Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones del SST de ELECTROCENTRO S.A.

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA

 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Estudio para la Fijación de Tarifas y

Compensaciones del SST de

ELECTROCENTRO S.A.

Regulación del año 2005

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por el OSINERG para la Fijación de las Tarifas y Compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión de la Empresa ELECTROCENTRO S.A. (en adelante “ELECTROCENTRO”), correspondiente a la regulación del año 2005.

Cabe señalar, que las tarifas y compensaciones del SST de ELECTROCENTRO fueron fijadas expresamente en el proceso correspondiente al año 2002 y actualizadas el año 2004, las mismas que se encuentran vigentes a la fecha.

En ese sentido, de acuerdo con el análisis realizado por el OSINERG, se han efectuado los siguientes cambios, con relación a la propuesta final presentada por dicha empresa concesionaria para la presente fijación tarifaria:

• Se ha utilizado el Método de Extrapolación de Tendencias para la proyección de la demanda, sobre la base de la información histórica suministrada por ELECTROCENTRO y lo disponible en el OSINERG. • Se ha racionalizado el Sistema Económicamente Adaptado, de acuerdo a

la nueva proyección de la demanda y a criterios de mínimo costo.

• Se ha determinado el costo de inversión sobre la base de la actualización de costos de recursos empleados en la fijación tarifaria del año 2002, aplicados al SEA determinado.

• Se ha determinado el costo de operación y mantenimiento sobre la base de costos eficientes aplicados al SEA de ELECTROCENTRO.

• Con base en cálculos de flujo de carga, se determinaron los factores de pérdidas marginales de potencia y energía y los ingresos tarifarios del SST de ELECTROCENTRO.

Por su parte, ELECTROCENTRO presentó sus opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución, que se resumen en los siguientes puntos:

• Observa la proyección de la demanda de energía en base a tendencias, determinada por el OSINERG y, considera que su proyección genera mejores resultados que las del OSINERG.

• Solicita que se incluyan como parte del SEA instalaciones cuya tensión real es menor de 30 kV. Incluye en esta solicitud a las subestaciones cuya tensión de operación cambió, en el SEA, de 138 kV o 33 KV a 22,9kV. Así mismo, también incluye a las instalaciones de transformación que elevan de media tensión a 22,9 kV, que se encuentran dentro de subestaciones de transmisión.

• Observa las configuraciones de los sistemas Huancayo, Ayacucho y Tarma - Chanchamayo, señalando que las caídas de tensión no cumplen las normas técnicas. Además, en el caso del sistema Huancayo solicita que se considere una configuración en anillo en lugar de la configuración radial determinada por el OSINERG.

• En el sistema Pampas - Tayacaja, solicita que se incluya como parte del SEA a la línea en 60 kV Cobriza 1 – Pampas y la subestación conexa de 7MVA, de propiedad de ADINELSA.

• Solicita que se considere sus costos de inversión señalando que los costos empleados por el OSINERG no corresponden al mercado.

• Observa que no se ha considerado sus costos de mantenimiento, y que los costos personal, empleados por el OSINERG, para este efecto no incluyen los beneficios sociales, bonificaciones, seguros, gratificaciones ni CTS.

• Solicita que se considere una nueva organización, distinta a la considerada en su propuesta final, para la operación del SST, la cual está compuesta por 38 personas. Observando que la organización propuesta por el OSINERG no permite cubrir los turnos necesarios.

Del análisis realizado, las tarifas por el uso del Sistema Secundario de Transmisión de ELECTROCENTRO son las que se muestran en el siguiente cuadro:

PEAJES SECUNDARIOS UNITARIOS ACUMULADOS

(ctms. S/. / kW.h)

Sistema Alta Tensión _(AT) Media Tensión _(MT)

Electrocentro S/Pasco 0,9694 1,5923

ADINELSA S/Pasco 0,1648 0,1909

TOTAL Electrocentro S/Pasco 1,1342 1,7832

Electrocentro PASCO - 0,2059

ADINELSA PASCO 0,0108 0,0385

Asimismo, los factores de pérdidas marginales de potencia y energía, acumulados en AT y MT son:

FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES ACUMULADOS

Factor Alta Tensión (AT)

Acumulado

Media Tensión (MT) Acumulado Factor de pérdidas marginales de energía (FPME) 1,0303 1,0357 Factor de pérdidas marginales de potencia (FPMP) 1,0416 1,0507

Estas compensaciones han sido determinadas con un Tipo de Cambio de 3,263 S/./US$ y un índice de Precios al Por Mayor de 165,757078 que corresponden al ultimo día hábil de marzo de 2005.

