A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:
Anexo A Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL.
Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información de Titulares.
Anexo C Diagrama Unifilar de las Alternativas Seleccionadas, según análisis de OSINERGMIN.
Anexo D Modificación del Plan de Inversiones 2009-2013
Anexo E Plan de Inversiones 2013-2017, determinado por OSINERGMIN (incluye programación de Bajas)
Anexo A
Análisis de las Respuestas a las
Observaciones formuladas a la PROPUESTA
INICIAL
Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN
presentadas por Hidrandina
1. OPINIONES GENERALES Opinión 1.
Como observaciones generales que afectan al conjunto y a los criterios aplicados en los estudios, Hidrandina señala lo siguiente.
• De la revisión efectuada a los archivos correspondientes a la Proyección de la Demanda no se evidencia que OSINERGMIN haya analizado diferentes modelos para la aplicación del método de tendencia y econométrico para establecer la proyección de demandas del Área de Demanda 3.
• No se ha considerado lo estipulado en el Decreto de Urgencia N° 037-2008 “Medidas necesarias para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)” en el tratamiento del proyecto ampliación de la SET Cajamarca Norte.
• OSINERGMIN ha aprobado la implementación de nuevas Subestaciones de potencia, pero no ha considerado la implementación de celdas de Alimentadores en 10 kV y 22,9 kV.
• OSINERGMIN ha aprobado, según los esquemas unifilares, diversas rotaciones de transformadores de potencia considerando el mínimo costo para garantizar la cobertura de la demanda, sin embargo, no reconoce la inversión que demanda el transporte, carga y descarga, adecuación, obras civiles y pruebas eléctricas para la puesta en servicio.
Análisis de OSINERGMIN
Al respecto, guardando el mismo orden de estas opiniones generales, es del caso señalar lo siguiente:
• OSINERGMIN desarrolla supletoriamente lo que el TITULAR presenta en su propuesta de manera incompleta o incorrecta, por lo que OSINERGMIN no está obligado a incorporar en su informe todos los formatos de demanda. No obstante, es del caso mencionar que OSINERGMIN ha desarrollado diversos modelos de proyección de demanda, los cuales están contenidos en los archivos “ProyPorSistemaA1.xlsx” y “Modelos_14_Areas.xlsx”, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos se encuentran en el archivo Eviews “área1.wf1”; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN.
• OSINERGMIN toma en cuenta todo lo que pertinentemente es aplicable en cada etapa de los procesos regulatorios. Así, con relación al Decreto de Urgencia N° 037- 2008 “Medidas necesarias para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)” que menciona Hidrandina, en la PREPUBLICACIÓN del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 3 sí se ha considerado lo dispuesto por la Resolución Ministerial N° 198- 2011-MEM/DM respecto a la ampliación de la SET Cajamarca Norte.
• Para la implementación de alimentadores en subestaciones nuevas y existentes, se ha tenido en cuenta la PROPUESTA FINAL de la empresa. No obstante se revisará
lo referente a la implementación de Celdas en MT en el Área de Demanda 3 y se incluirán donde resulten necesarias.
• En cuanto al reconocimiento de los costos incurridos por la rotación de transformadores, debe tenerse presente que la remuneración de todo transformador en operación, que forma parte de los SST y SCT, involucra no sólo el costo de suministro del equipo, transporte, montaje, materiales para su conexionado, control y protección, y pruebas correspondientes; sino también las obras civiles y eléctricas necesarias para su puesta en servicio. Por consiguiente, todos estos costos continúan siendo remunerados indiferentemente de una eventual rotación del transformador.
Conclusión
Se acoge parcialmente esta opinión, en el sentido que se revisará lo referente a la implementación de Celdas en MT en el Área de Demanda 3 y se incluirán donde resulten necesarias.
2. OPINIONES ESPECIFICAS
1.1 DEMANDA
Opinión 2.
Hidrandina señala que la información de las ventas de energía que utiliza OSINERGMIN para el Mercado Libre AT y MT, difiere sustancialmente con la que ha presentado, por lo que solicita que OSINERGMIN revise adecuadamente la metodología empleada para el tratamiento del Mercado Libre, específicamente para los años 2006 a 2010.
Agrega Hidrandina que la Proyección para los años 2011 hacia delante, en el archivo Proy PorSistem A3, según se observa en el cuadro del Área de Demanda 3, se ha efectuado en la totalidad de la demanda (Mercado Regulado y Libre), sin que aparezcan las Proyecciones por Nivel de Tensión.
