Introducción

Esta publicación se realiza en 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 la Comisión de Tarifas Eléctricas de hacer conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. El informe resume los procedimientos, cálculos, datos y resultados obtenidos para el cálculo de la Tarifa en Barra utilizada para la regulación tarifaria efectuada en el mes de Noviembre de 1993.

Debido a la configuración actual de los sistemas eléctricos en el Perú, los cálculos realizados se han dirigido por separado a tres sectores distintos: (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN; (b) Los Sistemas del SurEste y SurOeste, que se prevé constituyan en 1996 el Sistema Interconectado del Sur, SISUR; y (c) Los Sistemas Aislados. Para cada uno de ellos se encontrará aquí información sobre los procedimientos y modelos utilizados para efectuar los cálculos, asimismo, se presentan los datos básicos empleados en los modelos y los resultados que se obtuvieron.

Un documento complementario editado por la CTE presentará la información correspondiente al cálculo de los Valores Agregados de Distribución.

Procedimientos

Costos de Generación

El cálculo de los costos de generación de energía y potencia, actuales y futuros, de los sistemas eléctricos se realizó utilizando modelos matemáticos de optimización del costo de operación de los sistemas eléctricos t de determinación de la potencia firme, tal como se describe más adelante.

Costo de la Energía

Sistema Interconectado Centro-Norte (SICN)

Para la determinación del costo de la energía en el SICN se utilizó el modelo JUNIN. Este es un modelo de despacho uninodal que permite optimizar la operación de sistemas hidrotérmicos con un solo embalse (el Lago Junín) en etapas mensuales; utiliza programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y determina estrategias de operación del parque generador y los costos marginales asociados al período de análisis. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 36 años (1957-1992) y la demanda esperada hasta el año 2000. Los autoproductores fueron excluidos tanto de la demanda como de la generación.

La representación de la demanda agregada del sistema (un solo nodo) se realizó en términos del diagrama de duración de tres bloques para cada uno de los 48 meses del período de estudio. Como consecuencia de lo anterior los costos marginales esperados resultan discriminados para cada uno de los tres bloques. A partir de los costos marginales, y con fines tarifarios, el costo de la energía se redujo a dos períodos: punta y fuera de punta.

Sistema Interconectado del Sur (SISUR)

Los Sistemas del SurEste (Cuzco, Puno y Apurimac) y SurOeste (Arequipa, Moquegua, Tacna) operan actualmente en forma aislada. Su interconexión se prevé para 1996 cuando entre en operación la línea Tintaya-Socabaya dando origen al SISUR.

Para el sur, el costo de la energía se determinó utilizando el modelo SISPERU. Este modelo de optimización efectúa el despacho hidrotérmico de un sistema considerando tres barras de referencia y sus respectivas líneas de interconexión.

Igual que en el caso del SICN la demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques. El autoproductor Southern fue excluido del análisis.

Sistemas Aislados Típicos

En este caso los costos fueron establecidos considerando que en plazos muy breves se pueden efectuar adaptaciones del parque generador que respondan a una optimización de los diversos tipos de unidades a instalar.

Los sistemas aislados de generación termoeléctrica se dividieron en dos tipos; aquellos con una potencia instalada superior a 12 MW y aquellos con menor capacidad. Los sistemas de generación hidroeléctrica se asimilaron a los sistemas térmicos mayores a 12 MW. El análisis se realizó mediante hojas de cálculo especialmente desarrolladas para este fin.

Costo de la Potencia

El costo de la potencia se determinó a partir del precio básico de la potencia de punta (basada en costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de turbinas a gas para el SICN y grupos Diesel rápidos para el Sur y sistemas aislados, incluida la conexión al sistema). El precio básico de la potencia se incrementó dividiéndolo por el margen de reserva teórico La potencia firme que es un requisito para esta evaluación se calculó utilizando la metodología que indica el Reglamento de la Ley.

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

El procedimiento para tarifar la transmisión implementa la metodología establecida en la Ley consistente en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con un peaje definido como la diferencia entre el costo medio del sistema económicamente adaptado y el costo marginal.

Componentes Típicos de Inversión

Para obtener el VNR de los sistemas de transmisión del SICn y SISUR se han definido y calculado los costos de diversos componentes típicos de inversión para los niveles de tensión existente. Se han considerado cuatro niveles de tensión: 220, 138, 60 y 30 kv..