El impacto a usuario final es el que se muestra en el cuadro siguiente:

IMPACTO A USUARIO FINAL(1)

Tarifas del SST de Electrocentro 2005 (ctm. s/. S//kW.h) Sistema Valor Vigente(2) (A) OSINERG (B) Propuesta Final Electrocentro (D) Propuesta Final Electrocentro (D) B/A -1 Total C/A -1 Total D/A -1 Total Huancayo 36,50 36,74 38,58 37,36 0,7% 5,7% 2,35% Pasco 37,66 37,85 40,89 40,83 0,5% 8,6% 8,4%

(1) Para un usuario residencial con consumo mensual promedio de 65 kWh. (2) Vigente al 31 de Marzo de 2005

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ... 3

1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS...3

2. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA... 3

2.1 REGULACIÓN DE LOS SST– AÑO 2005 ...3

2.2 PROPUESTA INICIAL DE ELECTROCENTRO ...3

2.2.1 Proyección de la Demanda ...3

2.2.2 Determinación del Sistema Económicamente Adaptado ...3

2.2.3 Costos de Inversión...3

2.2.4 Costos de Operación y Mantenimiento ...3

2.2.5 Peajes y Compensaciones ...3

2.2.5.1 Factores de Pérdidas e Ingreso Tarifario... 3

2.2.5.2 Peajes... 3

2.2.6 Impacto Tarifario...3

2.3 PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA...3

2.4 OBSERVACIONES DEL OSINERG A LA PROPUESTA DE ELECTROCENTRO...3

2.4.1 Observaciones Generales ...3

2.4.2 Observaciones Específicas ...3

2.4.2.1 Proyección de la demanda... 3

2.4.2.2 Determinación del SEA ... 3

2.4.2.3 Costos de Inversión... 3

2.4.2.4 Costos de Operación y Mantenimiento ... 3

2.4.2.5 Peajes Secundarios Unitarios, Ingresos Tarifarios y Factores de Pérdidas Marginales... 3

2.4.2.6 Determinación de la Fórmula de Actualización... 3

2.5 RESPUESTA A LAS OBSERVACIONES Y PROPUESTA FINAL DE ELECTROCENTRO ....3

2.6 PUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN...3

2.7 SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA...3

2.8 OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN PREPUBLICADO...3

2.9 ANÁLISIS DEL OSINERG ...3

2.9.1 Proyección de la Demanda ...3

2.9.2 Determinación del SEA ...3

2.9.3 Determinación de los Costos de Inversión ...3

2.9.4 Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento...3

2.9.5 Determinación del Peaje Secundario de ELECTROCENTRO ...3

2.9.6 Fórmula de Actualización ...3

3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 3

4. ANEXOS ... 3

Anexo A Instalaciones comprendidas en el SEA de la PROPUESTA INICIAL de ELECTROCENTRO. ... 3

Anexo B Instalaciones comprendidas en el SEA de la PROPUESTA FINAL de ELECTROCENTRO ... 3

Anexo C Resumen del Análisis de la Absolución de Observaciones... 3

Anexo D Instalaciones comprendidas en el SEA resultado del análisis del OSINERG. ... 3

Anexo F Información proporcionada por ADINELSA sobre la línea Ayacucho - Cangallo. ... 3 Anexo G Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ELECTROCENTRO al Proyecto de Resolución... 3 Anexo H Cuadros Comparativos... 3

1. Introducción

El siguiente informe contiene el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante “OSINERG”), para la fijación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) de la Empresa ELECTROCENTRO S.A. (en adelante “ELECTROCENTRO”) correspondiente a la regulación del año 2005.

Para su elaboración se ha considerado el estudio técnico económico presentado por dicha empresa titular del SST, así como los estudios propios desarrollados, sobre el particular, por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG del OSINERG (en adelante “GART”).

1.1

Aspectos Regulatorios y Metodológicos

Los principios y los procedimientos mediante los cuales se regulan las tarifas de electricidad en el Perú, se encuentran establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”) y en el Reglamento de la LCE.

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la LCE1. Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión principal y secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del literal b) de Artículo 43° de la LCE2.

1

Artículo 8º.- 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 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de

modo que promuevan la eficiencia del sector. 2

Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...)

En el caso de las tarifas de transmisión, la referida regulación será efectuada por el OSINERG, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, conforme lo establece el Artículo 44° y el Artículo 62° de la LCE3.

El OSINERG determina los cargos de transmisión, definidos en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE4. Estos cargos están constituidos por los factores de pérdidas marginales, peajes unitarios y compensaciones mensuales por el uso de las instalaciones que conforman los SST; así como sus respectivas fórmulas de actualización.

