Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra de la Electricidad en Perú, 2016 - 2017

7/26/2019 Proyecto de Resolucin que fija los Precios en Barra de la Electricidad en Per, 2016 - 2017

1/322

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIN TARIFARIA

AV. CANADA N1460 - SAN BORJA224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N 206-2015-GART

Informe para la publicacin

de Resolucin que fija losPrecios en BarraPerodo mayo 2015 - abril 2016

Lima, abril de 2015


2/322

Osinergmin Informe N 206-2015-GART

Fijacin de los Precios en Barra (perodo Mayo 2015 - Abril 2016) Pgina i de v

Resumen EjecutivoLos Precios en Barra, en los sistemas que se alimentan desde el SistemaElctrico Interconectado Nacional (en adelante SEIN), varan, con respectoa los precios vigentes1, en 2,5% para la energa, en 0,4 % para la potencia yen 31,0% para el peaje unitario por conexin al Sistema Principal deTransmisin2(donde se encuentra incluido el peaje de transmisin unitario).De otro lado, la propuesta final de los Subcomits de Generadores yTransmisores del COES3result ser de -39,5% para la energa, +2,6% para lapotencia y -0,2% para el peaje unitario por conexin al Sistema Principal deTransmisin; sin embargo, cabe sealar que en dicha propuesta noincluyeron la comparacin de precios con los precios de licitacin, ni los

cargos adicionales al peaje de transmisin.

1 Al 04 de abril de 2015.2 En el Peaje Unitario por Conexin al Sistema Principal de Transmisin, adicionalmente al Peaje del

Sistema Principal de Transmisin, incluye tambin los cargos unitarios que ordenan los DecretosLegislativos N 1002 y N 1041 y los Decretos de Urgencia N 037-2008 y N 049-2008. As como elcargo unitario que ordena la Ley N 29852, Ley que Crea el Sistema de Seguridad Energetica enHidrocarburos y el Fondo de Inclusin Social Energtico, el cual modificado con la Ley N 29969, y por

el cargo CASE que ordena la Ley N 29970 por el Nodo Energtico del Sur.3 En este informe se usan indistintamente los trminos COES y COES-SINAC para referirse al Comit de

Operacin Econmica del Sistema Interconectado Nacional.


3/322


Fijacin de los Precios en Barra (perodo Mayo 2015 - Abril 2016) Pgina ii de v

1) El siguiente cuadro muestra la variacin de los Precios en Barra anivel de generacin, con relacin a los valores vigentes, en algunasciudades del pas:

2) Para la determinacin de los Precios en Barra, en el SEIN, seemplearon las propuestas de los Subcomits de Generadores yTransmisores del COES (en adelante el ESTUDIO), la absolucin deobservaciones (en adelante la ABSOLUCIN) y, los estudiospreparados por Osinergmin o encargados a consultoresespecializados.

3) Las principales diferencias consideradas para la fijacin de las tarifasen el SEIN, respecto de las propuestas de los Subcomits deGeneradores y Transmisores del COES, son:

a) Se consideraron las ventas del ao 2014, se actualiz lainformacin referida a las prdidas de distribucin, subtransmisiny transmisin para el periodo de proyeccin; as como laparticipacin de ventas de distribuidores en alta y muy alta tensin;y la participacin de ventas realizadas por los generadores. Por

otro lado, se modific, sobre la base de informacin remitida aOsinergmin, la proyeccin de la demanda de las empresasAntamina, Southern, Minera Cerro Verde, Votorantim Metais,Antapaccay, Minerals and Metals Group Limited y Chinalco, ascomo se ha incorporado la carga de Minera Constancia (Hudbay) yMinera La Arena (Rio Alto Mining) de acuerdo con la informacinremitida por los titulares.

b) Se modific el precio del gas natural para las unidades que utilizangas natural de Camisea y se verific que el precio del gas naturalde las centrales de Aguayta y Malacas no superen el precio lmitea considerar para efectos tarifarios, de conformidad con el Decreto

Supremo N 016-2000-EM (ver Anexo C del informe).


4/322


Fijacin de los Precios en Barra (perodo Mayo 2015 - Abril 2016) Pgina iii de v

c) Se consider el programa de mantenimiento mayor propuesto porel COES, por las razones expuestas en el Anexo E del presenteinforme.

d) Se actualizaron los valores de CVNC para las centrales Ventanillay Santa Rosa, as como se incluyeron los de las centrales queactualizaron su CVNC conforme al Procedimiento N 34, deacuerdo con los criterios que se sealan en el Anexo B.

e) Se incluyeron en el modelo PERSEO nuevas instalaciones detransmisin con finalidad de dar cumplimiento al Artculo 128 delReglamento de la Ley de Concesiones Elctricas.

f) Se modificaron las fechas de ingreso de los proyectos C.H. SantaTeresa (de julio a diciembre 2015), Repotenciamiento de la C.H.Machupicchu (de abril a setiembre 2015), C.T. Reserva Fra dePucallpa (de diciembre a noviembre 2015), C. H. Quitaracsa (deabril a agosto de 2015), entre otros; asimismo, se adicionaron elreingreso en operacin de la TG7 de la C.T. Santa Rosa, as comolos proyectos C.T. Recka y Ampliacin de la C.T. Chilca I deacuerdo a comunicacin e informacin disponible Las razones deestas modificaciones en el plan de obras estn expuestas en elAnexo D del presente informe.

g) Se modificaron los factores nodales de energa comoconsecuencia de la aplicacin del modelo PERSEO.

h) Se modific el Precio Bsico de la Potencia en los rubros deCostos de Inversin de la Central Termoelctrica, tasa TAMEX,

Costos de Conexin y Costo Fijo No Combustible, sobre la basede la aplicacin del Procedimiento para la Determinacin delPrecio Bsico de Potencia, aprobado mediante Resolucin N 260-2004-OS/CD (ver Anexo N del informe).

i) Se modific el Peaje por Conexin Unitario del Sistema Principalde Transmisin y el Peaje de Transmisin Unitario comoconsecuencia del anlisis de la informacin del ESTUDIO y laABSOLUCIN.

j) En los clculos de la resolucin que fija los Precios en Barra setomaron los costos al 31 de marzo de 2015 conforme a lo

establecido en el Artculo 50 de la LCE4

.

k) Se ha considerado la retribucin nica al Estado por el uso delagua para generacin hidroelctrica de 1,2360 S/./MWh, conformeal valor vigente al 04 de abril de 2015 del Precio Promedio deEnerga a Nivel Generacin en el SEIN.

4) Se compar el precio terico con el precio promedio ponderado de laslicitaciones, de acuerdo con lo establecido en el Procedimiento paraComparacin de Precios Regulados que se aprob con la ResolucinN 273-2010-OS/CD, resultando que el precio terico se difiere en

4 Artculo 50.- Todos los costos que se utilicen en los clculos indicados en el artculo 47 debern serexpresados a precios vigentes del mes de marzo del ao de la fijacin.


5/322


Fijacin de los Precios en Barra (perodo Mayo 2015 - Abril 2016) Pgina iv de v

ms del 10% del promedio ponderado de los precios de laslicitaciones, por lo cual se tuvo que aplicar el Factor de Ajuste 1,6520a este precio, con la finalidad que se encuentre en el rango de 10%exigido por la Segunda Disposicin Complementaria Final de la LeyN 28832.

5) Se determin el Cargo Unitario por Compensacin por Seguridad deSuministro de acuerdo con lo dispuesto por la norma CompensacinAdicional por Seguridad de Suministro, aprobada por Resolucin N651-2008-OS/CD y sus modificatorias, igual a 0,179 S/./kW-mes paralas Centrales duales que no son Reserva Fra, mientras que, para lasPlantas de Reserva Fra de Pucallpa, Puerto Maldonado, Puerto Eten,Talara e Ilo son iguales a 0,202 S/./kW-mes, 0,116 S/./kW-mes, 0,840S/./kW-mes, 0,814 S/./kW-mes y 1,838 S/./kW-mes , respectivamente(ver Anexo P del informe).

6) Se determin el Cargo Unitario por Generacin Adicional de acuerdocon lo dispuesto por la norma Compensacin por GeneracinAdicional, aprobada por Resolucin N 228-2012-OS/CD encumplimiento de lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N 037-2008,igual 0,093 S/./kW-mes para el Usuario Regulado (ver Anexo G delinforme).

7) Se determinaron el Cargo Unitario por CVOA-CMg y el Cargo Unitariopor CVOA-RSC, de acuerdo con lo dispuesto por la norma"Procedimientos para Compensacin de los Costos VariablesAdicionales y de los Retiros sin Contrato", aprobada por ResolucinN 001-2009-OS/CD y sus modificatorias, en cumplimiento de lodispuesto por el Decreto de Urgencia N 049-2008. Dichos cargos

resultaron iguales a 0,666 S/./kW-mes y 0,000 S/./kW-mes,respectivamente (ver Anexo Q del informe).

8) Se determin el Cargo Unitario por Prima de Generacin conRecursos Energticos Renovables de acuerdo con lo dispuesto por lanorma Procedimiento de Clculo de la Prima para la Generacin conRecursos Energticos Renovables, aprobada por ResolucinOsinergmin N 001-2010-OS/CD en cumplimiento de lo dispuesto porel Decreto Legislativo N 1002, igual a 5,817 S/./kW-mes (ver Anexo Rdel informe).

9) Se determin el Cargo Unitario por Compensacin FISE conforme a lo

previsto en el numeral 4.3 del Artculo 4 de la Ley N 29852, el cuales igual a 0,420 S/./kW-mes (ver Anexo S del informe).

