FORO REGIONAL INTERCONEXIN ELCTRICA PARA EL DESARROLLO DE

FORO REGIONAL "INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA EL DESARROLLO DE LA REGIÓN SAN MARTÍN" Impacto de la interconexión en las tarifas Ing. Romel W. Jimenez Paredes Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria 19 de agosto de 2011

PARTES DE LA PRESENTACIÓN Marco Regulatorio Sistema Aislado - Precios en Barra Mecanismo de Compensación para los Sistemas Aislados Sistema Interconectado - Precios en Barra Fondo de Compensación Social Eléctrica Datos Relevantes Transparencia de Información

Marco Regulatorio

MARCO REGULATORIO (1 de 5) Línea de Tiempo de la Reforma del Marco Regulatorio

MARCO REGULATORIO (1 de 5) ● Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (Noviembre 1992) – [en adelante “LCE”] ● Decreto Supremo N° 009 -93 -EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Marzo 1993) – [en adelante “RLCE”] ● Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural (Junio 2006) ● Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Julio 2006) ● Decreto Supremo N° 069 -2006 -EM, Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados (Noviembre 2006) – [en adelante “RMCSA”]

MARCO REGULATORIO (2 de 5) ● Decreto Supremo N° 025 -2007 -EM, Reglamento de la Ley General de Electrificación Rural (Mayo 2007) ● Resolución OSINERG N° 0001 -2003 -OS/CD, Procedimientos para Fijación de Precios Regulados (Enero 2003) ● Resolución OSINERGMIN N° 167 -2007 -OS/CD, Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados (Abril 2007) ● Resolución Ministerial N° 101 -2010 -MEM/DM, Determinan Monto Específico para el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados (Marzo 2010) ● La Norma "Procedimientos para Licitaciones de Suministro para Sistemas Aislados en el Marco de la Ley Nº 28832”, Resolución OSINERGMIN Nº 004 -2010 -OS/CD.

MARCO REGULATORIO (3 de 5) ● Artículo 8º (LCE). - La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. ● Artículo 2° (RLCE). - El límite de potencia para los suministros sujetos al régimen de regulación de precios es fijado en 200 k. W. Aquellos usuarios cuya demanda se ubique dentro del rango de potencia establecido en el reglamento de usuarios libres de electricidad, tienen derecho a optar entre la condición de Usuario Regulado o Usuario Libre, conforme a lo establecido en la Ley Nº 28832 y en el Reglamento de Usuarios Libre de Electricidad. En los Sistemas Aislados, todos los suministros están sujetos a regulación de precios. ● Artículo 56º (LCE). - En los Sistemas Aislados, la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERGMIN), fijará las Tarifas en Barra de acuerdo a los criterios señalados en la presente Ley y el Reglamento.

MARCO REGULATORIO (4 de 5) ● Artículo 130º (RLCE). - Para los efectos del Artículo 56º de la Ley, se consideran Sistema Aislados, a todos aquellos que no cumplen las condiciones establecidas en el Artículo 80º del Reglamento. OSINERGMIN fijará únicamente las Tarifas en Barra destinada a los usuarios del Servicio Público; observando en lo pertinente, los mismos criterios señalados en Título V de la Ley y del Reglamento. Las funciones asignadas al COES, en cuanto a cálculo o determinación tarifaria, serán asumidos por OSINERGMIN, empleando la información de los titulares de generación y transmisión. ● Artículo 80º (RLCE). - Para la constitución de un COES en un sistema interconectado se requiere que se cumplan, simultáneamente, las siguientes condiciones: a) Que exista más de una entidad generadora; y, b) Que la potencia instalada total del sistema sea igual o superior a 100 MW. (…)

MARCO REGULATORIO (5 de 5) ● Artículo 1. 6° (Ley 28832). - Precio en Barra de Sistemas Aislados. Costo medio de generación y transmisión correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento del conjunto de Sistemas Aislados de una empresa, en condiciones de eficiencia. ● Artículo 1. 32° (Ley 28832). - Sistema Aislado. Sistema eléctrico no conectado eléctricamente al SEIN. No incluye sistemas operados por empresas municipales. ● Artículo 80º (LCE). - En Sistemas Aislados, los concesionarios de distribución que dispongan de generación y transmisión propia para atender parcial o totalmente su demanda, están obligados a llevar por separado una contabilidad de costos para las actividades de generación, transmisión y distribución.

CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS AISLADOS MENORES TÍPICO A Sistemas con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50% TÍPICO B Sistemas con predominio de potencia efectiva Hidroeléctrica mayor al 50% TÍPICO I Sistemas con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50% ubicados en Selva SISTEMAS AISLADOS MAYORES TÍPICO E Sistema Iquitos TÍPICO F Sistemas Puerto Maldonado (interconectado en febrero 2009), Iberia e Iñapari TÍPICO G Sistema Moyobamba-Tarapoto-Bellavista (interconectado en diciembre 2010) TÍPICO H Sistema Jaén – Bagua (interconectado en setiembre 2009)

Sistema Aislado

Precios en Barra de los Sistemas Aislados

DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (1 de 6) PASOS A SEGUIR PARA LA FIJACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA 1. Elaboración del Estudio Técnico-Económico 2. Prepublicación del Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra 3. Audiencia Pública para la exposición y sustento de los Criterios, Metodología y Modelos Económicos 4. Recepción de Opiniones y Sugerencias respecto a la prepublicación (interesados) 5. Publicación de la Resolución que fija los Precios en Barra 6. Interposición de Recursos de Reconsideración 7. Audiencia Pública para presentación y sustento de los Recursos de Reconsideración 8. Sugerencias y Observaciones sobre Recursos de Reconsideración 9. Resolución de Recursos de Reconsideración

DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (2 de 6) Para disfrutar la energía eléctrica se requieren tres cosas: generarla, transportarla y distribuirla (todas se regulan) Generación Transmisión Distribución Demanda

DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (3 de 6) COSTOS DE INVERSIÓN (Anualidad de la inversión de la unidad de generación, obras civiles de la central, subestación de salida) COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Costos fijos de personal, costos variables combustibles y no combustibles) REGULACIÓN DE GENERACIÓN REGULACIÓN DE DISTRIBUCIÓN - VAD PRECIOS EN BARRA (Cada 4 años) (Cada año) + PRECIOS EN BARRA EFECTIVOS + + - MONTO ESPECÍFICO (Cada año) PRECIOS AL CONSUMIDOR FINAL

DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (4 de 6) ● Para la determinación de los Precios en Barra de los sistemas aislados, se asume que la demanda es cubierta con un sistema de generación y transporte adaptado a las necesidades de cada carga. ● Se obtiene el precio que resulta de considerar los costos de inversión, operación y mantenimiento, necesarios para abastecer cada k. Wh de la demanda. La multiplicación del consumo total del año por este precio, permite recuperar los costos anuales de inversión, operación y mantenimiento de una instalación suficiente para abastecer la demanda con una reserva del 20%.

DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (5 de 6) Costos de Inversión Suministro de los Equipos de Generación y Conexión al Sistema, Transporte Marítimo y Seguro, Aranceles Ad Valorem, Supervisión de Importaciones, Gastos de Desaduanaje, Transporte Local, Obras Civiles, Montaje Electromecánico, Pruebas, Supervisión y Gastos Generales. Costo de Operación y Mantenimiento Costos de Personal (incluidos gastos generales y otros costos fijos de la central). Costos de Operación y Mantenimiento (se calcula en función del número de arranques, paradas de las unidades). Costos Variables Combustibles y No Combustibles (para sistemas con centrales termoeléctricas).

DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (6 de 6) Datos : Resultados : Energía Generada por la Central Flujos de Energía en Líneas Transmisión Tarifas de Generación y Transmisión

Mecanismo de Compensación para los Sistemas Aislados

MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS (1 de 5) • Creación: Por Ley N° 28832 (Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica). • Finalidad: Compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN. • Recursos: Hasta el 50% del aporte de los usuarios de electricidad por concepto de Electrificación Rural, Ley N° 28749. – Mediante Ley N° 28749, Ley de Electrificación Rural, se establece obligación de los Usuarios del SEIN de aportar un dos por mil de una UIT por cada megavatio-hora consumido (aprox. 0, 6 Ctms. Sol/k. Wh). – Por otro lado, el Artículo 30° de la Ley N° 28832 establece que las tarifas en Sistemas Aislados: Ø Serán únicas por empresa (promedio de sus sistemas aislados). Ø Se subsidia una parte del Precio en Barra del sistema aislado con el dinero aportado por los Usuarios del SEIN, hasta el límite establecido por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) a inicios de cada año.

MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS (2 de 5) Monto Compensación Anual Requerido (MCAR) Proyección de Facturación Anual al usuario con Precio promedio del SEIN P 1 PROMEDIO = PBSEIN 1 MAPSA 1 Típico X MAPSEIN 1 SEIN Proyección de Facturación Anual al usuario con Precio promedio de Sistemas Aislados Típico X PX G PBSA 1 = PROMEDIO MCAR 1 PY P 2 Típico Y MAPSEIN: Monto Anual a Precio del SEIN Típico Y G MAPSA: Monto Anual a Precio de Aislado MCAR = MCAR 1 + MCAR 2 + … + MCARn

MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS (3 de 5) Compensación Anual (CA) MCAR Monto Específico (fijado por MEM) Resolución Ministerial N° 096 -2011 -MEM/DM establece ME = S/ 87 524 469, para el período mayo 2011 – abril 2012 MCARn MAPSA 1 ME MCAR 2 MCAR 1 CA 1 + CA 2+ … + CAn = ME MAPSA 1 -CA 1 …. Pago de Usuario de Sistema Aislado

MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS (4 de 5) Precio en Barra Efectivo APORTE POR PRECIO EN BARRA MONTO ELECTRIFICACION ESPECÍFICO RURAL PRECIO A NIVEL GENERACIÓN EFECTIVO Promedio Precio en Barra y Precio de Licitaciones PEAJE DE TRANSMISIÓN VALOR AGREGADO DE DE DISTRIBUCIÓN SISTEMA AISLADO VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN SISTEMA INTERCONECTADO

MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS (5 de 5) Programa de Transferencias Aportes de Usuarios del SEIN Empresas Aportantes Receptoras (Ley 28749) SISTEMA INTERCONECTADO Precio en Barra Efectivo a Usuarios Transferencia Mensual SISTEMA AISLADO

APLICACIÓN A ELECTRO ORIENTE (1 de 6) • Se presenta el caso de la regulación de mayo 2011 – abril 2012 Rubro Unidad Típico E Típico F Típico I años 20 10 10 Central Termoeléctrica Miles US$/año 7 511, 8 13, 0 59, 8 Personal de operación y gestión Miles US$/año 550, 1 7, 9 17, 3 Costos Variables (combustible y no combustible) Miles US$/año 43 388, 6 618, 4 1 068, 1 Factor de Carga % 66, 0 42, 0 49 Margen de Reserva % 20 20 30 Máxima Demanda Anual MW 45, 5 0, 6 1, 0 Energía Anual GWh 263, 2 2, 1 4, 3 Vida útil central termoeléctrica

APLICACIÓN A ELECTRO ORIENTE (2 de 6) • El Precio en Barra que debe recibir la empresa se obtiene como el promedio que permite recaudar a la empresa concesionaria el mismo monto que las tarifas individualmente establecidas para cubrir los costos de prestación del servicio. PE G Típico E Número Demanda (MWh) Recaudación Anual (Miles S/. ) Tarifa (ctm. S/. /k. Wh) E 1 269 876 146 705 54, 36 F 1 1 925 1 606 83, 41 I 6 15 857 11 569 72, 96 159 879 55, 58 Sistema Típico PG G Típico F PI G Típico I PRECIO EN BARRA 287 658

APLICACIÓN A ELECTRO ORIENTE (3 de 6) • • Se determina cual sería el ahorro de los usuarios de la empresa concesionaria si pagaran la tarifa del Sistema Interconectado, y el ahorro de todas los usuarios de los sistemas aislados si pagaran dicha tarifa. Se determina la Compensación Anual aplicable a la empresa concesionaria, considerando el dinero disponible para subsidio (Monto Específico) y los ahorros calculados previamente. Empresa Compensación Anual (Miles S/. ) Participación Electro Oriente 77 299 88% Resto 10 225 12% Monto Específico 87 524 100%

APLICACIÓN A ELECTRO ORIENTE (4 de 6) • El Precio en Barra Efectivo que paga el usuario se obtiene de restar al costo anual de prestación del servicio, la parte del Monto Especifico asignado a la empresa concesionaria. Sistema Típico Número Demanda (MWh) Costo Anual Miles S/. Tarifa (ctm. S/. /k. Wh) E 1 269 876 146 705 54, 36 I 6 15 857 11 569 72, 96 158 274 55, 39 PRECIO EN BARRA (Sin subsidio) 285 733 Subsidio de los usuarios del Sistema Interconectado PRECIO EN BARRA EFECTIVO 285 733 77 299 - 80 975 28, 41 - 49%

APLICACIÓN A ELECTRO ORIENTE (5 de 6) • La tabla muestra el impacto que sobre las tarifas aplicables a los usuarios residenciales de los sistemas aislados ha tenido la aplicación del aporte de los usuarios del sistema interconectado.