Para cumplir con estos mandatos de la LCE y el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, el OSINERG aprobó mediante Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, cuyo Anexo B contiene el “Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”.

(...) 3

Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.

(...)

Artículo 62º.- Las compensaciones por el uso de las redes del sistema secundario de transmisión o del

sistema de distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía. (...)

4

Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en las barras unidas al Sistema Principal de Transmisión, mediante un sistema secundario, a que se refiere el Artículo 49º de la Ley, la Comisión observará el siguiente procedimiento:

(...)

c) Determinará el precio de Potencia de punta en Barra aplicando al precio en Barra de la respectiva barra del Sistema Principal de Transmisión un factor que incluya las pérdidas marginales de potencia. Al valor obtenido se agregará un peaje que cubra el Costo Medio del Sistema Secundario de Transmisión Económicamente Adaptado.

El cálculo del peaje será efectuado de acuerdo a lo señalado en el Artículo 139º del Reglamento.

Artículo 139º.- Las compensaciones a que se refiere el Artículo 62º de la Ley, así como las tarifas de

transmisión y distribución a que se refiere el Artículo 44° de la Ley, serán establecidas por la Comisión. a) El procedimiento para la determinación de las compensaciones y tarifas para los sistemas

secundarios de transmisión, será el siguiente:

ƒ El generador servido por instalaciones exclusivas del sistema secundario de transmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de la respectiva instalación. El pago de esta compensación se efectuará en doce (12) cuotas iguales;

ƒ La demanda servida exclusivamente por instalaciones del sistema secundario de transmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de las respectivas instalaciones. Esta compensación que representa el peaje secundario unitario que permite cubrir dicho Costo Medio anual, será agregada a los Precios en Barra de Potencia y/o de Energía, o al Precio de Generación pactado libremente, según corresponda. El peaje secundario unitario es igual al cociente del peaje secundario actualizado, entre la energía y/o potencia transportada actualizada, según corresponda, para un horizonte de largo plazo. b) Las compensaciones por el uso de las redes de distribución serán equivalentes al Valor Agregado

de Distribución del nivel de tensión correspondiente, considerando los factores de simultaneidad y las respectivas pérdidas. El Valor Agregado de Distribución considerará la demanda total del sistema de distribución.

Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas generales establecidas anteriormente, serán tratados de acuerdo con lo que determine la Comisión, sobre la base del uso y/o del beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios.

Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, la LCE reconoce el Costo Medio de un Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”); tal como se señala en el Artículo 49° de la LCE5 y en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE.

El Costo Medio, está definido en el Anexo de la LCE6 y corresponde a los costos de inversión (en adelante “CMI”), operación y mantenimiento (en adelante “COyM”), en condiciones de eficiencia.

El SEA, también se encuentra definido en el Anexo de la LCE7 y corresponde al sistema eléctrico en el cual existe un equilibrio entre la oferta y la demanda.

Con relación a la asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139° del Reglamento de la LCE, en concordancia con la Definición 17° del anexo de la LCE8, establece el procedimiento a seguir para los casos en que un generador se sirva por instalaciones exclusivas del SST o una demanda se sirva exclusivamente por instalaciones del SST. Así mismo, prevé las situaciones excepcionales que no se ajustan exactamente a ninguno de los dos casos anteriores, encargando al regulador resolver las situaciones particulares que pudieran presentarse, indicando para éstas únicamente las directrices que deben tomarse en cuenta para su determinación.

Mediante Decreto Supremo N° 029-2002-EM9, del 25 de setiembre de 2002, se dictaron disposiciones específicas para la determinación del SEA para las

5 _{Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Costo Medio de} dicho Sistema Económicamente Adaptado.

6

COSTO MEDIO: Son los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia.

7

SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO: Es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del servicio.

Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las

Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adaptado.

8 _{SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISION: Es la parte del sistema de transmisión destinado a} transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal. Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una Barra del Sistema Principal de Transmisión.

9

Artículo 1°.- Para la aplicación del artículo 49° de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Sistema Económicamente Adaptado, para atender las demandas servidas exclusivamente por instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, deberá ser determinado considerando, también, los siguientes criterios:

a. En los sistemas radiales se utilizará como demanda actualizada el valor presente de los flujos de energía y/o potencia que permita transportar las respectivas instalaciones en condiciones de eficiencia. La demanda anual mínima a considerar será igual al 50% de la capacidad de transporte de dichas instalaciones;

b. En sistemas con otras configuraciones, las respectivas instalaciones de transmisión deberán permitir la atención eficiente de la demanda a la cual prestarán el servicio, cumpliendo con los estándares de calidad correspondientes;

c. La tarifa resultante para una demanda atendida por una línea radial, utilizando los cargos de transmisión correspondientes, en ningún caso podrá superar la tarifa resultante de un sistema térmico aislado típico A definido por OSINERG para la fijación de tarifas en barra.