10) Se determin el Cargo Unitario por CASE conforme a lo previsto en laLey N 29970, el cual es igual a 1,194 S/./kW-mes y 0,316 S/./kW-mes(ver Anexo T del informe).

11) Se determin el Cargo Unitario por Cumplimiento de Mandato Judicial(CMJ) a favor de las empresas Enersur S.A. y San Gabn S.A., loscuales son iguales a 0,254 S/./kW-mes y 0,159 S/./kW-mes (ver AnexoU del informe).

12) Para los Sistemas Aislados se ha considerado lo dispuesto en elArtculo 30 de la Ley N 28832 en lo relacionado con la determinacin


6/322


Fijacin de los Precios en Barra (perodo Mayo 2015 - Abril 2016) Pgina v de v

de los Precios en Barra de Sistemas Aislados y la aplicacin delMecanismo de Compensacin.


7/322


Fijacin de los Precios en Barra (perodo Mayo 2015 - Abril 2016) Pgina 1

INDICE1. INTRODUCCIN ............................................................................................... 5

1.1. PROCESO DE REGULACIN TARIFARIA................................................... 61.2. ASPECTOS METODOLGICOS............................................................... 6

1.3. RESUMEN DE RESULTADOS.................................................................. 71.4. PRINCIPALES MODIFICACIONES A LA PROPUESTA DE LOS SUBCOMITS

DEL COES .......................................................................................... 91.5. COMPARACIN DE LAS VARIACIONES DE LOS PRECIOS EN BARRA EN EL

SEIN ................................................................................................ 10

2. PROCESO DE REGULACIN TARIFARIA .................................................... 12

2.1. PROPUESTA DE LOS SUBCOMITS DE GENERADORES Y TRANSMISORESDEL COES ........................................................................................ 14

2.2. PRIMERAAUDIENCIA PBLICA............................................................. 152.3. OBSERVACIONES A LAS PROPUESTAS DE LOS SUBCOMITS DE

GENERADORES Y TRANSMISORES DEL COES ...................................... 152.4. ABSOLUCIN DE LAS OBSERVACIONES................................................ 162.5. PUBLICACIN DEL PROYECTO DE RESOLUCIN QUE FIJA LOS PRECIOS

EN BARRA......................................................................................... 162.6. SEGUNDAAUDIENCIA PBLICA............................................................ 172.7. OPINIONES Y SUGERENCIAS DE LOS INTERESADOS............................... 182.8. FIJACIN DE PRECIOS EN BARRA........................................................ 18

3. PRECIOS BSICOS DE POTENCIA Y ENERGA .......................................... 19

3.1. PROCEDIMIENTOS DE CLCULO.......................................................... 193.1.1. Precio Bsico de la Energa ............................................................ 203.1.2. Precio Bsico de la Potencia ........................................................... 22

3.2. PREMISAS Y RESULTADOS.................................................................. 233.2.1. Previsin de Demanda .................................................................... 233.2.2. Programa de Obras ......................................................................... 243.2.3. Costos Variables de Operacin (CVT) ............................................ 29

3.2.3.1. Precios de los Combustibles lquidos ......................................... 303.2.3.2. Precio del Gas Natural ............................................................... 323.2.3.3. Precio del Carbn ....................................................................... 323.2.3.4. Otros costos en el precio de los combustibles lquidos ............... 33

3.2.4. Canon del Agua .............................................................................. 353.2.5. Costo de Racionamiento ................................................................. 353.2.6. Precio Bsico de la Energa ............................................................ 353.2.7. Precio Bsico de la Potencia ........................................................... 36

4. CARGOS POR TRANSMISIN ....................................................................... 37

4.1. SISTEMA GARANTIZADO DE TRANSMISIN............................................ 374.1.1. SGT del Consorcio Transmantaro S.A. ........................................... 374.1.2. SGT de Abengoa Transmisin Norte S.A. (ATN) ............................ 384.1.3. SGT de Transmisin Elctrica del Sur S.A. (TESUR) .................... 394.1.4. SGT de Abengoa Transmisin Sur S.A. (ATS) .............................. 40

4.2. SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIN................................................. 404.3. VALORIZACIN DE LAS INSTALACIONES DEL SPTY SGT ....................... 42

4.3.1. Red de Energa del Per S.A. (REP) .............................................. 424.3.2. Eteselva S.R.L. (Eteselva) .............................................................. 42


8/322



4.3.3. Compaa Minera Antamina (Antamina) ........................................ 424.3.4. San Gabn Transmisin (San Gabn) ............................................ 434.3.5. Consorcio Transmantaro (Transmantaro) ....................................... 434.3.6. Red Elctrica del Sur S.A. (Redesur) .............................................. 444.3.7. Interconexin Elctrica ISA Per S.A. (ISA) .................................... 44

4.4. COSTOS DE OPERACIN Y MANTENIMIENTO (COYM)DEL SPTY SGT ... 474.4.1. REP ..................................................................................... 484.4.2. Eteselva ..................................................................................... 484.4.3.Antamina ..................................................................................... 484.4.4. San Gabn ..................................................................................... 484.4.5. Transmantaro .................................................................................. 48

4.4.5.1. SPT de Transmantaro ................................................................ 484.4.5.2. SGT de Transmantaro ................................................................ 49

4.4.6. Redesur ..................................................................................... 494.4.7. ISA ..................................................................................... 494.4.8.ATN ..................................................................................... 50

4.4.9. TESUR ..................................................................................... 504.4.10. ATS ..................................................................................... 504.5. FACTORES NODALES DE ENERGA Y FACTORES DE PRDIDAS DE

POTENCIA......................................................................................... 524.6. INGRESO TARIFARIO........................................................................... 54

4.6.1. Ingreso Tarifario de Enlaces Internacionales .................................. 544.6.2. Ingreso Tarifario de Enlaces Nacionales ......................................... 54

4.7. PEAJE POR CONEXIN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIN............ 564.7.1. Liquidacin segn contratos especficos ......................................... 56

4.7.1.1. Liquidacin de Transmantaro ..................................................... 564.7.1.2. Liquidacin Anual de Redesur .................................................... 60

4.7.1.3. Liquidacin de ISA ..................................................................... 604.7.1.4. Liquidacin de REP .................................................................... 614.7.1.5. Determinacin y Asignacin de la RAG y la RAA ....................... 624.7.1.6. Liquidacin del SGT de Abengoa ............................................... 634.7.1.7. Liquidacin de ATS .................................................................... 654.7.1.8. Liquidacin de TESUR ............................................................... 66

4.7.2. Compensacin Tarifaria .................................................................. 664.7.3. Cargo Unitario por Generacin Adicional ........................................ 674.7.4. Cargo Unitario por Seguridad de Suministro ................................... 674.7.5. Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales respecto del

Costo Marginal (CVOA-Cmg) .......................................................... 68

4.7.6. Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales por Retiros sinContrato (CVOA-RSC) .................................................................... 684.7.7. Cargo Unitario por Prima de Generacin con Recursos

Energticos Renovables ................................................................. 684.7.8. Cargo Unitario por Compensacin FISE ......................................... 694.7.9. Cargo Unitario por Compensacin CASE ....................................... 694.7.10. Cargo Unitario por Compensacin CMJ ................................... 694.7.11. Determinacin del Peaje por Conexin ..................................... 69

5. PRECIOS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE .................................... 72

5.1. TARIFAS TERICAS............................................................................ 72

5.2. COMPARACIN DE LOS PRECIOS TERICOS CON EL PRECIO PROMEDIOPONDERADO DE LAS LICITACIONES...................................................... 74


9/322



5.3. PRECIOS EN BARRA........................................................................... 75

6. SISTEMAS AISLADOS ................................................................................... 77

6.1. MARCO DE REFERENCIA PARA LA DETERMINACIN DE LOS PRECIOS ENBARRA.............................................................................................. 77

6.2. CRITERIOS GENERALES...................................................................... 776.3. SISTEMASAISLADOS TPICOS............................................................. 806.3.1. Precios por Sistema Aislado Tpico ................................................. 80

6.4. PRECIOS EN BARRA DE SISTEMASAISLADOS....................................... 836.5. MECANISMO DE COMPENSACIN PARA SISTEMASAISLADOS................. 836.6. INCORPORACIN DE SISTEMAS AISLADOS A ELECTRO ORIENTE.............. 866.7. CONTRATO DE SUMINISTRO A SISTEMAAISLADOS DE IQUITOS............... 87

7. ACTUALIZACIN DE PRECIOS ..................................................................... 88

7.1. SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL.............................. 887.1.1.Actualizacin del Precio de la Energa ............................................ 88

7.1.2.Actualizacin del Precio de la Potencia ........................................... 897.1.3.Actualizacin del Peaje por Conexin al Sistema Principal deTransmisin ..................................................................................... 89

7.2. SISTEMASAISLADOS.......................................................................... 907.2.1.Actualizacin de los Precios en Barra Efectivos ............................. 91

8. ANEXOS .......................................................................................................... 93

ANEXOA PROYECCIN DE DEMANDA................................................................ 94ANEXO B COSTOS VARIABLES NO COMBUSTIBLES............................................ 121ANEXO C PRECIO DEL GAS NATURAL:APLICACIN DEL DECRETO SUPREMO N