En ese sentido y en vista que se cuenta con la información de los registros de las ventas de energía del año 2011, solicita se utilicen los datos reales y se realice la proyección por cada nivel de tensión y por subestación base.
Análisis de OSINERGMIN
Respecto a la solicitud de revisión de las ventas del mercado libre, de los años 2006 al 2010, es del caso señalar que conforme lo señala el artículo 3.29 de la NORMA TARIFAS, OSINERGMIN ha tomado en cuenta a aquellos Usuarios Libres cuya capacidad no supera los 2 500 kW, los cuales se muestran a continuación:
Usuarios Libres Menores Código 2006 2007 2008 2009 2010
VLACAR CL0237 213
APR ENERGY LLC SUCURSAL DEL PERÚ CL0461 737 1 950
CAMPOSOL CL0408 4 246 8 653 10 535 8 435 9 384
MESSER GASES DEL PERU CL0430 2 483 10 064 -
MINERA ANTAMINA (SVC) CL0438 2 837
Nota: Ventas en MWh Ver archivo “ClientesLibres1996-2010.xlsx”
En cuanto a las ventas estimadas por nivel de tensión, estas serán incluidas en los formatos de demanda para la presente etapa.
Asimismo, de conformidad con lo señalado en la NORMA TARIFAS, OSINERGMIN ha considerado la información histórica desde el año 1996 hasta el año 2010, no obstante para la etapa de publicación del Plan de Inversiones se ha revisado la proyección de la demanda, incorporando aquellas demandas nuevas que como parte de sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN ha proporcionado el Titular de manera justificada.
Conclusión
Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 3.
Hidrandina opina que las ventas proyectadas para el 2011 de Usuarios Menores del Área de Demanda 3 (1 383 801 MWh) difieren significativamente con las ventas reales (1 407 257 MWh) a nivel de sistemas eléctricos. Para el Sistema Chimbote se proyecta una tasa de crecimiento de 5,2% siendo la tasa de crecimiento real 17,7%, en el Sistema Caraz-Huaraz se proyecta 7,4% habiendo crecido 14,5% y finalmente para el sistema Guadalupe se proyecta 5,5% siendo su crecimiento 11,4%.
Por tanto recomienda que OSINERGMIN considere las ventas de energía del año 2011 como información histórica.
Análisis de OSINERGMIN
Para todas las Áreas de Demanda, OSINERGMIN ha considerado la información histórica desde el año 1996 hasta el año 2010, de conformidad con lo señalado en la NORMA TARIFAS.
Si bien es cierto, el Titular dispone de la información del año 2011, se debe precisar que al inicio del presente proceso regulatorio (setiembre 2011), los Titulares reportaron información histórica completa sólo hasta el año 2010, siendo por tanto esta información la que se ha procesado para efectos de la prepublicación del Plan de Inversiones 2013- 2017.
No obstante, para la etapa de publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, se ha revisado la proyección de la demanda incorporando aquellas demandas nuevas que como parte de sus opiniones a la prepublicación ha proporcionado el Titular de manera justificada.
Conclusión
Opinión 4.
Opina Hidrandina que, en la proyección de la nueva demanda en bloque (numeral 6.1.4 del Informe N° 0113-2012-GART), OSINERGMIN no ha considerado todos los requerimientos de clientes potenciales en las subestaciones de Malabrigo, Guadalupe 2 y Pacasmayo. Asimismo, informa que desde diciembre 2011 a la fecha se han presentado mayores requerimientos de demanda, requiriéndose su incorporación.
Agrega que de acuerdo a lo establecido por OSINERGMIN en la presente regulación y en anteriores, se considera el incremento de las cargas mayores en función a solicitudes de nuevas cargas, las mismas que normalmente se solicitan con un año de anticipación, siendo en casos especiales que la efectúan con dos años de anticipación; mientras que el periodo de regulación es de 10 años, lo que origina que no se consideren proyectos de nuevas cargas para el mediano y largo plazo, pero que por lo general inciden directamente en la definición de los refuerzos y/o ampliaciones de los sistemas de transmisión.
Lo antes indicado, continúa, ha dado lugar a que no se hayan considerado los nuevos requerimientos de factibilidades de suministros que se han venido presentando desde diciembre de 2011 hasta abril de 2012, cargas que no fueron reportadas por Hidrandina en la propuesta presentada en enero de 2012, debido a que no se contaba con el sustento correspondiente.