Artículo 2°.- El horizonte de largo plazo para determinar el peaje secundario unitario a que se refiere el

inciso a) del artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, será un período de quince (15) años. Para la determinación del componente de inversión del Costo Medio se considerará una vida útil de las instalaciones de transmisión de treinta (30) años y la tasa de actualización fijada en el artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas. Las tarifas de Transmisión Secundaria serán determinadas para cada concesionario.

demandas que son servidas exclusivamente por instalaciones del SST. El referido decreto especifica adicionalmente que sus Artículos 1° y 2°, relativos con la determinación del SEA, son aplicables a partir del proceso de regulación de tarifas y compensaciones del año 2003.

La Resolución OSINERG N° 262-2004-OS/CD, publicada el 21 de setiembre de 2004, modifica la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada con la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD; la que, entre otras modificaciones, establece que los cargos que resulten de la regulación de los SST correspondiente al año 2005, tendrán una vigencia de dos años, es decir, desde mayo del año 2005 hasta abril del año 2007.

DISPOSICIÓN TRANSITORIA

Única.- Lo dispuesto en los artículos 1° y 2° del presente Decreto Supremo, es aplicable al proceso de regulación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión a partir del año 2003.

2. Proceso de Regulación

Tarifaria

El proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones lleva a cabo de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, LCE, en el Reglamento de la LCE, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM, y la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada con la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD.

El OSINERG, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte de la indicada norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” la publicación de los proyectos de resolución que fijan las tarifas y compensaciones así como la realización de audiencias públicas, con la finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestas tarifarias respectivas.

Este esquema, que obedece a las disposiciones legales vigentes, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de las tarifas y compensaciones para los SST.

Asimismo, con posterioridad a dicha decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.

2.1

Regulación de los SST – año 2005

En el Gráfico No. 3.1 se resume el proceso que se sigue para la fijación de las tarifas y compensaciones de los SST, correspondiente al año 2005.

De acuerdo con el procedimiento aprobado, este proceso se inició el 29 de octubre de 2004, fecha límite para la presentación de los “Estudios Técnico Económicos con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones”, preparados

por los titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su evaluación. A más tardar el 12 de noviembre de 2004, las referidas propuestas fueron consignadas en la página WEB del OSINERG.

Como parte del proceso regulatorio se convocó a una audiencia pública la cual se llevó a cabo el día viernes 03 de diciembre de 2004. En esta audiencia los titulares de SST tuvieron la oportunidad de sustentar sus propuestas de fijación de tarifas, recibieron los comentarios y observaciones de los asistentes y dieron una primera respuesta a las observaciones recibidas.

Posteriormente, el 17 de diciembre de 2004, el OSINERG remitió a los titulares de los SST los informes correspondientes con las observaciones encontradas en los estudios técnico-económicos, referidos anteriormente.

Las observaciones señaladas, fueron revisadas y respondidas por los titulares de transmisión hasta el 11 de enero de 2005. A más tardar, el día 14 de enero de 2005, dichas respuestas con las propuestas finales de las empresas concesionarias fueron consignadas en la página WEB del OSINERG.

Analizados los informes de levantamiento de observaciones y propuestas finales de los titulares de SST, el 18 de febrero de 2005 se publicó en el Diario El Peruano y en la página Web del OSINERG-GART, la Resolución OSINERG N° 036-2005-OS/CD, mediante la cual se presenta la información utilizada y los proyectos de resolución para la fijación de tarifas y compensaciones de los SST.

El 11 de marzo de 2005 se realizó la segunda audiencia pública, en la que el OSINERG expuso y sustentó los criterios, metodología y modelos utilizados en el presente procedimiento de fijación tarifaria de los SST.

Hasta el 16 de marzo de 2005 los interesados presentaron sus opiniones y sugerencias respecto a la información empleada y proyectos de resolución publicados. Estas opiniones y sugerencias fueron publicadas en la página Web del OSINERG-GART.

En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recolectada a lo largo del procedimiento descrito, incluidos los resultados de los estudios y/o asesorías encargadas por el OSINERG a consultores especializados sobre temas específicos de la regulación de la transmisión secundaria.