016-2000-EM ................................................................................ 127

ANEXO D PLAN DE OBRAS DE GENERACIN Y TRANSMISIN.............................. 134ANEXO E PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR DE LAS CENTRALES DEL SEIN146ANEXO F ANLISIS DE HIDROLOGA................................................................. 148ANEXO G COMPENSACIN POR GENERACINADICIONAL.................................. 150ANEXO H CAPACIDAD DE LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIN......................... 164ANEXO I COSTO DE OPERACIN Y MANTENIMIENTO DE REP ............................ 167ANEXO J COSTO DE OPERACIN Y MANTENIMIENTO DE ETESELVA ................. 177ANEXO K COSTO DE OPERACIN Y MANTENIMIENTO DEANTAMINA ................. 189ANEXO L COSTO DE OPERACIN Y MANTENIMIENTO DE SANGABAN............... 197ANEXO M DETERMINACIN DE LA REMUNERACINANUAL GARANTIZADA (RAG)Y

REMUNERACINANUAL PORAMPLIACIONES (RAA) ............................ 207

ANEXO N PRECIO BSICO DE POTENCIA.......................................................... 226ANEXO O REPRESENTACIN DE CONGESTIN EN EL DUCTO DE TRANSPORTE DE

GAS NATURAL................................................................................. 236ANEXO P DETERMINACIN DEL CUCSS .......................................................... 237ANEXO Q COMPENSACIN POR COSTOS VARIABLESADICIONALES..................... 249ANEXO R COMPENSACIN POR GENERACIN CON RECURSOS ENERGTICOS

RENOVABLES.................................................................................. 253ANEXO S CARGO POR COMPENSACIN FISE.................................................... 260ANEXO T CARGO POR COMPENSACIN CASE .................................................. 263ANEXO U CARGO POR CUMPLIMIENTO DE MANDATO JUDICIAL........................... 266ANEXO V ANLISIS DE LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIN... 268ANEXO W NDICES WPSSOP3500 Y CUUR0000SA0 ..................................... 307ANEXO X INFORMACIN COMPLEMENTARIA...................................................... 310


10/322



ANEXO Y RELACIN DE INFORMACIN QUE SUSTENTA LOS PRECIOS EN BARRA.. 317


11/322



1. Introduccin

El siguiente informe contiene el estudio realizado por el OrganismoSupervisor de la Inversin en Energa y Minera (en adelante Osinergmin),para la fijacin de Precios en Barra del perodo mayo 2015abril 2016. Parasu elaboracin se ha considerado los estudios tcnico econmicospresentados por los Subcomits de Generadores y Transmisores del Comitde Operacin Econmica del Sistema Interconectado Nacional (en adelanteCOES) de acuerdo con el Artculo 119 del Reglamento de la Ley deConcesiones Elctricas; as como, los estudios desarrollados y/o encargadospor la Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria de Osinergmin (en adelanteGART) sobre el particular.

Los principios y los procedimientos mediante los cuales se regulan las tarifasde electricidad en el Per se encuentran establecidos en el Decreto LeyN 25844, Ley de Concesiones Elctricas (en adelante Ley LCE); la LeyN 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la GeneracinElctrica (en adelante Ley 28832), la Ley N 29852, Ley que crea el Sistemade Seguridad Energtica en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusin SocialEnergtico5, la Ley N 29970, Ley que Afianza la Seguridad Energtica ypromueve el desarrollo del Polo Petroqumico en el Sur del Pas, el DecretoLegislativo N 1002 (en adelante DL 1002), el Decreto Legislativo N 1041(en adelante DL 1041), el Decreto de Urgencia N 037-2008 (en adelanteDU 037)y el Decreto de Urgencia N 049-2008 (en adelante DU 049)6; los

reglamentos de estas leyes; y, en el Anexo A del Procedimientos paraFijacin de Precios Regulados, aprobado mediante Resolucin N 080-2012-OS/CD; as como, en los procedimientos que para efectos tarifarios haaprobado Osinergmin.

El estudio determina los precios bsicos, definidos en el Artculo 47 de la Leyy Artculos 125 y 126 del Reglamento. Estos estn constituidos por losprecios de potencia y energa en las barras de referencia, a partir de las

5 La Ley N 29969 publicada el 22 de diciembre de 2012 modific, entre otros aspectos, el numeral 4.3 dela Ley N 29852.

6 La vigencia del DU 049 fue extendida hasta diciembre de 2016 mediante la Dcima DisposicinComplementaria Final de la Ley N 30115 Ley de Equilibrio Financiero del Presupuesto del SectorPblico para el Ao Fiscal 2014.


12/322



cuales se expanden los precios mediante factores de prdidas y nodales,respectivamente.

1.1. Proceso de Regulacin TarifariaEl proceso de regulacin tarifaria se inici el 14 de noviembre de 2014, con lapresentacin del Estudio Tcnico Econmico Determinacin de Precios dePotencia y Energa en Barra para la Fijacin Tarifarias periodo Mayo 2015 Abril 2016 y Propuesta Tarifaria del Subcomit de Transmisores del COESFijacin de Tarifas en Barra Perodo Mayo 2015 Abril 2016 remitidos aOsinergmin por los Subcomits de Generadores y Transmisores del COESmediante las cartas SCG-041-2014 y STCOES 005-2014, respectivamente.Como parte del proceso regulatorio se convoc la realizacin de unaaudiencia pblica, la cual se llev a cabo el 28 de noviembre de 2014. Enesta audiencia los Subcomits de Generadores y Transmisores del COES

tuvieron la oportunidad de sustentar sus propuestas de fijacin de tarifas,recibiendo los comentarios y observaciones de los asistentes y dandorespuesta a las observaciones recibidas.

Posteriormente, el 30 de diciembre de 2014, Osinergmin remiti a losSubcomits de Generadores y Transmisores del COES, mediante Oficios N1159-2014-GART y N 1161-2014-GART, recibidos el 05 de enero de 2015,los Informes N 0660-2014-GART y N 06611-2014-GART con lasobservaciones encontradas a sus propuestas de tarifas.

Las observaciones sealadas fueron revisadas y respondidas por ambosSubcomits con fecha 03 de febrero de 2015, mediante cartas STCOES N

001-2015 y SCG-010-2015, respectivamente.

En la preparacin del presente informe se toma en cuenta toda la informacinrecolectada a lo largo del proceso descrito, incluidos los resultados de losestudios encargados por Osinergmin a consultores especializados sobretemas especficos de la regulacin.

1.2. Aspectos MetodolgicosEl Precio Bsico de Energa se determina utilizando el modelo matemtico de

optimizacin y simulacin de la operacin de sistemas elctricos denominadoPERSEO.

El Precio Bsico de la Potencia de Punta, de acuerdo con el mandato delArtculo 47, literales e) y f) de la Ley, corresponde a los costos unitarios deinversin y costos fijos de operacin de la unidad de generacin msadecuada para suministrar potencia adicional durante las horas de mximademanda anual, incluida su conexin al sistema de transmisin. Dicho precioha sido determinado conforme a lo dispuesto por el Procedimiento para laDeterminacin del Precio Bsico de Potencia, aprobado mediante ResolucinN 260-2004-OS/CD y sus modificatorias.

Los Precios en Barra se calculan agregando a los precio bsicos de energa ypotencia los cargos por la transmisin involucrada de los Sistemas de


13/322



Transmisin Garantizados y Principales. Los cargos por ambos sistemas detransmisin se calcularon aplicando el mtodo establecido en la Ley, queconsiste en determinar el costo marginal de esta actividad (su ingresotarifario) y complementarlo con el peaje; definido ste como la diferencia entreel costo medio del sistema de transmisin y el costo marginal.

Los cargos de peaje secundario corresponden a los que se aprobaron,mediante Resolucin N 054-2013-OS/CD y modificatoria, para el perodo del01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017.

El Cargo Unitario por Compensacin por Seguridad de Suministro, el CargoUnitario por Generacin Adicional, el Cargo por Prima de EnergaRenovables, el Cargo Unitario por Compensacin FISE, el Cargo porAfianzamiento de la Seguridad Energtica CASE y los Cargos Unitarios porCostos Adicionales, CVOA-CMg y CVOA-RSC, que se agregan a los cargospor el Sistema Principal de Transmisin, corresponden a aquellosdeterminados conforme se describe en el presente informe.

Los precios (tericos) determinados a travs de los modelos de optimizaciny simulacin fueron comparados con el promedio ponderado de los preciosde las licitaciones de conformidad con lo dispuesto por la Ley 28832. Lainformacin de contratos de licitaciones fue suministrada por las empresasdistribuidoras.

1.3. Resumen de ResultadosComo resultado de la comparacin del Precio en Barra, se tiene que ste

difiere en ms del 10% del promedio ponderado de los precios de laslicitaciones. Por tal motivo, fue necesario efectuar el reajuste en los preciostericos, a travs del Factor de Ajuste 1,6520, para constituir los Precios enBarra definitivos. En consecuencia, los precios resultantes para la regulacinde Precios en Barra del Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN) seresumen en el cuadro siguiente:


14/322



Cuadro No. 1.1


15/322



1.4. Principales Modificaciones a la Propuestade los Subcomits del COESLos Precios en Barra mostrados en las secciones anteriores, se obtienen apartir de las propuestas de los Subcomits de Generadores y Transmisores

del COES con las modificaciones efectuadas por Osinergmin. La siguienterelacin describe los principales cambios incorporados:

Se consideraron las ventas del ao 2014, se actualiz la informacinreferida a las prdidas de distribucin, subtransmisin y transmisin parael periodo de proyeccin; as como la participacin de ventas dedistribuidores en alta y muy alta tensin; y la participacin de ventasrealizadas por los generadores. Por otro lado, se modific, sobre la basede informacin remitida a Osinergmin, la proyeccin de la demanda delas empresas remitida a Osinergmin, la proyeccin de la demanda de lasempresas Antamina, Southern, Minera Cerro Verde, Votorantim Metais,Antapaccay, Minerals and Metals Group Limited y Chinalco, as como seha incorporado la carga de Minera Constancia (Hudbay) y Minera LaArena (Rio Alto Mining) de acuerdo con la informacin comercialreportada y la informacin remitida por los titulares.

