel 29.0 Existente

Chilina (Arequipa)

- Reparación turbovapor

Residual

Residual

11.0

8.0

Existente

1994 7

Cerro Verde Diesel 13.3 Existente

Para (Tacna) Diesel 1.8 Existente

Calana (Tacna) Residual 18.0 1996 1

Cuadro A-4

PARQUE HIDRAULICO 1994-1999


Descripción Potenciaefectiva

MW

CaudalTurbinable

m3/seg

Situación

Actual

Rendimiento

MW/(m3/s)

CD Machupicchu 40.00 13.6 Existente 2.939

CD Machupicchu

-EmbalseSibinacocha

69.90 24.4 Existente 2.866

CH Charcani I 1.20 7.5 Existente 0.160

CH Charcani II 0.45 4.5 Existente 0.100

CH Charcani III 4.45 11.1 Existente 0.400

CH Charcani IV 13.50 14.6 Existente 0.926

CH Charcani V 135.00 24.0 Existente 5.625

CH Charcani VI 9.00 18.0 Existente 0.500

CH Aricota I 19.67 3.9 Existente 5.028

CH Aricota II 9.83 3.9 Existente 2.513



Cuadro A-5PEAJE DE CONEXION Y PEAJE SECUNDARIO

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO-NORTEEnvío Recepción AVNR

COyM

Millón US$

Potencia

Entregada Retirada

MW MW

Energía

Entregada Retirada

GWh GWh

Pérdidas (lado de envío)

Potencia Energía

% %

Precio Potencia en Barra

Envío Recepción

US$/kW-año US$/kW-año

Chiclayo Oeste Piura 3.365 40.37 34.74 218.142 188.879 13.9% 13.4% 82.217 83.477

Chiclayo Sur 220 Chiclayo Oeste 220

40 MVA Reactor

0.252

0.203

40.37 40.37 218.142 218.142 0.0% 0.0% 0.000 0.000

Guadalupe Chiclayo Sur 220

20 MVA Reactor

1.740

0.130

11.70 9.98 -28.438 -39.665 14.7% 28.3% 81.981 82.217

Trujillo Norte Guadalupe 1.988 38.30 35.50 132.684 118.568 7.3% 10.6% 81.031 81.981


35 MVA Capacitores

2.382

0.096

112.16 106.39 694.586 663.280 5.1% 4.5% 77.547 81.031

Paramonga Chimbote 1 3.492 50.33 43.56 470.632 410.410 13.5% 12.8% 75.415 77.547

Zapallal Paramonga 2.889 41.90 37.07 466.389 421.940 11.5% 9.5% 74.032 75.415

Ventanilla Zapallal 0.987 -39.88 -40.11 -213.257 -214.344 0.6% 0.5% 74.227 74.032


SVA 60 MVA

0.882

0.325

-235.20 -235.80 -630.032 -631.404 0.3% 0.2% 74.670 74.227

Santa Rosa Chavarría 0.451 -18.70 -18.72 63.594 63.556 0.1% 0.1% 74.670 74.670

San Juan ELM Santa Rosa

15 MVA Cap. + 20MVA ind.

0.709

0.142

-36.02 -36.04 114.370 114.098 0.1% 0.2% 74.670 74.670

San Juan ELP San Juan ELM 0.651 277.78 277.70 1809.250 1808.835 0.0% 0.0% 74.670 74.670

Independencia San Juan ELP

20 MvA reac.+ CS

3.504

0.431

83.34 75.44 326.498 291.748 9.5% 10.6% 72.782 74.670

Ica 220 Independencia 1.377 -59.05 -60.19 -404.242 -412.900 1.9% 2.1% 73.482 72.782

Marcona Ica 220 2.208 -30.08 -31.73 -269.336 -283.459 5.2% 5.0% 74.431 73.482

IND + CS

SUMA TOTAL 28.204 277.32 238.16 2968.981 2717.684 14.1% 8.5%

RED PRINCIPAL 17.319 242.74 219.90 3097.921 2933.416 9.4% 5.3%

Peaje de Conexión para Máxima Demanda 1778



Envío Recepción Nuevo Ingreso Tarifario

Potencia Energía Total

Millón US$ Millón US$ Millón US4

Peaje 55%

Peaje Acumulado

Chiclayo Oeste 220 Piura -0.419 -0.681 -1.100 Total

Millón US$

Unit Pot.

US$/kW-año

Unit. Energ.

ctv US$/kW-año

Potencia Energía

US$/kW-año US$/kW-año

Chiclayo Sur 220 Chiclayo Oeste 220

40 MVA Reactor

0.000 0.0000.000

0.000 0.0000.000

4.465 40.41 0.84 40.41 0.84

Guadalupe Chiclayo Sur 220

20 MVA Reactor

-0.139 -0.292 -0.430

0.000 0.000 0.000

Trujillo Norte Guadalupe -0.193 -0.341 -0.534


35 MVA Capacitores

-0.077 -0.037 -0.114

0.000 0.000 0.000

SISTEMA

Paramonga Chimbote 1 -0.418 -0.984 -1.401 PRINCIPAL

Zapallal Paramonga -0.306 -0.663 -0.969

Ventanilla Zapallal 0.009 -0.018 -0.027


SVA 60 MVA

0.060 0.054 0.113

0.000 0.000 0.000

Santa Rosa Chavarría -0.001 0.000 -0.001

San Juan ELM Santa Rosa

15 MVA Cap. + 20MVA ind.

-0.001 0.003 0.001

0.000 0.000 0.000

San Juan ELP San Juan ELM -0.006 0.015 0.009

Independencia San Juan ELP

20 MvA reac.+ CS

-0.432 -0.467 -0.899

0.000 0.000 0.000

4.404

0.431

Ica 220 Independencia -0.042 -0.113 -0.155 1.531 13.86 0.29 13.86 0.29

Marcona Ica 220 -0.093 -0.243 -0.336 2.543 23.01 0.48 36.87 0.77

IND + CS



SUMA TOTAL -2.077 -3.767 -5.844 8,540

RED PRINCIPAL -1.091 -2.263 -3.354

Peaje Principal Millón US$ 20.673

US$/kW-año 11.627

resolucion de la comision de tarifas electricas … · debido a la configuración actual de los...

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