Los componentes típicos de inversión considerados para la valorización de las instalaciones fueron:

• Unidades de operación de subestaciones (celdas)

• Equipos de transformación.

• Grupos de compensación reactiva.

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

Valorización de líneas.- Para realizar la valorización de líneas se desarrolló un procedimiento que permite seleccionar una línea de conductor óptimo económico. Para iniciar el procedimiento se requieren los costos por kilómetro de línea y de los equipos de maniobra en sus terminales, así como los costos de potencia y energía en el sistema.

También se toman en cuenta la ubicación geográfica de la línea y la diferencia de costos tanto para costa como para sierra.

Otros datos requeridos son la longitud, potencia transmitida, factor de carga y factor de potencia de la línea. El resultado que se obtiene es el conductor y nivel de tensión óptimo para una línea de simple y/o de doble circuito.

Para la optimización de las líneas se ha considerado la demanda máxima del año 1995 lo que representa un compromiso entre el efecto de ponderar mayormente las pérdidas de los primeros años y un criterio económico de utilidad de las instalaciones durante un período de 25 años, incluyendo un crecimiento de la demanda durante esos años.

Valorización de las S.S.E.E.

Para la valorización de las subestaciones se confeccionaron hojas de cálculo que contienen información sobre las celdas de transformación, acoplamiento, etc. además de los transformadores de potencia, bancos de baterías, terrenos, edificaciones, cercos, etc. En algunos casos fue necesario efectuar extrapolaciones debido a la escasez de información relevante a costos generales.

Factores de Penalización.

Los factores de perdidas o factores de penalización se determinaron sobre la base de estudios de flujos de potencia efectuados para condiciones esperadas de operación durante los cuatro años del período 1993-1996. Los casos analizados corresponden a diferentes niveles de carga dentro de la curva de demanda correspondiente 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 factores de penalización. Los factores de penalización de potencia se calcularon con los flujos de potencia correspondientes a la hora de la máxima demanda. Para calcular los factores de penalización de energía se determinaron primero factores de penalización de potencia para los diferentes bloques en que se dividió la curva de carga en cada período estacional y se ponderaron luego por la duración de cada bloque.

Precios en Barra.

Para la determinación de los precios en barra se han seguido las etapas de cálculo que se indican a continuación, señalándose los criterios utilizados en cada una de ellas.

Precios Básicos.

Los precios básicos de la energía y potencia, es decir, los Costos de Generación determinados para un punto de referencia de la red constituyen el punto de partida para el establecimiento de los precios en barra.

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

En el caso del Sistema SurOeste se adoptó como punto de aplicación la barra de la subestación Socabaya para la energía, y la subestación Tacna para la potencia. 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 SurOeste la principal barra del nuevo sistema sería Socabaya. Se eligió la barra de Tintaya. para el precio básico de potencia se eligió la barra Juliaca.

Aplicación de los factores de penalización.

Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras en el caso del SICN se han aplicado los factores de penalización calculados para el año 1995, intermedio en el período de análisis y en el que se considera que el sistema está más adaptado.

En el caso de los sistemas SurEste y SurOeste se ha procedido de manera similar a lo efectuado en el SICN, pero utilizando 1996 como año adaptado.

En relación con los precios de barra de la potencia de punta en el Sur se ha calculado un precio igual en cada uno de los dos sistemas, aplicando en cada caso a una de las barras de referencia Tacna o Juliaca. este precio básico de la potencia fue referido a las siguientes barras mediante los factores de penalización de la potencia de punta calculados para 1996.

Ingreso Tarifario y Peaje de Conexión

El cálculo del ingreso tarifario se efectuó determinando en cada tramo del sistema principal la diferencia entre la valorización de potencias y energías en el extremo receptor y la valorización de las potencias y energías en el extremo emisor. Para las inyecciones y retiros se trabajó con los valores que se derivan de los flujos de potencia basados en la operación típica del parque generador para condiciones de hidrología normal. Las potencias consideradas en el cálculo del ingreso tarifario correspondiente fueron los flujos a la hora de demanda máxima, como una aproximación del flujo resultante al despachar la potencia firme de cada central para satisfacer la máxima demanda.