APLICACIÓN A ELECTRO ORIENTE (6 de 6) Factores de Actualización de los Precios

Sistema Interconectado

Precios en Barra del Sistema Interconectado

SISTEMA DE PRECIOS DEL MARCO REGULATORIO Precios Usuarios Libres (1) Usuarios Servicio Público Generación Libre Transmisión Regulado Distribución Regulado (2) Regulado (± 10% Pr. Licitaciones) (1) 230 clientes libres (demanda mayor a 1000 k. W); 46% del consumo de energía; 33% de la facturación (2) 3, 3 millones de clientes regulados; 54% del consumo de energía; 67% de la facturación

TARIFAS REGULADAS COMO PRECIOS EN BARRA (1 DE 2) • Tarifas de Generación Eléctrica – Precio de Energía: Remunera los costos variables de las centrales de generación eléctrica (los que dependen de la cantidad que se produzca) – Precio de Potencia: Remunera los costos fijos de las centrales de generación eléctrica (los que no dependen de la cantidad que se produzca) • Tarifas de Sistema Principal y Garantizado de Transmisión – Ingreso tarifario: Monto que los generadores deben transferir a los transmisores – Peaje unitario: Monto (en por unidad) que los consumidores deben pagar al transmisor para completar los costos del servicio

TARIFAS REGULADAS COMO PRECIOS EN BARRA (2 DE 2) (Continuación) – Cargos Adicionales: Monto (en por unidad) que los Decretos Legislativos 1002 y 1041, así como los Decretos de Urgencia 037 -2008 y 049 -2008 ordenan incluir dentro del Peaje del Sistema Principal de Transmisión. Cargo por Compensación por Seguridad de Suministro, que implica la compensación a las centrales duales que operan con gas natural o diesel (Artículo 6° de DL-1041) Cargo por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables (RER), que implica la compensación a las centrales de generación que utilizan RER (Artículo 7° de DL-1002) Cargo por Compensación de Generación Adicional, que implica el pago por instalación de unidades de emergencia (Artículo 5° de DU-037 -2008) Cargo por Compensación de Costo Variable Adicional, que implica los sobrecostos de las unidades que operan costo variable mayor al costo marginal (Artículo 1° del DU-049 -2008) Cargo por Compensación de Retiros Sin Contratos, que implica los sobrecostos de las unidades que cubren los Retiros Sin Contratos (Artículo 2° del DU-049 -2008)

TARIFAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (1 DE 5) • ¿Qué ordena la legislación? – Utilizar la oferta y demanda de los últimos 12 meses. – Proyectar la oferta y demanda para los próximos 24 meses. – Determinar el precio de energía a partir del equilibrio de la oferta y la demanda. – Determinar el precio de potencia como el costo de inversión en una turbina a gas. – Los precios de energía y potencia no podrán diferir en 10% del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones.

TARIFAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (2 DE 5) • Principios Utilizados – Criterios marginalistas en el Sistema Interconectado: Se paga el costo de la generación más económica para atender la demanda 350 140 300 120 250 100 200 80 150 60 100 40 50 20 0 0 Hidráulica TV Carbón TV R 6 Costo Fijo CC-GN Costo Variable CS-GN CS-D 2 Costo Variable: US$/MWh Costo Fijo: US$/k. W-año Costos de Producción de Electricidad

TARIFAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (3 DE 5) • Principios Utilizados – Precio de Potencia: Unidad más económica a construir US$/k. W-año Este es el precio de potenc que paga el consumidor Hidroeléctricas TV Carbón TV Ciclo Residual Combinado Simple

TARIFAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (4 DE 5) • Precio de Energía: Promedio ponderado de los costos de la unidad más económica hasta atender la demanda en cada momento del tiempo 130 Precio = (25+70+25)/3 = 40, 00 25 70 25 25 22 22 16 Valor Agua Costo de producción 70 US$/ MWh 130 Nuevo Valor Agua Demanda del consumidor Costo de producción

TARIFAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (5 DE 5) • Tarifas de Generación Eléctrica – Mecanismo de ajuste: La tarifa regulada de generación no debe diferir en más (ni menos) de 10% del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones. Se ajusta hasta la línea punteada +10% Precio promedio ponderado Licitaciones (nivel de referencia) -10% Se ajusta hasta la línea punteada Tarifa de Generación

PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PRECIO DE ENERGÍA PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES ESCENARIOS DE HIDROLOGÍA PROGRAMA DE MANTENIMIENTO OPTIMIZACIÓN DEL DESPACHO DE CENTRALES DE GENERACIÓN PLAN DE OBRAS (MODELO PERSEO) SITUACIÓN DE LOS EMBALSES PROYECCIÓN DE LA DEMANDA PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA

PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PRECIO DE POTENCIA DEFINIR TIPO, TAMAÑO Y UBICACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA PRECIO BÁSICO DE POTENCIA COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD DE PUNTA Y DE SU CONEXIÓN A LA RED

PROCEDIMIENTO DE COMPARACIÓN DEL PRECIO EN BARRA PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA PRECIOS DE GENERACIÓN PROMEDIO PONDERADO PRECIOS LICITACIONES > 10% COMPARACION < 10% FIN REAJUSTE DEL PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA

Tarifas del Sistema Principal y Garantizado de Transmisión (SEIN)

REMUNERACIÓN DE TRANSMISIÓN Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) Sistema Complementario de Transmisión (SCT) Sistema Principal de Transmisión (SPT) Sistema Secundario de Transmisión (SST) 23 Julio 2006 (Ley 28832) En la Fijación de Precios en Barra se regulan las tarifas para las instalaciones de transmisión que son parte de SPT y SGT

TARIFAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN (1 DE 2) • Tarifas de Sistema Principal de Transmisión – Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión son aquellas que fueron calificadas como tales antes de la promulgación de la Ley 28832. – Determinar el Valor Nuevo de Reemplazo para los casos que corresponda y el Costo de Operación y Mantenimiento (costos totales). – Agregar los Cargos Adicionales. • Tarifas de Sistema Garantizado de Transmisión – Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión son aquellas que forman parte del Plan de Transmisión y cuya concesión y construcción son resultado de un proceso de licitación. – Las componentes de inversión, operación y mantenimiento que forman parte de la base tarifaria, serán los valores que resulten de los procesos de licitación.

TARIFAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN (2 DE 2) • Principios Utilizados Criterio de costo medio: Se paga el costo del sistema de transmisión necesario para transmitir la energía requerida por la demanda, considerando criterios de eficiencia. Ingreso tarifario Costo Total de la transmisión (inversión y operación) Responsabilidad de generadores A la tarifa de los consumidores Peaje por Transmisión ± Liquidación Recaudación

PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PEAJE POR TRANSMISIÓN COSTOS DE INVERSIÓN EN TRANSMISIÓN COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO AJUSTE CONTRATOS BOOT Y RAG AÑO ANTERIOR PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DETERMINAR COSTO ANUAL DE TRANSMISIÓN INGRESO TARIFARIO POR POTENCIA Y ENERGÍA PEAJE POR TRANSMISIÓN

PROCEDIMIENTO CARGOS ADICIONALES Compensación de Prima por Generación RER PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Compensación por Seguridad de Suministro Compensación de Generación Adicional DETERMINAR CARGOS ADICIONALES PEAJE POR CARGOS ADICIONALES Compensación de Costo Variable Adicional Compensación de Retiros Sin Contratos LIQUIDACION DEL AÑO DE CÁLCULO ANTERIOR

Tarifas de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión

Sistemas Secundarios y Complementarios de Generación Sistema Principal y Sistema Garantizado Sistemas Secundarios y Complementarios de Demanda

PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL PEAJE POR TRANSMISIÓN SECUNDARIA Y COMPLEMENTARIA Asignación responsabilidad de pago Información del ST Criterios para determinar el SER Proyección de Demanda Costos Estándares de Inversión y % para determinar COy. M Definición del SER Costos de Inversión Factores de Pérdidas Ingresos Tarifarios Costos Estándares de Oy. M CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de actualización

CRITERIOS PARA EL CALCULO DE LOS PEAJES (1 DE 3) • Se regulan las instalaciones asignadas total o parcialmente a los Usuarios. • 15 Áreas de Demanda donde se aplica el mismo peaje a todos los usuarios por el uso de las instalaciones del SST y SCT. • Áreas 1 a 14 (San Martin está en el Área 4) • Área 15 – demanda a nivel nacional • Período de proyección de demanda: 10 años a partir del año de vigencia de la fijación de tarifas.