En tal sentido, solicita a OSINERGMIN que se incluya en la proyección de la demanda del Área de Demanda 3, las nuevas cargas solicitadas. Así como incluir las solicitudes que son reiterativas, que por lo general se ven obligadas a autogenerar con diesel. Asimismo, requiere a OSINERGMIN revise y/o modifique la proyección de la demanda considerando estas nuevas solicitudes, a fin de garantizar el suministro a las cargas actuales y futuras de los sistemas eléctricos. De igual modo que revise y/o modifique los criterios y procedimientos empleados en relación a los sustentos que deberán presentar las empresas para la inclusión de nuevas cargas especiales en la proyección de la demanda, para esta o el siguiente proceso regulatorio.
Señala lo siguiente como resumen de las nuevas cargas e indica que en el ANEXO N° 1 presenta el sustento correspondiente.
SET Malabrigo
Sostiene Hidrandina que seis de las ocho plantas pesqueras existentes en la SET Malabrigo han solicitado ampliación de carga. La proyección de potencia y energía adicional es la siguiente.
Indica que en la proyección de energía ha tenido en cuenta el factor de carga reducido de las empresas pesqueras, así como su estacionalidad.
SET Guadalupe 2
Asimismo, señala que el incremento de la agroindustria en el Valle de Jequetepeque, con fines de exportación, ha dado lugar a que a la fecha se presenten algunas
restricciones operativas para atender los requerimientos, más aún si estos están a considerable distancia de la subestación, como es el caso de Agrícola Cerro Prieto, quedando claro que no basta disponibilidad de potencia sino también un adecuado nivel de tensión.
Indica que en la proyección de energía se ha tenido en cuenta el factor de carga de las empresas agroindustriales.
SET Pacasmayo
Señala que el transformador de esta subestación viene operando actualmente con cierto nivel de sobrecarga, por lo que para atender las nuevas demandas se hace necesario y urgente el remplazo del transformador de potencia por uno de mayor capacidad y que disponga de los devanados en 10 kV y 22,9 kV.
Precisa que en la proyección de energía se ha tenido en cuenta el factor de carga de las empresas agroindustriales y avícolas.
Análisis de OSINERGMIN
Para la etapa de publicación del Plan de Inversiones, se tomarán en cuenta aquellas solicitudes de factibilidad no mayor a un año de anterioridad y que cuenten con el sustento debidamente documentado, presentadas por el Titular como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación.
Al respecto, cabe precisar que se han incluido únicamente aquellas demandas puntuales que por su dimensión relativa no estarían consideradas en la proyección vegetativa de la demanda, al igual que las nuevas cargas de los proyectos de electrificación.
La proyección de tales cargas adicionales, para las cuales Hidrandina ha presentado el sustento correspondiente, es la que se muestra en el siguiente cuadro:
SET CLIENTE 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Observación
CAJABAMBA MINERA MINASPAMPA 0,0 0,6 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 Pre.
CAJABAMBA PROYECTO MINERO "LA ARENA" 0,0 0,0 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 Pre.
CONOCOCHA MINERA HUALLANCA S.A. -
CONTONGA - SAN MARCOS 0,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 Pre.
CONOCOCHA EMPRESA MINERA PACHAPAQUI 0,0 0,0 0,0 2,5 2,5 4,0 4,0 4,0 8,0 8,0 8,0 8,0 Pre.
TICAPAMPA CIA. MINERA LINCUNA SAC 0,0 2,5 2,5 2,5 7,0 7,0 7,0 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 Pre.
CHIMBOTE SUR INMOBILIARIA LOS PORTALES 0,0 0,5 2,1 2,5 2,9 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 Pre.
SET CLIENTE 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Observación
GUADALUPE CERRO PRIETO - PACANGUILLA 0,0 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Nueva
GUADALUPE CERRO PRIETO - HUACA BLANCA 0,0 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 Nueva
GUADALUPE CAÑA DULCE - CHEPEN 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nueva
GUADALUPE CAÑA DULCE - PACANGUILLA 0,0 0,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 Nueva
GUADALUPE AGROINDUSTRIAL DANPER 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nueva
GUADALUPE AGROINDUSTRIA SOLIMANO 0,0 0,1 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nueva
GUADALUPE AGRICOLA ELOY NOCEDA 0,0 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 Nueva
GUADALUPE AGROINDUSTRIALES CERRO
COLORADO 0,0 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 Nueva
PACASMAYO AGRICOLA SECTOR DURO BAJO 0,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Nueva
PACASMAYO AGROINDUSTRIAL GANDULES 0,3 0,7 1,1 1,5 1,9 2,4 2,8 3,2 3,6 4,0 4,4 4,8 Nueva
PACASMAYO JUAN MANUEL VARILLAS
VELÁSQUEZ (AGRICOLA) 0,0 0,4 0,8 1,2 1,6 2,1 2,5 2,9 3,3 3,7 4,1 4,5 Nueva
PACASMAYO TÉCNICA AVICOLA 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nueva
MALABRIGO PESQUERA DIAMANTE S.A.* 0,8 2,3 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 Nuevo Valor
MALABRIGO PESQUERA EXALMAR S.A.* 1,4 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 Nuevo Valor
MALABRIGO COPEINCA S.A.C.* 1,0 4,0 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 Nuevo Valor
MALABRIGO PACIFICO CENTRO S.A.* 0,1 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 Nuevo Valor
TRUJILLO SUR COORPORACIÓN LINDLEY* 0,0 4,0 6,0 6,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 Pre.