Se modific el precio del gas natural para las unidades que utilizan gasnatural de Camisea y se verific que el precio del gas natural de lascentrales de Aguayta y Malacas no superen el precio lmite a considerarpara efectos tarifarios, de conformidad con el Decreto Supremo N 016-2000-EM (ver Anexo C del informe).

Se modific el programa de mantenimiento mayor propuesto por el

COES, por las razones expuestas en el Anexo E del presente informe. Se actualizaron los valores de CVNC para las centrales Ventanilla y

Santa Rosa, as como se incluyeron los de las centrales que actualizaronsu CVNC conforme al Procedimiento N 34, de acuerdo con los criteriosque se sealan en el Anexo B.

Se incluyeron en el modelo PERSEO nuevas instalaciones de transmisincon finalidad de dar cumplimiento al Artculo 128 del Reglamento de laLey de Concesiones Elctricas.

Se modificaron las fechas de ingreso de los proyectos C.H. Santa Teresa

(de julio a diciembre 2015), Repotenciamiento de la C.H. Machupicchu(de abril a setiembre 2015), C.T. Reserva Fra de Pucallpa (de diciembrea noviembre 2015), C.H. Quitaracsa (de abril a agosto de 2015), entreotros; asimismo, se adicionaron el reingreso de la TG7 de la C.T. SantaRosa, as como los proyectos de C.T. Recka y Ampliacin CT Chilca I deacuerdo a comunicacin e informacin disponible. Las razones de estasmodificaciones en el plan de obras estn expuestas en el Anexo D delpresente informe.

Se modificaron los factores nodales de energa como consecuencia de laaplicacin del modelo PERSEO.

Se modific el Precio Bsico de la Potencia en los rubros de Costos deInversin de la Central Termoelctrica, tasa TAMEX, Costos de Conexin


16/322



y Costo Fijo No Combustible, sobre la base de la aplicacin delProcedimiento para la Determinacin del Precio Bsico de Potencia,aprobado mediante Resolucin N 260-2004-OS/CD (ver Anexo N delinforme).

Se modific el Peaje por Conexin Unitario del Sistema Principal deTransmisin y el Peaje de Transmisin como consecuencia del anlisisde la informacin del ESTUDIO y la ABSOLUCIN. Adicionalmente seagreg dentro del Peaje por Conexin Unitario del Sistema Principal deTransmisin los Cargos Unitarios que ordenan el Decreto LegislativoN 1041, el Decreto Legislativo N 1002 y los Decretos de Urgencia N037-2008 y N 049-2008, as como la Ley N 29852 y Ley N 29970,dando como resultado final un valor igual a 22,877 S/./kW-mes.

En los clculos de la publicacin del proyecto de resolucin que fija losPrecios en Barra (en cumplimiento al tem g) del Anexo A.1 de la NormaProcedimiento para la Fijacin de Precios Regulados aprobadamediante Resolucin N 080-2012-OS/CD), se tomaron en consideracinlos costos al 31 de marzo de 2015, conforme a lo establecido en elArtculo 50 de la LCE.

Se ha considerado la retribucin nica al Estado por el uso del agua parageneracin hidroelctrica de 1,2360 S./MWh, conforme al valor vigente al04 de abril de 2015 del Precio Promedio de Energa a Nivel Generacinen el SEIN.

1.5. Comparacin de las Variaciones de losPrecios en Barra en el SEINLos Precios en Barra resultantes se comparan con los precios vigentes almes de abril de 2015, obtenindose los resultados que se muestran acontinuacin para las principales ciudades del pas7.

7 Los cargos de peaje secundario corresponden a los que se aprobaron, mediante Resolucin N 054-2013-OS/CD y modificatoria, para el perodo del 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017.


17/322



Cuadro No. 1.2


18/322



2. Proceso de RegulacinTarifaria

El proceso de Fijacin de Precios en Barra se realiza de conformidad con loestablecido en el Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Elctricas y suReglamento, aprobado mediante Decreto Supremo N 009-93-EM; y la Ley28832 y sus reglamentos. Osinergmin, en aplicacin de la Ley N 27838, Leyde Transparencia y Simplificacin de los Procedimientos Regulatorios deTarifas, ha incluido, dentro del proceso de regulacin de las tarifas degeneracin, transmisin y distribucin, la publicacin del proyecto deresolucin que fija la tarifa as como la realizacin de audiencias pblicas. Enel siguiente esquema se resume la secuencia de actividades del proceso parala Fijacin de las Tarifas en Barra. Las fechas indicadas corresponden a lapresente fijacin de tarifas, donde a partir de la etapa 8 representan fechaslmites que pueden variar en caso de adelantarse la fecha de trmino dealguna de las etapas.

El cronograma ilustrado en el Esquema 2.1, que obedece a las disposicioneslegales vigentes, establece un ambiente abierto de participacin dondepueden expresarse las opiniones de la ciudadana, y de los interesados engeneral, a fin de que stas sean consideradas por el regulador antes queadopte su decisin sobre la fijacin de los Precios en Barra.

Asimismo, con posterioridad a la decisin, se prev la instancia de losrecursos de reconsideracin a travs de la cual se pueden interponercuestionamientos a las decisiones adoptadas.


19/322



Esquema No. 2.1


20/322



2.1. Propuesta de los Subcomits deGeneradores y Transmisores del COESEl Comit de Operacin Econmica del Sistema Interconectado Nacional (enadelante COES) es un organismo tcnico cuya la finalidad es coordinar laoperacin del Sistema Elctrico Interconectado Nacional al mnimo costo,garantizando la seguridad del abastecimiento de energa elctrica y el mejoraprovechamiento de los recursos energticos. El rgano supremo del COESes la Asamblea, integrada por los Agentes del SEIN, agrupados en cuatrosubcomits: uno de Generadores, uno de Distribuidores, uno deTransmisores y uno de Usuarios Libres.

De acuerdo con lo dispuesto por el Artculo 51 de la Ley de ConcesionesElctricas8, y por el Anexo A del Procedimientos para Fijacin de PreciosRegulados, aprobado mediante Resolucin Osinergmin N 080-2012-OS/CD,el proceso de regulacin tarifaria se inici con la presentacin, efectuada porlos Subcomits de Generadores y Transmisores del COES el 14 denoviembre de 2014, del Estudio Tcnico Econmico Determinacin dePrecios de Potencia y Energa en Barra para la Fijacin Tarifarias periodoMayo 2015 Abril 2016 y Propuesta Tarifaria del Subcomit deTransmisores del COES Fijacin de Tarifas en Barra Perodo Mayo 2015 Abril 2016.

En el siguiente cuadro se resume, en trminos econmicos, las propuestastarifarias:

8 Artculo 51.-Antes del 15 de noviembre de cada ao, el Subcomit de Generadores y el Subcomit deTransmisores, en la actividad que les corresponda, presentarn al OSINERG los correspondientesestudios tcnico-econmicos de las propuestas de Precios en Barra, que expliciten y justifiquen, entreotros aspectos, los siguientes:

a) La demanda de potencia y energa del sistema elctrico para el perodo de estudio;b) El programa de obras de generacin y transmisin;

c) Los costos de combustibles, Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables deoperacin pertinentes;

d) La Tasa de Actualizacin utilizada en los clculos;

e) Los costos marginales;

f) Precios Bsicos de la Potencia de Punta y de la Energa;

g) Los factores nodales de energa;

h) El Costo Total de Transmisin considerado;

i) Los valores resultantes para los Precios en Barra; y,

j) La frmula de reajuste propuesta; y,

Asimismo el Subcomit de Generadores y el Subcomit de Transmisores, debern entregar al COES

toda la informacin relevante para los clculos tarifarios, para ser puestos a disposicin de losinteresados que lo soliciten.

Para la aplicacin del presente artculo OSINERG definir los procedimientos necesarios.


21/322



Cuadro No. 2.1

2.2. Primera Audiencia PblicaDe acuerdo con lo establecido en el Procedimiento para Fijacin de Preciosen Barra, el Consejo Directivo de Osinergmin convoc a una primeraAudiencia Pblica para el 28 de noviembre de 2014, con el objeto de que losSubcomits de Generadores y de Transmisores del COES expongan suspropuestas de tarifas de generacin para la regulacin tarifaria del periodomayo 2015 abril 2016.

En concordancia con lo anterior, se dispuso previamente la publicacin, en lapgina Web de Osinergmin, de las propuestas de tarifas recibidas con elpropsito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a losestudios mencionados y contaran con la informacin necesaria que les

permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios durante la realizacinde la Audiencia Pblica.

De esta forma, se busca lograr la participacin de los diversos agentes(empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales,etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de mayortransparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marcode los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del ProcedimientoAdministrativo General.

2.3. Observaciones a las Propuestas de losSubcomits de Generadores y Transmisoresdel COESCon fecha 30 de diciembre de 2014, Osinergmin a travs de los Informes N0660-2014-GART y N 0661-2014-GART comunic por escrito susobservaciones, debidamente fundamentadas, a las propuestas presentadaspor los Subcomits de Generadores y Transmisores del COES, cuyos cargossealan el 05 de enero de 2015 como fecha de recepcin.

Inmediatamente despus de remitidos los informes de observaciones seprocedi a la publicacin de los mismos en la pgina Web de Osinergmin.


22/322



2.4. Absolucin de las ObservacionesEl 03 de febrero de 2015, los Subcomits de Generadores y Transmisores delCOES remitieron sus respuestas a las observaciones efectuadas porOsinergmin y presentaron sus informes con los resultados modificados de sus

estudios.En el siguiente cuadro se resumen las propuestas despus de la absolucinde las observaciones.