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

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 adaptada y el ingreso tarifario, aplicando para el cálculo de estos componentes los mismos procedimientos 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 conduce al menor costo de inversión y pérdidas para la transmisión el valor efectivo de potencia que transporta el sistema...

Incorporación del peaje secundario en precios de barras.

Para el caso del SICN los peajes secundarios se calcularon para incorporarse a alas barras publicadas de las subestaciones de 220 kv. existentes al norte de Chimbote y al sur de Independencia. Dado que su valor calculado era superior al 50% del costo marginal de la potencia en la barra de aplicación se optó por incluir los peajes en el precio de la energía expresado por kWh.

en el caso de los sistemas SurEste y SurOeste los peajes secundarios se aplicaron a las barras que estaban situadas más allá del punto de aplicación de los precios básicos, en el sentido del flujo predominante de las líneas. Así, en el sistema SurEste se incorporó el peaje secundario de los tramos de la línea Quencoro-Juliaca para obtener los precios de barra en las subestaciones ubicadas en ella; de esta forma no se incluyó peaje secundario en la línea Machupicchu-Quencoro, por corresponder al sistema secundario de la central Machupicchu. En el sistema SurOeste se agregó el peaje secundario de los diferentes tramos de la línea Socabaya-Tacna para obtener los precios en barra de las subestaciones ubicadas a lo largo de esta línea.

El peaje secundario de estos sistemas se incluyó en el precio de la energía con un factor de carga de 0.65.

Recargos de Subtransmisión

Se estructuró un esquema de recargo por concepto de costos medios del sistema secundario de subtransmisión. definido éste por las instalaciones distintas de aquellas que interconectan las barras publicadas. Los recargos que corresponden a transformación y a distancia en líneas de transmisión se determinaron aplicando los siguientes 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 de las instalaciones existentes en los sistemas eléctricos en estudio de manera de conformar un conjunto de precios y factores de recargo de aplicación común a todas las instalaciones existentes.

Para la aplicación del esquema de recargos por distancia al caso de ElectroLima se calculó una distancia equivalente de transmisión de doble circuito en 60 kv., obteniéndose una distancia media de 5.3 Km.

Cálculo Tarifario

Sistema Interconectado Centro-Norte (SICN)

Datos

Demanda

Para el período de estudio se consideraron las previsiones de crecimiento de la Demanda contemplados en el Plan Referencial elaborado por la Oficina Técnica de Evaluación de Recursos Energéticos (OTERG) del Ministerio de Energía y

• Sistema Interconectado Centro-Norte

  Proyección de la Demanda

  Período 1993-2000

Las obras de generación térmica e hidráulica consideradas en la oferta de generación se muestran en las dos tablas que siguen. Se incluyen tanto las centrales existentes como las incorporaciones previstas al Sistema Interconectado.

Entre el nuevo parque de generación se encuentra la central térmica de Ventanilla I Etapa con 100 MW a Diesel (Julio 1993), la II Etapa con 100 MW a Diesel (Enero 1994), la conversión de la Planta para quemar Residual 6 (Enero 1995) y la II Etapa del ciclo combinado con una potencia Total de 300 MW (Julio 1997).

Además se prevé el ingreso de dos Centrales Térmicas a Gas (Diesel 2) para cubrir la demanda de punta del Sistema en el año 1995 y 1996, estas plantas estarían ubicadas en Trujillo y Piura respectivamente.

Sistema de Transmisión

Las obras consideradas en el estudio, pertenecientes al sistema de transmisión están detalladas en el siguiente cuadro

El precio utilizado para el combustible considera la alternativa de abastecimiento para el país, a esta alternativa se le denomina precio paridad.

Para determinar el precio de paridad se tomaron en cuenta los siguientes conceptos:

•Precio FOB en el mercado de referencia.

• Diferencial Típico que considera:

1. Costo de Transporte a puerto nacional.

2. Ajuste por calidad de producto.

3. Margen del proveedor.

• Seguro.

• Arancel Ad-Valorem.

• Gastos de recepción.

• Costo de apertura de carta de crédito.