NEPEÑA PESQUERA DIAMANTE S.A. 0,0 0,0 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 Nuevo Valor
NEPEÑA AGROINDUSTRIA SAN JACINTO 0,0 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nuevo Valor
NEPEÑA CULTIMARINE SAC 0,0 0,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Nuevo Valor
NEPEÑA COMINCAL 0,0 0,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 Nuevo Valor
NEPEÑA CORPORACIÓN JVA SAC 0,0 0,0 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 Nuevo Valor
CASMA AGRICOLA CHAPI 0,0 0,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 Nuevo Valor
CASMA PESQUERA VENECIA 0,0 0,0 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 Nuevo Valor
*Cargas existentes
Prep.: Cargas justificadas en la etapa de la PREPUBLICACIÓN.
Conclusión
Se acoge parcialmente esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 5.
Observa Hidrandina que la demanda en el día de la máxima de la SET de Usuarios Menores (F-102), correspondiente a algunas barras de Hidrandina, difiere de lo registrado en los pulsos cada 15 minutos.
Como ejemplo muestra la potencia activa (kW) registrada por OSINERGMIN y la registrada en los pulsos de Hidrandina, de las barras de SET Cajabamba y Porvenir 10 kV, requiriendo que OSINERGMIN revise esta parte de la proyección, habida cuenta que traería distorsiones en la definición del Plan de Inversiones en Transmisión (PIT) 2013- 2017.
Análisis de OSINERGMIN
Se ha revisado el registro de pulsos correspondientes a dichas SET’s, verificándose que son correctas las cifras señaladas por Hidrandina en esta opinión.
Por tanto se ha procedido a realizar las correcciones correspondientes.
Conclusión
Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 6.
Observa Hidrandina que la proyección de la demanda de potencia coincidente de Usuarios Menores (F-111), correspondiente a algunas barras de Hidrandina, no tiene el mismo crecimiento que la calculada para el sistema.
Muestra en la siguiente tabla la potencia coincidente de usuarios menores de algunas barras, con crecimiento que difiere de la tasa de crecimiento del sistema.
En razón a lo cual, solicita se revise la proyección de la demanda de potencia coincidente del Área de Demanda 3.
Análisis de OSINERGMIN
Se ha procedido a revisar las proyecciones de demanda de aquellos Usuarios Menores cuyo nivel de tensión AT o MAT, a fin de corregir las diferencias similares a las indicadas.
Conclusión
Se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 7.
El valor de las variables independientes Población y PBI del Área de Demanda 3, se encuentra subestimado.
Las variables econométricas de Población y PBI para el Área de Demanda 3 deben corresponder a la suma del resultado de multiplicar el valor de la variable por el % de ventas de cada departamento en el Área de Demanda 3.
Por ejemplo, la población estimada por el INEI para el 2011 en el departamento de La Libertad es de 1 710 325, en Ancash 1 096 118 y en Cajamarca 1 445 847. Sin embargo OSINERGMIN ha considerado en el modelo una población del Área de Demanda 3 de 1 491 416.
Indica que en el cuadro siguiente muestra que la población considerada para el Área de Demanda 3, se encuentra subestimada.
Razón por la que, opina que resulta fundamental que OSINERGMIN revise la información de estas variables.
Análisis de OSINERGMIN
Conforme se explicó en la sección 6.1.1.2 del Informe N° 0113-2012-GART, las variables explicativas PBI y POBLACIÓN del Área de Demanda se estiman ponderando los valores correspondientes a cada departamento que la conforman en función de las ventas de energía efectuadas en cada uno de ellos, por lo que no es correcto que deba determinarse mediante simple suma.
Conclusión
No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 8.