Cuadro No. 2.2

De acuerdo con lo dispuesto en el Artculo 122 del Reglamento9, en el casode las observaciones que no fueron absueltas a satisfaccin de Osinergmin,corresponde a este organismo, de acuerdo con el anlisis que se indica msadelante, establecer los valores correspondientes y fijar las tarifas dentro delos mrgenes que se sealan en la Ley.

2.5. Publicacin del Proyecto de Resolucin quefija los Precios en BarraOsinergmin ha evaluado las premisas y clculos efectuados por losSubcomits de Generadores y Transmisores del COES tanto en suspropuestas iniciales como en los informes remitidos en respuesta a lasobservaciones formuladas a sus propuestas para la fijacin de los Precios enBarra del periodo mayo 2015abril 2016. A raz del anlisis que se indica, seelaboraron los informes tcnicos N 0135-2015-GART y N 136-2015-GART,y el informe legal N 0129-2015-GART que contienen el resultado de losestudios realizados.

9 Artculo 122.-En los casos en que la Comisin haya presentado observaciones a los estudios decostos presentados por el COES o los concesionarios para la fijacin tarifaria, y stas no hayan sidoabsueltas a satisfaccin de la Comisin, corresponder a la Comisin establecer los valores finales yfijar las tarifas dentro de los mrgenes que sealan los Artculos 53 y 71 de la Ley.


23/322



El siguiente cuadro resume los precios determinados por Osinergmin despusdel anlisis efectuado:

Cuadro No. 2.3

De acuerdo con lo sealado en el literal g del Anexo A1 la NormaProcedimientos para Fijacin de Precios Regulados, con un mnimo de 15das hbiles de anticipacin a la publicacin de la resolucin que fije losPrecios en Barra, Osinergmin publicar en el diario oficial el Peruano y en supgina Web el Proyecto de Resolucin que fija los Precios en Barra y larelacin de informacin que la sustenta.

2.6. Segunda Audiencia PblicaEl Consejo Directivo de Osinergmin dispuso la realizacin de una segundaAudiencia Pblica, la misma que se llev a cabo el 13 de marzo de 2015, enla cual la Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria de Osinergmin expuso loscriterios, metodologa y modelos econmicos utilizados en la presenteregulacin tarifaria; as como, el sustento del proyecto de resolucin que fijalos Precios en Barra para el periodo mayo 2015abril 2016.

La realizacin de esta Audiencia Pblica se produjo de maneradescentralizada y simultneamente en tres ciudades del pas: Lima, Cusco yChiclayo; a travs, de un sistema de multivideoconferencia.

En esta Audiencia Pblica, los consumidores, las empresas concesionarias,las asociaciones de usuarios y dems personas interesadas en la regulacinde los Precios en Barra pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre elprocedimiento en ejecucin y su resultado tarifario.

Con relacin a las opiniones y comentarios vertidos durante la referidaAudiencia, los mismos fueron respondidos en dicha oportunidad y seencuentran registrados (grabados y filmados) de conformidad con lodispuesto por el numeral 9 de las Directivas que rigen la realizacin de lasAudiencias.


24/322



2.7. Opiniones y Sugerencias de los InteresadosEl 20 de marzo de 2015 fue la fecha de cierre para que los interesados en laregulacin tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre elProyecto de Resolucin que fija los Precios en Barra.

Al respecto se recibieron, dentro del plazo establecido, las opiniones ysugerencias de las empresas Consorcio Transmantaro S.A., InterconexinElctrica ISA Per S.A., Red de Energa del Per S.A., Compaa Elctrica ElPlatanal S.A., Statkraft Per S.A., Enersur S.A., Kallpa Generacin S.A.,Termochilca S.A.C. y Electro Oriente S.A. al proyecto de los Precios enBarra, efectuada mediante la Resolucin N 051-2015-OS/CD; las cuales hansido publicadas en la pgina Web de Osinergmin.

El anlisis de dichas opiniones y sugerencias se realiza en el Anexo V delpresente informe.

2.8. Fijacin de Precios en BarraOsinergmin ha evaluado las premisas y clculos efectuados por losSubcomits de Generadores y Transmisores del COES, tanto en su estudioinicial como en el informe remitido en respuesta a las observacionesformuladas a su Estudio Tcnico Econmico para la fijacin de los Precios enBarra. Asimismo, ha tomado en cuenta las opiniones y sugerencias recibidasde los interesados respecto del proyecto de resolucin que fija los Precios enBarra para el periodo mayo 2015 - abril 2016. A raz del anlisis que se indica

se ha elaborado el presente informe que contiene el resultado de los estudiosrealizados.

El siguiente cuadro resume los precios determinados por Osinergmin despusdel anlisis efectuado:

Cuadro No. 2.4

Los Precios en Barra y sus frmulas de reajuste, una vez aprobados, sernpublicados en el diario oficial El Peruano y, complementariamente, en lapgina Web de Osinergmin


25/322



3. Precios Bsicos de Potenciay Energa

El Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN) se extiende desde Tacnapor el sur hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte de ciudades delpas.

Para el presente perodo de regulacin se destaca:

La postergacin del ingreso de los proyectos de C.H. Quitaracsa (112MW), Repotenciamiento de la C.H. Machupicchu (99 MW), C.T. ReservaFra Puerto Maldonado (18 MW), C.T. Reserva Fra Pucallpa (40 MW) yC.H. Santa Teresa (99 MW) para los meses de agosto, setiembre,octubre, noviembre y diciembre de 2015, respectivamente.

Asimismo se agreg el reingreso de la TG7 de la C.T. Santa Rosa (121MW) en diciembre 2014, y los proyectos C.T. Recka (181 MW) yAmpliacin CT Chilca (112 MW) para los meses de marzo 2016 y enero2017, respectivamente.

El retiro del plan de obras a los proyectos CH Laguna Azul (20 MW) y C.T.Nueva Esperanza (135 MW), conforme se detalla en el Anexo D.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultadosobtenidos en el proceso de determinacin de los Precios en Barra para elperodo mayo 2015 - abril 2016.

3.1. Procedimientos de ClculoEsta seccin describe los procedimientos generales y modelos empleadospara el clculo de los precios bsicos en el SEIN.


26/322



3.1.1. Precio Bsico de la EnergaEl Precio Bsico de la Energa, cuyos criterios y procedimientos dedeterminacin se encuentran establecidos en el Reglamento de la LCE, secalcul a partir de los costos marginales esperados en el sistema degeneracin para los 36 meses del perodo de anlisis de acuerdo con lo

dispuesto en los Artculos 47 al 50 de la LCE10

, as como lo dispuesto por elArtculo 1 del DU 04911para el horizonte comprendido entre el 01 de enero

10 Artculo 47.-Para la fijacin de Tarifas en Barra, cada COES efectuar los clculos correspondientesen la siguiente forma:

a) Proyectar la demanda para los prximos veinticuatro (24) meses y determinar un programa deobras de generacin y transmisin factibles de entrar en operacin en dicho perodo.

La proyeccin a que se refiere el prrafo precedente considerar como una constante la oferta ydemanda extranjeras sobre la base de datos histricos de las transacciones del ltimo ao. ElReglamento de Importacin y Exportacin de Electricidad (RIEE) establecer el procedimientocorrespondiente.

b) Determinar el programa de operacin que minimice la suma del costo actualizado de operacin yel costo de racionamiento para el perodo de estudio, tomando en cuenta: las series hidrolgicashistricas, los embalses, los costos de combustible, as como la Tasa de Actualizacin a que serefiere el artculo 79 de la presente Ley.

El perodo de estudio comprender la proyeccin de veinticuatro (24) meses a que se refiere elinciso a) precedente y los doce (12) meses anteriores al 31 de marzo de cada ao. Respecto deestos ltimos se considerar la demanda y el programa de obras histricos.

c) Calcular los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energa del sistema, para losBloques Horarios que establece la Comisin de Tarifas de Energa, correspondiente al programade operacin a que se refiere el acpite anterior.

d) Determinar el Precio Bsico de la Energa por Bloques Horarios para el perodo de estudio, comoun promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda, debidamenteactualizados al 31 de marzo del ao correspondiente.

e) Determinar el tipo de unidad generadora ms econmica para suministrar potencia adicionaldurante las horas de demanda mxima anual del sistema elctrico y calcular la anualidad de la

inversin con la Tasa de Actualizacin correspondiente fijada en el artculo 79 de la presente Ley.f) Determinar el precio bsico de la potencia de punta, segn el procedimiento que se establezca en

el Reglamento, considerando como lmite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior.

En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerar para este fin un margenadicional, al precio establecido en el prrafo precedente.

g) Calcular para cada una de las barras del sistema los factores nodales de energa de acuerdo a losealado en el artculo 48. El factor nodal ser igual a 1,00 en la barra en que se fije el PrecioBsico de Energa.

h) Determinar el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema,agregando al Precio Bsico de la Potencia de Punta los valores unitarios del Peaje de Transmisiny el Peaje por Conexin a que se refiere el artculo 60 de la presente Ley;

i) Determinar el Precio de Energa en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicandoel Precio Bsico de la Energa nodal correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factornodal de energa.

Artculo 48.-Los factores nodales de energa se calcularn considerando las prdidas marginales y lacapacidad del sistema de transmisin..

Artculo 49.-En las barras del Sistema Secundario de Transmisin el precio incluir el correspondientepeaje de dicho sistema.

Artculo 50.-Todos los costos que se utilicen en los clculos indicados en el artculo 47 debern serexpresados a precios vigentes del mes de marzo del ao de la fijacin.