Los resultados obtenidos y el tipo de cambio utilizado fueron:

Costo de Racionamiento (Falla)

El costo de racionamiento para el Sistema Interconectado Centro-Norte ha sido estimado en 15,0 centavos de US$ por kWh, dentro del estudio "Programa de Garantía Tarifaria" realizado por la CTE y representa el costo de adquisición directa de energía por parte de un consumidor industrial.

Resultados

Costos de Generación

• Precio Básico de Potencia

El precio básico de potencia que considera el costo de desarrollo de la unidad para satisfacer la demanda de potencia de punta del Sistema ha sido obtenido a partir de los costos asociados a una turbina de Turbina de Gas de 50 MW y la correspondiente línea de conexión al sistema.

El precio de potencia incluye el margen de reserva teórico del sistema, el cual para el Sistema Interconectado Centro-Norte ha resultado ser 22%.

El precio básico de potencia para el SICN resulta igual a 72,46 US$/kWh, como se detalla en el siguiente cuadro:

El precio básico de la energía determinado con el modelo JUNIN para el período 1993-1997, s encuentra resumido en el siguiente cuadro:

La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (AVNR) del sistema de transmisión del SICN, determinado de acuerdo al procedimiento señalado en el capítulo anterior, se resume en el siguiente cuadro; en él se incluyen además los correspondientes Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) así como una componente considerada para tomar en cuenta los costos de seguridad de las instalaciones:

Las tarifas marginales de Potencia y Energía por barra obtenidas expandiendo los respectivos precios básicos con los Factores de Penalización de cada Barra del sistema fueron los siguientes:

 

Proyección de la Demanda

Período 1993 - 2000

El resumen del parque de generación utilizado para la realización del estudio está obtenido en los dos cuadros que se muestran a continuación:

El costo de racionamiento para el Sistema Interconectado Sur fue calculado en el Estudio "Programa de Garantía Tarifaria" consideró el costo de auto abastecimiento de energía y se detalla a continuación:

Precio Básico de Potencia

Para la planta de desarrollo de punta del Sistema Sur se consideró a un generador diesel de 5,500 Kw de potencia y de velocidad media. El precio básico de potencia considera el costo de esas plantas colocados en las zonas de mayor riesgo de suministro que corresponde a los extremos de los sistemas. Para el Sistema SurEste se eligió Juliaca como la barra de referencia y Tacna para el caso Sur Oeste.

El cálculo de los costos de la potencia de punta está detallada en los dos cuadros que están a continuación:

El precio básico de energía se determinó con el modelo de despacho hidro - térmico SISPERU, se efectuó el análisis del período 1993 - 1997.

La Comisión de Tarifas Eléctricas ha determinado como año de adaptación económica del parque generador del SISUR el año 1996; en concordancia con este resultado se eligió como precio básico de energía para el SISUR el correspondiente a Noviembre de 1996. Los valores resultantes se muestran en el cuadro siguiente:

Los factores de penalización de potencia y energía para el SISUR se determinaron para el año 1996 en condiciones de operación promedio de las centrales hidráulicas. El siguiente cuadro muestra los resultados:

Las tarifas marginales de potencia y energía obtenidas expandiendo los respectivos precios básicos, de los tres nodos de referencia, con los factores de penalización de cada barra del sistema fueron los siguientes:

A continuación se muestran los detalles de las tarifas en barra y el correspondiente peaje secundario:

Para el análisis de los sistemas aislados típicos se investigaron los siguientes sistemas eléctricos:

• Sistema Eléctrico Iquitos

• Sistema Eléctrico Tumbes

• Sistema Eléctrico Tarapoto

• Sistema Eléctrico Mollendo

• Sistema Eléctrico Camaná

Demanda:

Se ha considerado la demanda histórica, incluyendo los déficits por razonamiento (falta de generación) y una proyección razonable (2% a 4% anual).

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 A: Grupos nuevos.

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

Precio del Combustible:

En cada central se tomó el precio paridad del combustible, agregándole los gastos de manipuleo y transporte para dejarlos en la puerta de la central.

Se utilizó el siguiente método para determinar el costo de potencia que permite rentar las inversiones óptimas del sistema.

1. Se determinó el precio básico de potencia, el cual corresponde al costo teórico de instalar una unidad que suministre potencia de punta.