CRITERIOS PARA EL CALCULO DE LOS PEAJES (2 DE 3) Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar • El estudio de planeamiento comprende todas las subestaciones de transmisión del SST y SCT que alimenten una misma Área de Demanda • Los Costos de Inversión del SER determinado por OSINERGMIN, se han obtenido aplicando los costos de los módulos estándares de inversión. • Los costos de operación y mantenimiento se han determinado aplicando los porcentajes respecto del costo de inversión.

CRITERIOS PARA EL CALCULO DE LOS PEAJES (3 DE 3) Peajes: • Se calcula el ingreso tarifario siguiendo los mismos criterios del sistema principal. • Se calcula el Costo Medio Anual. • El CMA de las empresas titulares de SSTD se calcula por única vez. • El CMA para el SCT se calcula como la suma de: Anualidad del Costo de Inversión + el Costo estándar de Operación y Mantenimiento • Peaje Unitario (PU) por Área de Demanda, Titular y Nivel de Tensión:

Fondo de Compensación Social Eléctrica

FONDO COMPENSACIÓN SOCIAL ELÉCTRICA “FOSE”- Ley 28307 (1 de 3) ● De los diversos análisis realizados se señala la problemática siguiente: v Mercado reducido y disperso. Ausencia de un mercado óptimo o reducida cantidad y concentración de consumidores que impide contar con economías de escala. v Lejanía y aislamiento de los pueblos que determina la necesidad de instalar generación termoeléctrica por carencia de recursos hídricos, y que resulta en soluciones desfavorables en términos de costos de operación y mantenimiento. v Mercado objetivo de bajo poder adquisitivo. Reducida capacidad de pago.

FONDO COMPENSACIÓN SOCIAL ELÉCTRICA “FOSE”- Ley 28307 (2 de 3) Establece la disminución de las tarifas de los usuarios residenciales consumos mensuales menores o iguales a los 100 k. Wh Usuarios Sector Urbano Sistema Interconectado Urbano-rural y Rural Urbano Sistemas Aislados Urbano-rural y Rural Reducción Tarifaria para consumos menores o iguales a 30 k. Wh/mes Reducción Tarifaria para consumos mayores a 30 k. Wh/mes hasta 100 k. Wh/mes 25% del cargo de energía 50% del cargo de energía 7, 5 k. Wh/mes por cargo de energía 15 k. Wh/mes por cargo de energía 62, 5% del cargo de energía 18, 75 k. Wh/mes por cargo de energía

FONDO COMPENSACIÓN SOCIAL ELÉCTRICA “FOSE”- Ley 28307 (3 de 3) RANGO DE CONSUMO LORETO De 1 a 30 k. Wh De 31 a 100 k. Wh Otros SAN MARTIN TOTAL (%) 30 293 42 806 73 099 36, 66% 36 417 30 029 66 446 33, 33% 34 411 25 423 59 834 30, 01% 199 379 100, 00% Total 101 121 98 (*) Información Comercial a marzo del 2011 258 Número de Clientes - Loreto De 1 a 30 k. Wh 30% Otros 34% De 31 a 100 k. Wh 36% De 1 a 30 k. Wh Otros De 31 a 100 k. Wh A nivel de Electro Oriente, 139 545 suministros se benefician con el FOSE y representan el 70% del total de clientes del servicio público de electricidad, lo que significa un beneficio para alrededor de 698 000 habitantes.

Datos Relevantes

DATOS DE LA INTERCONEXIÓN • 3 de diciembre de 2010: Inicio del funcionamiento de la línea de transmisión eléctrica Tocache. Bellavista 138 k. V. • En el mes de diciembre, las tarifas en la región San Martín se redujeron entre 18, 2% y 28, 3% para los usuarios residenciales y entre 30, 7% y 41% para los usuarios comerciales e industriales. • Se beneficiaron pobladores de Tarapoto, Moyobamba, Rioja y Bellavista, entre otros.

EVOLUCIÓN DEL PRECIO MEDIO DE ELECTRICIDAD - IQUITOS (BT 5 B RESIDENCIAL) Nov 2001: Inicio del Fondo de Compensación Social Eléctrica May 2007: Inicio del Fondo de Compensación Sistemas Aislados Dic 2010: Interconexión con el SEIN

COMPOSICIÓN DE LA TARIFA DE LA ELECTRICID A CLIENTE FINAL Usuario BT 5 (Residencial) TARAPOTO

Transparencia de Información

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