11 Artculo 1.- Costos Marginales de Corto Plazo

Para efectos del despacho econmico a que se refiere el marco regulatorio de electricidad, se seguirnlos siguientes criterios:

1.1 Los costos marginales de corto plazo del Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN), sedeterminarn considerando que no existe restriccin de produccin o transporte de gas natural nide transmisin de electricidad.

1.2 Los costos marginales referidos en el numeral anterior no podrn ser superiores a un valor lmite

que ser definido por el Ministerio de Energa y Minas mediante Resolucin Ministerial.1.3 La diferencia entre los costos variables de operacin en que incurran las centrales que operan con

costos variables superiores a los costos marginales determinados conforme al numeral 1.1 y dichos


27/322



de 2014 y el 31 de diciembre de 2017. Dichos costos marginales sedeterminan a partir del programa de operacin que minimice la suma delcosto actualizado de operacin y el costo de racionamiento para el perodo deestudio, tomando en cuenta: las series hidrolgicas histricas, los embalses,los costos de combustible, as como la Tasa de Actualizacin a que se refiereel Artculo 79 de la LCE.

Dicho programa de operacin se obtiene haciendo uso del modelo PERSEO.Este modelo de despacho de energa multinodal, permite calcular los costosmarginales optimizando la operacin del sistema hidrotrmico con mltiplesembalses en etapas mensuales; utiliza programacin lineal para determinar laestrategia ptima de operacin ante diferentes escenarios de hidrologa. Loscostos marginales se determinan como el promedio de las variables dualesasociadas a la restriccin de cobertura de la demanda (2014 - 2017) paracada uno de los escenarios hidrolgicos.

Para representar el comportamiento de la hidrologa, el modelo PERSEOutiliza los caudales histricos naturalizados registrados en los diferentespuntos de inters. Para el presente estudio se utilizan los datos de caudalesnaturales de los ltimos 49 aos, con informacin histrica, hasta el ao2013.

La representacin de la demanda del sistema se realiz para cada barra, endiagramas de carga mensual de tres bloques, para cada uno de los 36 mesesdel perodo de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados secalcularon para cada uno de los bloques de la demanda (punta, media ybase). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de laenerga se resume en slo dos perodos: punta y fuera de punta (para elperodo fuera de punta se consideran los bloques de media y base).

Para representar la Regulacin Primaria de Frecuencia (RPF) asignada a lascentrales de generacin con potencia mayor a 10 MW, se est considerandoel porcentaje de reserva de 2,3% para todo el horizonte de estudio, mientrasque, para representar la Regulacin Secundaria de Frecuencia (RSF) seconsidera una reduccin permanente de 30 MW en la potencia efectiva de laC.H. Huinco y de 15 MW en la potencia efectiva de la C.H. Charcani V.

Se considera, adems, las restricciones impuestas por la ResolucinDirectoral N 02-2012-ANA-DEPHM y sus posteriores prorrogas, as como laResolucin Ministerial N

0149-98-AG, en el control de los desembalses dellago Junn, as como el costo marginal mximo establecido por Resolucin

Ministerial N 607-2008-MEM/DM (313,50 S/./MWh)12

.

El modelo PERSEO est constituido por un programa (escrito en FORTRAN yC) que permite construir las restricciones que definen un problema deprogramacin lineal. Las restricciones una vez construidas son sometidas aun motor de programacin lineal (herramienta CPLEX) que resuelve elproblema de optimizacin. Las salidas del optimizador lineal son luego

costos marginales, ser cubierta mediante un cargo adicional en el Peaje por Conexin al SistemaPrincipal de Transmisin.

12 Artculo 1.-El valor lmite de los costos marginales de corto plazo del Sistema Elctrico InterconectadoNacional (SEIN), es de 313,50 Nuevos Soles/MWh.

Artculo 2.-La presente Resolucin entrar en vigencia el da 02 de enero de 2009.


28/322



recogidas por programas de hojas de clculo que permiten efectuar el anlisisy grfico de los resultados.

Informacin ms detallada sobre el modelo PERSEO, sus caractersticas,manual de usuario, casos de prueba y datos de las fijaciones tarifarias, seencuentra disponible en el portal del modelo consignado en la pgina Web deOsinergmin: www.osinergmin.gob.pe.

3.1.2. Precio Bsico de la PotenciaEl Precio Bsico de la Potencia, cuyos criterios y procedimientos de clculose encuentran definidos en el Artculo 126 del Reglamento13, se determina apartir de una unidad turbogas como la alternativa ms econmica paraabastecer el incremento de la demanda durante las horas de mximademanda anual. El Precio Bsico de Potencia corresponde a la anualidad dela inversin en la unidad de punta (incluidos los costos de conexin) ms suscostos fijos de operacin y mantenimiento anual, conforme al Procedimiento

para la Determinacin del Precio Bsico de Potencia, aprobado medianteResolucin N 260-2004-OS/CD y sus modificatorias. Se considera,asimismo, los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad yel Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante laResolucin N 020-2013-OS/CD, publicada el 21 de febrero de 2013. Mayordetalle sobre este punto se presenta en el Anexo N del presente informe.

13 Artculo 126.-La Anualidad de la Inversin a que se refiere el inciso e) del Artculo 47 de la Ley, as

como el Precio Bsico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artculo 47 de la Ley, serndeterminados segn los siguientes criterios y procedimientos:

a) Procedimiento para determinar el Precio Bsico de la Potencia:I) Se determina la Anualidad de la Inversin a que se refiere el inciso e) del Artculo 47 de la Ley,

conforme al literal b) del presente artculo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario decapacidad estndar;

II) Se determina el Costo Fijo anual de Operacin y Mantenimiento estndar, considerando ladistribucin de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresacomo costo unitario de capacidad estndar;

III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estndar, es igual a la suma de los costos unitariosestndares de la Anualidad de la Inversin ms la Operacin y Mantenimiento definidos en losnumerales I) y II) que anteceden;

IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad porunidad de potencia estndar por el factor de ubicacin. El factor de ubicacin es igual al cocientede la potencia estndar entre la potencia efectiva de la unidad;

V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y

el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; yVI) El Precio Bsico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores

definidos en el numeral V) que anteceden.

b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversin:

I) La Anualidad de la Inversin es igual al producto de la Inversin por el factor de recuperacin decapital obtenido con la Tasa de Actualizacin fijada en el Artculo 79 de la Ley, y una vida til de20 aos para el equipo de Generacin y de 30 aos para el equipo de Conexin.

II) El monto de la Inversin ser determinado considerando:

1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos deimportacin que les sean aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y,

2) El costo de instalacin y conexin al sistema.

III) Para el clculo se considerarn los tributos aplicables que no generen crdito fiscal.

c) La Comisin fijar cada 4 aos la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen

de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia econmica yseguridad contenidos en la Ley y el Reglamento.

La Comisin fijar los procedimientos necesarios para la aplicacin del presente artculo.


29/322



3.2. Premisas y ResultadosA continuacin, se presenta la demanda, el programa de obras, los costosvariables de operacin y el costo de racionamiento que se utilizan para elclculo de los costos marginales y los precios bsicos de potencia y energa.

Finalmente, se presenta la integracin de precios bsicos y peajes detransmisin para constituir los Precios en Barra.

3.2.1. Previsin de DemandaPara efectuar el pronstico de la demanda se hace uso de un modelo decorreccin de errores. Asimismo, se tiene en cuenta las siguientes diferenciasrespecto de los valores propuestos por el Subcomit de Generadores delCOES (ver Anexo A para mayor detalle):

La demanda para el periodo 2015 a 2017, ha sido determinada con elModelo de Correccin de Error, conforme a las fijaciones anteriores.

Modificacin, sobre la base de informacin remitida a Osinergmin, de laproyeccin de la demanda de las empresas Antamina, Southern, MineraCerro Verde, Votorantim Metais, Minerals and Metals Group LimitedAntapaccay y Chinalco, asimismo, se ha incorporado la carga de MineraConstancia (Hudbay) y Minera La Arena (Rio Alto Mining) de acuerdo conla informacin remitida por los titulares.

Con relacin a los valores de las ventas y la tarifa; as como, las prdidaselctricas y la participacin en las ventas (en muy alta, alta y mediatensin) correspondientes al ao 2014, se ha considerado la informacincomercial de las empresas elctricas al IV trimestre del ao 2014. Alconsumo de energa, se le agrega un porcentaje de prdidas con lafinalidad de compensar las prdidas transversales no consideradas en elmodelado de la red de transmisin.

Complementariamente, de acuerdo con el Artculo 47 de la LCE y el Artculo2914 del Reglamento de Importacin y Exportacin de Electricidad (enadelante RIEE), aprobado mediante Decreto Supremo N 049-2005-EM,respecto de la demanda extranjera, corresponde incluir una proyeccin dedemanda extranjera igual a las transacciones internacionales registradas enel ao precedente.

De otro lado, en aplicacin del Artculo 10

15

del Reglamento deCogeneracin, aprobado mediante Decreto Supremo N 037-2006-EM, se hadescontado de la proyeccin de demanda los valores histricos de energa ypotencia de las centrales de cogeneracin.

14 Artculo 29 (RIEE).- Determinacin de las Tarifas en Barra

A efectos de la fijacin de Tarifas en Barra, la proyeccin de la demanda y oferta futura de los Sistemasque se encuentren interconectados con el SEIN, se efectuar utilizando los valores de potencia yenerga de las TIE registradas en el ao precedente al del proceso de fijacin de Tarifas en Barra.Dichos valores se mantendrn constantes durante el perodo a que se refiere el Artculo 47 de la Ley.