2. Se analizó el costo de potencia óptimo del sistema, es decir el mejor equipamiento que permitiera minimizar el costo de suministrar energía y potencia, el costo de potencia se hizo igual al cociente de dividir los costos fijos totales (incluido el margen de reserva) entre la demanda máxima del sistema.

3. Se calculó la diferencia entre los costos reales de potencia y el costo básico de potencia, este costo no cubierto por el precio básico de potencia se transformó en costo de energía (de acuerdo al consumo real de cada sistema) y se le agregaron los costos variables de operación de cada sistema.

En el precio Base de potencia en la Barra del Generador, se ha considerado como la máquina ideal para suministrar potencia de punta, la instalación de un grupo Diesel rápido operando con combustible Diesel Nº 2, y con los siguientes costos de inversión:

En esta parte se analiza las inversiones óptimas para garantizar el suministro eléctrico al mínimo costo de expansión del sistema aislado en cuestión. Los costos de expansión involucran el margen de reserva teórico para una confiabilidad de conjunto de 95%, como valor práctico se ha elegido como margen de reserva la mayor unidad del sistema.

Para este análisis se estudiaron los tres casos antes mencionados. El siguiente cuadro muestra los costos medios de potencia en las barras de generación:

La diferencia entre el costo medio de potencia y el precio de potencia de punta deberá ser cubierto por el costo de energía, se emplea para ello el factor de carga del sistema, según se muestra a continuación:

Los precios de potencia calculados anteriormente, reflejan los costos en la barra de generación, se considera aparte del grupo térmico, un transformador elevador a un nivel de tensión de 10 kv.. Por lo tanto para establecer los precios en la barra de media tensión del distribuidor, es necesario adicionar los costos de transformación y transmisión que fueren necesarios.

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

Para los sistemas pequeños (menores de 12 MW) se consideró además una longitud equivalente de 2 Km en 10 kv. (0.76 US$/kV-km-año) para llegar al sistema de distribución. En los sistemas mayores de 12 MW la longitud equivalente sería de 10 Km.

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

Para determinar el costo marginal de energía, se han evaluado los tres casos antes mencionados, en cada uno de ellos se ha tenido presente los rendimientos actuales y futuros de los grupos.

Primero se determinaron los costos marginales de energía en barras de generación que resultan del equipamiento óptimo de cada caso considerado.

Luego se adicionaron los costos de potencia (generación - transmisión) no cubiertos por el precio básico de potencia, a este resultado se le denominó costo marginal del sistema en barras de distribución.

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 los recursos energéticos, la renovación del parque térmico de los sistemas aislados, hasta alcanzar los costos óptimos del Caso c.

El equipamiento óptimo del sistema (Caso C) podrá ser alcanzado en dos años (1995), pasando por una transición que sería la de mejorar los rendimientos actuales (Caso A - 1993, Caso B - 1994).

Con una tasa de actualización anual del 12% y el crecimiento esperado de la demanda en el orden del 4%, los costos marginales de energía para los próximos 4 años serían los siguientes:

Con el objeto de incentivar la renovación del parque térmico actual y a fin de que existan pliegos tarifarios típicos que permitan orientar las inversiones en generación, se definieron dos pliegos aislados típicos que representan al conjunto de sistemas aislados (térmicos e hidráulicos) estos dos pliegos fueron:

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

Actualización del precio de barra de potencia (PPB)

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

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

IPM = Indice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del mes de la última publicación oficial disponible.

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

S.I.C.N.

FAPPB = 0,82 * TC/2,15 * (1,0+TA)/1,15 + 0,18 * IPM/1023,11

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

FAPPB = 0,80 * TC/2,15 * (1,0 + TA)/1,15 + 0,20 * IPM/1023,11

Actualización del precio de Energía marginal en las barras del sistema (PEMP Y PEMF)

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 inicial es 1/1,18

F2 = Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleo Residual Nº 6, y al Precio Libre de (Exportación), cuyo valor inicial es 1/1,69

FAPEM = Factor de actualización del precio de energía marginal.

S.I.C.N.