Señala Hidrandina que de los cálculos efectuados por OSINERGMIN se llega a la conclusión que sólo ha empleado un modelo para la aplicación del método de tendencia para la proyección de energía en cada sistema del Área de Demanda 3, el lineal. Habiendo verificado que el modelo polinómico presenta mejores indicadores estadísticos en el Sistema Caraz - Carhuaz - Huaraz, Huallanca, Tayabamba, Ticapampa, Pomabamba y Aija - Cotaparaco III Etapa.
En tal sentido, solicita a OSINERGMIN emplear en la evaluación a todos los modelos desarrollados en todos los sistemas e indicar el criterio de selección del mismo.
Análisis de OSINERGMIN
Al respecto, cabe precisar que OSINERGMIN desarrolla supletoriamente lo que el TITULAR presenta en su propuesta de manera incompleta o incorrecta, por lo que OSINERGMIN no está obligado a incorporar en el informe todos los formatos de demanda.
Asimismo, cabe indicar que los diversos modelos de proyección de demanda desarrollados por el OSINERGMIN, están contenidos en los archivos “ProyPorSistemaA3.xlsx” y “Modelos_14_Areas.xlsx”, mientras que los criterios estadísticos que sustentan la selección de determinados modelos10 se encuentran en el
archivo Eviews “área3.wf1”; todos ellos debidamente publicados en la página Web de OSINERGMIN.
No obstante, para la publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, se ha considerado la nueva información presentada por el Titular como parte de sus opiniones y sugerencias a la prepublicación de dicho Plan, por lo que a fin de obtener el mejor modelo de Tendencia el OSINERGMIN ha realizado lo siguiente:
a. Comparar los estimadores de cada modelo, como son los coeficientes de correlación (R²) y los estadísticos tanto de significancia individual (t) y conjunta (F)
b. Tomar en cuenta sus tasas de crecimiento promedio anual.
Así, para el caso específico de las proyecciones de ventas de energía del sistema eléctrico Caraz-Cahuaz-Huaraz, se han evaluado los siguientes modelos:
LINEAL LOGARÍTMICA EXPONENCIAL POLINÓMICA Mean 140946,3 121415,7 209493,8 166614,2 Median 135282 135282 135282 135282 Maximum 280070,2 195732,8 674216,9 405826,3 Minimum 29333 29333 29333 29333 Std. Dev. 85204,32 61980,43 189092,7 120253,3 Skewness 0,159943 -0,204128 1,040653 0,542937 Kurtosis 1,525167 1,324567 2,955938 1,960864 R2 Adjusted 0.9651 0.760 0.9974 0.9994 F-Statistic 389 41.172 5323 12 494 Probability 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 T-students > 5% No significativa >5% No significativa
Tasa
Promedio % 4,8% 1,7% 12,7% 8,1%
Observations 27 27 27 27
Según estos resultados, el modelo que mejor expresaría las ventas de energía es el modelo lineal, dado que tiene un Factor de Correlación de 0,9651, con significancia individual mayor al 5% y cuya tasa de crecimiento es 4,8% promedio anual; por tanto para la proyección de la demanda de este sistema eléctrico se utilizan los resultados del modelo lineal. El modelo polinómico en cambio no supera la prueba t-student o de significancia individual.
Conclusión
No se acoge esta opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior.
Opinión 9.
Señala Hidrandina que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo para la aplicación del método de tendencia en la proyección de energía del Área de Demanda 3.
Por lo que solicita a OSINERGMIN emplear en la evaluación la aplicación de las diversas tendencias (lineal, polinómica, logarítmica, exponencial, etc.) que se tienen para el método de tendencia y escoger la mejor de éstas para su aplicación final. Asimismo, señala que resulta necesario se indique el criterio de selección del mismo. Como sustento, argumenta que el inciso 9.1.3a de la NORMA TARIFAS aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD indica: “Se deberán evaluar diversos modelos, con base en los métodos econométricos y de tendencia…”
Análisis de OSINERGMIN
Para todos los sistemas eléctricos pertenecientes al Área de Demanda 3, OSINERGMIN ha aplicado la misma metodología y criterios de selección del modelo tendencial, según lo descrito en el análisis de la anterior Opinión 8.
Conclusión
Opinión 10.
Hidrandina sostiene que OSINERGMIN sólo ha presentado un modelo en la aplicación del método econométrico para la proyección de energía del Área de Demanda 3, que corresponde al siguiente: Ln (Ventas) = A * Ln (PBI) + B.
Por lo que solicita a OSINERGMIN presentar la evaluación de todos los modelos econométricos desarrollados e indicar el criterio de selección del mismo.
Como sustento de su solicitud indica que en el inciso 9.1.3a de la NORMA TARIFAS y