15 Artculo 10.- Oferta de Cogeneracin en el clculo de Tarifas en Barra

Para el clculo de las tarifas en barra, la oferta de las Centrales de Cogeneracin Calificadas serproyectada como una constante que ser igual a los valores histricos de produccin de potencia yenerga registrados de cada Central en el ltimo ao. Para la simulacin del despacho se considerarlos criterios establecidos en los numerales 7.1 y 7.2 del Artculo 7.


30/322



La demanda considerada para el SEIN se resume en el Cuadro No. 3.1. Estademanda se encuentra en el nivel de produccin. Para su utilizacin en elmodelo PERSEO es necesario desagregarla en las barras en las cuales serepresenta el SEIN.

Cuadro No. 3.1

3.2.2. Programa de ObrasEl programa de obras es la secuencia de equipamiento que comprende losequipos de generacin y transmisin y sus fechas esperadas de puesta enservicio dentro del periodo de estudio a que se refiere el literal b) del Artculo47 de la LCE. Dicho periodo de estudio se extiende a los 24 mesesposteriores, y los 12 meses previos, al 31 de marzo del ao de la fijacin.

En este sentido, la LCE dispone que para efectos de los 12 meses previos seconsidere el programa de obras histrico, en tanto para los 24 meses

posteriores se considere las obras de generacin y transmisin factibles deentrar en operacin en dicho perodo; para ello Osinergmin determina el plande obras en base a la informacin brindada por la empresa a cargo delproyecto, as como a los resultados de los avances de obras de los proyectosy dems informacin de dominio pblico como son las resoluciones de fuerzamayor o de postergaciones y/o adelantos de los proyectos por diversosmotivos, incluyendo compromisos contractuales.

Adicionalmente en el plan de obras de generacin se han incluido losproyectos de energa renovables que fueron adjudicados en los procesos desubastas de generacin elctrica con RER, conforme se detalla en el AnexoD. De este modo, el programa de obras de generacin en el SEIN que seemplea para la presente fijacin tarifaria se muestra en el Cuadro No. 3.2.


31/322



Cuadro No. 3.2

En cuanto al plan de obras de transmisin, lo propuesto por el Subcomit deTransmisin se ha consolidado, no solo con lo aprobado en los Planes deTransmisin, previsto para entrar en operacin comercial dentro de los 24meses posteriores, sino tambin con aquellas obras que se encuentran enejecucin o estn programadas licitarse para que ingresen dentro del periodode simulacin con el modelo PERSEO, tal como se muestra en el Cuadro No

3.3.


32/322



Cuadro No. 3.3

El Cuadro No. 3.4 presenta la informacin de las principales caractersticasde las centrales hidroelctricas que actualmente operan en el SEIN.Asimismo, en el Cuadro No. 3.5 se presenta la capacidad, combustibleutilizado y rendimiento de las centrales termoelctricas existentes del SEIN,mientras que, en el Cuadro No 3.6 se presentan las centrales con RecursosEnergticos Renovables (RER) no convencionales (solares, elicas ybiomasa) que actualmente operan en el SEIN.


33/322



Cuadro No. 3.4


34/322



Cuadro No. 3.5


35/322



Cuadro No. 3.6

3.2.3. Costos Variables de Operacin (CVT)Los costos marginales se calculan a partir de los costos variablesrelacionados directamente con la energa producida por cada unidadtermoelctrica.

Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible(CVC) y Costos Variables No Combustible (CVNC).

El CVC representa el costo asociado directamente al consumo decombustible de la unidad termoelctrica para producir una unidad de energa.

Dicho costo se determina como el producto del consumo especfico de launidad (por ejemplo, para una TG que utiliza Diesel N 2 como combustible,el consumo especfico se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible(por ejemplo, para el Diesel N 2 dicho costo est dado en US$/Ton), y vieneexpresado en US$/MWh o mils/kWh16.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo, no asociadodirectamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoelctrica porcada unidad de energa que produce. Para evaluar dicho costo se determinala funcin de costo total de las unidades termoelctricas (sin incluir elcombustible) para su rgimen de operacin esperado; a partir de esta funcinse deriva el CVNC como la relacin del incremento en la funcin de costoante un incremento de la energa producida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidadestermoelctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados acada unidad termoelctrica, para un rgimen de operacin dado (nmero dearranques por ao, horas de operacin promedio por arranque y tipo decombustible utilizado). El Cuadro No. 3.11, ms adelante, muestra los CVNCresultantes de aplicar el procedimiento indicado.

16 Un mil = 1 milsimo de US$.


36/322



3.2.3.1. Precios de los Combustibles lquidosEn lo relativo al CVC, el precio que se utiliza para los combustibles lquidos(Diesel N 217, Residual N 6 y Residual N 500) considera la alternativa deabastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte localhasta la central de generacin correspondiente.

Con base en lo establecido en el Artculo 124 del Reglamento18, en elmodelo de simulacin de la operacin de las centrales generadoras seconsidera como precios de combustibles lquidos los fijados por PetroPerS.A. para generacin elctrica en sus diversas plantas de ventas en el mbitonacional, siempre y cuando no supere los precios de referencia ponderadosque publique Osinergmin.

Los precios de referencia se determinan conforme a lo dispuesto en elProcedimiento para la Determinacin de los Precios de Referencia deEnergticos usados en Generacin Elctrica, aprobado por Resolucin N062-2005-OS/CD.

El Cuadro No. 3.7 presenta los precios de PetroPer S.A. para combustibleslquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao); as como, en las PlantasMollendo e Ilo, al 31 de marzo de 2015, a fin de cumplir con lo establecido enel Artculo 50 de la LCE. Tambin se presentan el Impuesto Selectivo alConsumo de los combustibles Residual 6, Residual 500 y Diesel B5 o B5-S50.

Cuadro No. 3.7

17 En este informe deber entenderse que la referencia al combustible Diesel N 2 correspondeindistintamente tambin a la denominacin Diesel B5 o B5-S50, que publica PetroPer S.A.

18 Artculo 124. El programa de operacin a que se refiere el inciso b) del Artculo 47 de la Ley, sedeterminar considerando los siguientes aspectos:

a) ...

c) El costo de los combustibles ser determinado utilizando los precios y condiciones que se sealanen el Artculo 50 de la Ley y se tomar los precios del mercado interno. Para el caso de loscombustibles lquidos se tomar el que resulte menor entre el precio del mercado interno y el preciode referencia ponderado que publique OSINERG. Para el caso del carbn, el precio de referencia deimportacin que publique OSINERG ser considerado como precio del mercado interno. Asimismo,los criterios sealados sern aplicados en las frmulas de reajuste correspondientes.


37/322



El Cuadro 3.8 presenta los precios de referencia ponderados de Osinergminpara combustibles lquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao); as como, enlas Plantas Mollendo e Ilo, al 31 de marzo de 2015.

Cuadro No. 3.8

En aplicacin del Artculo 124 del Reglamento, se compararon los precioslocales del combustible (precios de PetroPer S.A.) y los precios dereferencia ponderados de Osinergmin, resultando que para fines de lapresente regulacin, se considere los precios que se presentan en el CuadroN 3.9.

Cuadro No. 3.9

Finalmente, a los valores resultantes, cuando corresponda, se les agrega elImpuesto Selectivo al Consumo que grave al combustible debido a que nogenera crdito fiscal.


38/322



3.2.3.2. Precio del Gas NaturalSegn el Artculo 124 del Reglamento, los precios del combustible deben seraquellos precios que corresponden al mercado interno. No obstante,mediante la Resolucin Directoral N 038-98-EM/DGE, expedida el 25 denoviembre de 1998, se precis que, para la fijacin de las tarifas de energa

en barra, los costos variables de operacin de las centrales de generacintermoelctrica que utilizan como combustible el gas natural sernestablecidos por la Comisin de Tarifas de Energa (hoy Osinergmin).

Complementariamente, de acuerdo con lo dispuesto en el Artculo 6 delDecreto Supremo N 016-2000-EM, y sus modificatorias, se tomar comoprecio del mercado interno para los fines a que se refiere el inciso c) delArtculo 124 del Reglamento, lo siguiente:

1. Para las centrales que operen con gas natural de Camisea, el precio aconsiderar debe ser determinado tomando como referencia el precioefectivamente pagado del gas de Camisea ms el noventa por ciento del

costo del transporte y de la distribucin, segn corresponda.

2. Para centrales que utilicen gas natural procedente de otras fuentesdistintas a Camisea, el precio a considerar ser el precio nico19que seobtenga como resultado del Procedimiento Tcnico COES PR-3120,teniendo como lmite superior aqul que resulte del Procedimiento para laDeterminacin del Precio Lmite Superior del gas natural para el Clculode las Tarifas en Barra establecido por Osinergmin.

Conforme se detalla en el Anexo C, los precios de gas natural a utilizarse enla presente regulacin para las centrales de Ventanilla, Santa Rosa I (UTI5,UTI6 y TG7), Santa Rosa II (TG8), Chilca I, Kallpa, Las Flores, Pisco (Ex TGs

Mollendo), Independencia (Ex Calana), Santo Domingo de Olleros, Fnix,Aguayta, Malacas TG1-2, Malacas TG4 y Tablazo corresponden a2,8558US$/MMBtu; 2,9411 US$/MMBtu; 2,9444 US$/MMBtu; 2,9761US$/MMBtu; 2,9392 US$/MMBtu; 2,9401 US$/MMBtu; 2,6004 US$/MMBtu;2,6515 US$/MMBtu; 3,0101 US$/MMBtu; 2,9806 US$/MMBtu; 2,9223US$/MMBtu; 2,9223 US$/MMBtu; 0,8000 US$/MMBtu y 0,0000 US$/MMBtu, ,respectivamente.