FAPEM = 0,173 * TC/2,15 * (1,0 + TA)/1,15 + 0,458 * PXPD2*F1*F2/1,4410 + 0,369* PXPR6*F1*F3/0,6235

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

FAPEM = 0,310 * TC/2,15 * (1,0 + TA)/1,15 + 0,350 * PXPD2*F1*F2/1,4410 + 0,340* PXPR6*F1*F3/0,6235

Aislado A (menor de 12 MW)

FAPEM = 0,330 * TC/2,15 * (1,0 + TA)/1,15 + 0,670 * PXPD2*F1*F2/1,4410 + 0,000* PXPR6*F1*F3/0,6235

Aislado B (mayor o igual a 12 MW)

FAPEM = 0,320 * TC/2,15 * (1,0 + TA)/1,15 + 0,000 * PXPD2*F1*F2/1,4410 + 0,680* PXPR6*F1*F3/0,6235

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

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

MAT a AT

FACBPST = 0,57 * TC/2,15 * (1,0 + TA)/1,15 + 0,43 * IPM/1023,11

MAT a MT

FACBPST = 0,55 * TC/2,15 * (1,0 + TA)/1,15 + 0,45 * IPM/1023,11

AT a MT

FACBPST = 0,53 * TC/2,15 * (1,0 + TA)/1,15 + 0,47 * IPM/1023,11

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

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

220 kv.

FACPSL = 0,354 * TC/2,15 * (1,0 + TA)/1,15 + 0,646 * IPM/1023,11

138 kv.

FACPSL = 0,380 * TC/2,15 * (1,0 + TA)/1,15 + 0,620 * IPM/1023,11

AT

FACPSL = 0,450 * TC/2,15 * (1,0 + TA)/1,15 + 0,550 * IPM/1023,11

PROCEDIMIENTO Y CALCULO DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION Y DE LAS TARIFAS A CLIENTES FINALES

Introducción

Esta publicación se realiza en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas D.L. 25844 (Art. 81) y de su reglamento D.S. 009-93 (Art. 162) relacionadas con la obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas de hacer conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. El informe resume los procedimientos, cálculos, datos y resultados obtenidos para el cálculo de los Valores Agregados de Distribución - VAD - las tarifas a Clientes Finales así como también los indicadores que puedan ser referidos a los precios que existen en el mercado no regulado, efectuados en el mes de noviembre de 1993, como Pliego Tarifario de febrero de 1994.

En el nuevo sistema de precios a clientes finales regulados, se ha establecido la libre elección de la opción tarifaria por parte del cliente. Esta libre elección le permite al cliente minimizar su factura de acuerdo al tipo de carga que demanda al sistema.

las tarifas reguladas que comprende al sector mayoritario del mercado, se encuentran normadas por la Comisión de Tarifas Eléctricas mediante sus Resoluciones semestrales de precios de barra y de períodos de cuatro años para los costos de distribución.

En este grupo se encuentran en general aquellos clientes atendidos en condiciones monopólicas por las empresas de distribución por lo que se hace necesario que sus tarifas se encuentran sujetas a control por parte de la autoridad reguladora. Para estos clientes es muy difícil establecer condiciones de competencia en su abastecimiento por cuanto sería ineficiente para la economía contar con 2 ó 3 empresas distribuidoras compitiendo para atenderlos, por cuanto requeriría que cada una de ellas instale sus propias redes eléctricas.

La restricción del monopolio natural se intenta levantar mediante la obtención de costos de un sistema de distribución, tomando como referencia una empresa modelo similar, operando eficientemente y adecuadamente dimensionada, , con la que compite la empresa real. Dichos costos se revisan cada cuatro años, al mismo tiempo que revisan los sectores típicos de distribución.

Con estos costos, la Comisión de Tarifas Eléctricas fija las tarifas que son las máximas a aplicar, siendo factibles que sus valores sean menores en los pliegos practicables en las empresas eléctricas. En este caso probablemente no cubra los costos de inversión y de explotación de los sistemas eléctricos, al menos que mediante un análisis costo/beneficio se adopte una decisión de descuento.

Criterios Generales

en conformidad a la Ley de Concesiones Eléctricas se han estructurado tarifas que reflejan el costo económico asociado por parte de los clientes de los recursos involucrados a nivel generación, transmisión y distribución.

Los componentes básicos de los cotos son los siguientes:

1.- A nivel de Producción (precio en barra + transmisión)

En términos generales las tarifas se conforman adicionando los componentes a nivel de producción y distribución, considerando las pérdidas en cada etapa y factores de coincidencia y de diversidad que reflejan la composición de las potencias usadas por los clientes.