3.2.3.3. Precio del CarbnEntre los combustibles utilizados para la generacin elctrica, se encuentra elcarbn que es consumido en la Central Termoelctrica Ilo 2. El precio de este

insumo est expresado por US$/Ton referido a un carbn estndar de PoderCalorfico Superior (PCS) de 6 240 kcal/kg.

El precio para este combustible se determina conforme a lo dispuesto en elArtculo 124 del Reglamento de la LCE, mediante la aplicacin delProcedimiento para la Determinacin de los Precios de Referencia deEnergticos usados en Generacin Elctrica. En este sentido, el valordeterminado al 30 de marzo de 2015 es de 83,99 US$/Ton.

19 La informacin correspondiente al precio nico, su frmula de reajuste y la calidad del gas naturaldeber efectuarse una vez al ao, el ltimo da hbil de la primera quincena del mes de junio en sobre

cerrado. Dicha informacin tendr vigencia desde el 1 de julio hasta el 30 de junio del ao siguiente.20 Informacin de Precios y Calidad de Combustible de Gas Natural aprobado mediante la Resolucin

Ministerial N 609-2002-EM/DM


39/322



3.2.3.4. Otros costos en el precio de los combustibles lquidosLos precios de los combustibles puestos en cada central se calculan tomandoen cuenta el precio del combustible en el respectivo punto de compra, el flete,el tratamiento del combustible y los stocks (almacenamiento) para cadacentral elctrica. Este resultado cual se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro No. 3.10


40/322



Con los precios anteriores y los consumos especficos del Cuadro No. 3.6 sedeterminan los costos variables totales de cada unidad generadora como semuestra en el Cuadro No. 3.11.

Cuadro No. 3.61


41/322



3.2.4. Canon del AguaSe ha considerado la retribucin nica al Estado por el uso del agua parageneracin hidroelctrica que establece el Artculo 107 de la LCE y 214 desu Reglamento21, cuyo monto es de 1,2360 S/./MWh, conforme al valorvigente del 1% del Precio Promedio de Energa a Nivel Generacin en el

SEIN, el cual corresponde al Precio de la Energa a Nivel Generacin enHoras Fuera de Punta (PEMF) vigente, al 04 de abril de 2015, de la BarraBase Lima 220 kV para el Sistema Elctrico Interconectado Nacional.

3.2.5. Costo de RacionamientoSe mantiene el costo de racionamiento establecido por Osinergmin para laanterior fijacin de Precios en Barra: 74,6 centavos de US$ por kWh.

3.2.6. Precio Bsico de la Energa

El Cuadro No. 3.12 presenta el Precio Bsico de la Energa en la barra baseLima, el cual se determina con la optimizacin y simulacin de la operacindel SEIN para un horizonte de 36 meses, siendo por ello un precio tericoque ser comparado con los precios resultantes de las licitaciones, conformese describe en el captulo 5 del presente informe.

Cuadro No. 3.72

21 Artculo 107.-Los concesionarios y empresas dedicadas a la actividad de generacin, con arreglo alas disposiciones de la presente Ley, que utilicen la energa y recursos naturales aprovechables de lasfuentes hidrulicas y geotrmicas del pas, estn afectas al pago de una retribucin nica al Estado pordicho uso, comprendiendo inclusive los pagos establecidos por el Decreto Ley N.17752 y susdisposiciones reglamentarias y complementarias.

Las tarifas por dicha retribucin no podrn ser superiores al 1% del precio promedio de energa a nivelgeneracin, calculado de acuerdo al procedimiento que seale el Reglamento de la presente Ley.

Artculo 214 (RLCE).-La compensacin nica al Estado a que se refiere el artculo precedente, seabonar en forma mensual observando el siguiente procedimiento:

a) El titular de la central generadora, efectuar una autoliquidacin de la retribucin que le

corresponde, tomando en cuenta la energa producida en el mes anterior y el 1% del preciopromedio de la energa a nivel de generacin;

(...)


42/322



3.2.7. Precio Bsico de la PotenciaEl Precio Bsico de la Potencia para la presente fijacin se determina a partirde la utilizacin de los costos correspondientes a una unidad de punta,turbogas operando con combustible diesel, conforme a la aplicacin delProcedimiento para la Determinacin del Precio Bsico de Potencia,

aprobado mediante Resolucin N 260-2004-OS/CD y sus modificatorias(Anexo N).

El Cuadro No. 3.13 muestra los costos utilizados para la unidad y ladeterminacin del Precio Bsico de la Potencia.

Cuadro No. 3.13


43/322



4. Cargos por Transmisin

4.1. Sistema Garantizado de TransmisinEl Sistema Garantizado de Transmisin (en adelante SGT) del SEINcomprende el conjunto de activos o instalaciones de transmisin queconforman el Plan de Transmisin a que se refiere el Artculo 21 de la Ley28832 y, cuya concesin y construccin sean resultado de un proceso delicitacin pblica.

4.1.1. SGT del Consorcio Transmantaro S.A.El Consorcio Transmantaro S.A. (en adelante Transmantaro) esconcesionario de tres proyectos de lnea de transmisin. Los proyectos sonlos siguientes:

Cuadro No. 4.1

Proyectos de SGT de Transmantaro S.A.

N Descripcin Inversin(US$)

Puesta enOperacinComercial

1 Etapa 1: L.T. 220 kV, doble circuito, Chilca - La Planicie - Zapallal y SSEEEtapa 2: L.T. 500 kV, simple circuito, Chilca - Zapallal y SSEE

16 714 84935 519 051

23/06/2011

2 Reforzamiento del Sistema de Transmisin Centro-Norte Medio en 500 kV(L.T. ZapallalTrujillo)

167 500 000 Dic-2012

3 Reforzamiento del Sistema Norte con un Segundo Circuito de Transmisin220 kV entre Talara y Piura

14 580 022 May-2013

4 Lnea de Transmisin Pomacocha-Carhuamayo 220 kV y SubestacionesAsociadas

16 407 891 Set-2013

5 Lnea de Transmisin TrujilloChiclayo en 500 kV 101 406 434 Jul-2014

6 Lnea de Transmisin MachupicchuAbancayCotaruse en 220 kV 75 005 299* Set-2015**

*Inversin que resulta de la suma aritmtica entre la cantidad indicada en el numeral 8.1 del Contrato y la cantidad indicada en elnumeral 4 de la Adenda 1 al Contrato.** Puesta en Operacin Comercial previsto segn Contrato y solicitud de ampliacin.


44/322



Cabe sealar que los valores de inversin corresponden a los que resultarondel proceso de licitacin pblica llevado a cabo por PROINVERSIN en elmarco de la Ley 28832, el Reglamento de Transmisin, la LCE y suReglamento, el Texto nico Ordenado de las Normas con Rango de Ley queregulan la entrega en concesin al sector privado de las obras pblicas deinfraestructura y de servicios pblicos (D.S. N 059-96-PCM) y otras LeyesAplicables y disposiciones especficas emitidas para el efecto. Asimismo, esdel caso mencionar que segn el contrato de concesin correspondiente, apartir de la Puesta en Operacin Comercial de cada etapa, la SociedadConcesionaria est autorizada a cobrar la respectiva Base Tarifaria, a serfijada por Osinergmin.

4.1.2. SGT de Abengoa Transmisin Norte S.A. (ATN)El SGT de Abengoa Transmisin Norte S.A. (en adelante Abengoa ATN)comprende las instalaciones que conforman la lnea de transmisin en 220 kVCarhuamayoParagshaConocochaHuallanca - Cajamarca Norte - Cerro

Corona - Carhuaquero. El Contrato de Concesin respectivo fue suscrito el 22de mayo de 2008.

De conformidad con lo establecido en el numeral 2.1 y el literal h) del numeral2.2 del Anexo N 1 del Contrato y Adendas suscritas el 28 de mayo de 2010 yel 05 de noviembre de 2010, la lnea de transmisin est compuesta por lossiguientes tramos:

Cuadro No. 4.2

SGT de Abengoa Transmisin Norte S.A.

Tramo Descripcin Inversin(US$)

Puesta enOperacinComercialPrevisto(1)

1 LT 220 kV Carhuaquero-Paragsha y subestaciones asociadas 8 964 256,50 22/11/2010

2 L.T. Paragsha-Conococha y subestaciones asociadas 12 589 996,50 22/12/2010

3 Ampliacin de la Subestacin Cajamarca 220 kVSVC 10 167 897,60 22/01/2011

4 LT 220 kV Conococha-Huallanca y subestaciones asociadas 23 835 370,00 22/05/2011

5 LT 220 kV Huallanca-Cajamarca y subestaciones asociadas 43 884 639,40 22/05/2011

Total de Inversin 99 442 160

(1) De acuerdo a lo establecido en la Adenda N 3 de su Contrato de Concesin.

Por otro lado, de acuerdo a lo sealado en a Adenda N 4 del Contrato deConcesin de ATN, a partir del 03 de marzo de 2011, los costos de inversiny de Operacin y Mantenimiento son los que se describen en el cuadrosiguiente:


45/322



Cuadro No. 4.3

SGT de Abengoa Transmisin Norte S.A.

Inversin y COyM a partir del 03/03/2011

Tramo Descripcin Inversin(US$) COyM(US$)

1 LT 220 kV Carhuaquero-Paragsha y subestaciones asociadas 9 057 347,07 409 173,79

2 L.T. Paragsha-Conococha y subestacione

Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra de la Electricidad en Perú, 2016 - 2017

Documents

Transcript of Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra de la Electricidad en Perú, 2016 - 2017