La Cascada de los Costos

La forma básica de componer los costos de producción-distribución a medida que se pasa de nivel de producción (compra en Alta Tensión - AT) al nivel baja tensión de distribución, se presenta a continuación:

Donde:

up,ue, Bp, Be son las pérdidas medias de potencia y energía a nivel de Media tensión (MT) y Baja Tensión (BT) respectivamente.

Los sistemas eléctricos se clasifican en uno de los tres sectores típicos de distribución predefinidos, estando los criterios de clasificación aprobados por la Resolución Directoral Nº 070-93 del 02.08.93 de la Dirección General de Electricidad y se efectúan de acuerdo a los siguientes parámetros:

a) Indice 1 : I1 Consumo de energía promedio anual por cliente MWh

b) Indice 2 : I2 Potencia instalada en subestaciones de distribución por longitud de redes de media tensión, en kVA/Km

a) Indice 3 : I3 Longitud de redes de baja tensión promedio por cliente de baja tensión, en metros/cliente.

Los sectores típicos seleccionados son 3:

-Sector 1 : Alta densidad (Empresa modelo: Lima Metropolitana)

-Sector 2: Media densidad (Empresa modelo: Cusco)

-Sector 3: Baja densidad (Empresa modelo: Valle del Mantaro Norte)

Los resultados obtenidos a nivel de todos los sistemas eléctricos a nivel nacional se muestran en el anexo 1.

Cálculo del Valor Agregado de Distribución

El Valor Agregado de Distribución, representa el costo total que se incurre papa poner a disposición del cliente la potencia y energía desde la barra equivalente de media tensión, hasta el punto de empalme de la acometida respectiva.

TARIFA A CLIENTES FINALES

Los costos a reconocer son aquellos que corresponden a una empresa modelo eficiente cuyos componente son:

a) Costos asociados al usuario, independientemente de su demanda y energía.

b) Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía.

c) Costos estándares de inversión (Valor Nuevo de Reemplazo), mantenimiento y operación (Costos de explotación) por unidad de potencia suministrada.

El costo de inversión será la anualidad del Sistema Económicamente Adaptado, considerando su vida útil y una anualidad del 12%, obtenidos con las siguientes condicionantes:

a) Empresa modelo bajo el enfoque de sistema económicamente adaptado

b) Sectores típicos de distribución.

Los procedimientos para el cálculo del valor agregado de distribución se detallan en el anexo Nº 2 y los criterios y procedimientos del Sistema de Distribución Económicamente Adaptado en el anexo Nº 3.

Resultados Obtenidos del Valor Agregado de Distribución y Parámetros.

Los parámetros considerados en la regulación tarifaria de Noviembre son los que a continuación se presentan:

COSTOS TOTALES RECONOCIDOS POR UNIDAD DE POTENCIA A LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS PARA LAS VENTAS DE MT Y BT EN LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE SU CONCESION

COSTOS ASOCIADOS A LA ADMINISTRACION Y FACTURACION DE LOS CLIENTES, QUE SON INDEPENDIENTEMENTE DE SU DEMANDA DE POTENCIA Y CONSUMO DE ENERGIA

FACTOR QUE CORRIGE EL VAD DE ACUERDO A LA ESTRUCUTURA DE MERCADO DE LA EMPRESA POR LAS VENTAS DE POTENCIA EN HORAS FUERA DE PUNTA.

VALOR RECONOCIDO POR LA VENTA DE CADA UNIDAD DE POTENCIA O ENERGIA DENTRO DE CADA SUBSISTEMA DE DISTRIBUCION (MT ó BT)

SIMULTANEIDAD DE LAS MAXIMAS DEMANDAS DE LOS CLIENTES RESPECTO A LA MAXIMA DEMANDA DEL CONJUNTO DE CLIENTES

PARTICIPACION DE CLIENTES 1P EN LA PUNTA DEL SISTEMA

FACTORES DE REDUCCION DE LOS VALORES AGREGADOS DE DISTRIBUCION Y LOS COSTOS FIJOS, POR VARIACION DE COSTOS FIJOS ANUALES EN LA EMPRESA

PARTICIPACION DE CLIENTES 1P EN LA PUNTA DEL SISTEMA

SECTOR 1