Este estudio corresponde al análisis del Estudio Técnico – Económico presentado por ELECTROCENTRO, como sustento de su propuesta de fijación de Tarifas y Compensaciones para su SST.

Cuadro No. 2.1

PROCESO DE FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES DEL SST AÑO 2005

29 OCT 12 NOV 05 DIC 17 DIC 11 ENE 14 ENE 16 MAR 09 MAY 12 MAY 24 MAY 20 JUN 23 JUN 03 DIC PUBLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES DE LOS SST (OSINERG) PRESENTACIÓN DE ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS CON PROPUESTAS DE TARIFAS Y COMPENSACIONES (TITULARES SST) PUBLICACIÓN DE ESTUDIOS TÉCNICOS ECONÓMICOS EN PAGINA WEB DE OSINERG CONVOCATORIA A AUDIENCIAS PUBLICAS DE TITULARES SST Y OSINERG

AUDIENCIA PÚBLICA PRESENTACIÓN Y SUSTENTO DE ESTUDIOS TÉCNICO

ECONÓMICOS (TITULARES SST)

OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS DE TITULARES SST (OSINERG) ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES (TITULARES SST)

AUDIENCIA PÚBLICA EXPOSICIÓN Y SUSTENTO DE CRITERIOS, METODOLOGIA Y

MODELOS ECONÓMICOS (OSINERG)

PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN QUE FIJA LAS TARIFAS Y COMPENSACIONES Y LA RELACIÓN DE INFORMACIÓN QUE LA SUSTENTA

(OSINERG) INTERPOSICIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (INTERESADOS) PUBLICACIÓN DE LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN EN PAGINA WEB DE OSINERG CONVOCATORIA A AUDIENCIAS PUBLICAS DE INTERESADOS Y OSINERG

AUDIENCIA PÚBLICA PRESENTACIÓN Y SUSTENTO DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (INTERESADOS) RESOLUCIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (OSINERG) PUBLICACIÓN DE RESOLUCIONES QUE RESUELVEN LOS RECURSOS

DE RECONSIDERACIÓN (OSINERG) 11 MAR 19 MAY 16 ABR PUBLICACIÓN DE LAS ABSOLUCIONES EN

PÁGINA WEB DEL OSINERG 9d 15d 9d 15d 3d 25d 15d 3d 15d 3d 5d 3d 3d OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO A LA PREPUBLICACIÓN (INTERESADOS) 20d 19d SUGERENCIAS Y OBSERVACIONES SOBRE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (INTERESADOS LEGITIMADOS) 18 FEB a c e g i k m ñ b d f h j l n o

2.2

Propuesta Inicial de ELECTROCENTRO

De acuerdo con lo dispuesto por el Ítem a) del “Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”, ELECTROCENTRO presentó, con fecha 29 de octubre de 2004, el Estudio Técnico Económico que sustenta su propuesta inicial de Tarifas y Compensaciones para su SST correspondiente al periodo mayo 2005 - abril 2007 (en adelante “PROPUESTA INICIAL”).

Cabe señalar, que las tarifas y compensaciones del SST de ELECTROCENTRO fueron fijadas expresamente en el proceso correspondiente al año 2002 y actualizadas el año 2004, las mismas que se encuentran vigentes a la fecha.

Las instalaciones involucradas en la PROPUESTA INICIAL de ELECTROCENTRO son las que corresponden a los sistemas de transmisión siguientes:

• Sistema Cobriza - Huanta – Ayacucho • Sistema Huancavelica

• Sistema Huancayo – Valle del Mantaro • Sistema Pasco

• Sistema Tarma – Chanchamayo • Sistema Huancavelica Rural • Sistema Tablachaca

Como sustento de su propuesta, ELECTROCENTRO ha presentado, en un ejemplar impreso y en medio magnético, la siguiente documentación referente a sus instalaciones:

1) Proyección de la demanda.

2) Costos de inversión.

3) Costos de Operación y Mantenimiento.

4) Cálculo de peajes unitarios

2.2.1

Proyección de la Demanda

ELECTROCENTRO, presentó una proyección de la demanda de energía basada en un modelo econométrico que correlaciona las ventas de energía con las variables PBI nacional y el Índice de Precios al por Mayor (IPM), cuyos resultados se muestran en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 2-1

POPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO Año Demanda _GWh Crecimiento _(%)

2005 345 2006 353 2,31% 2007 361 2,31%

Año Demanda _GWh Crecimiento _(%) 2008 369 2,31% 2009 378 2,31% 2010 387 2,31% 2011 396 2,31% 2012 405 2,31% 2013 414 2,31% 2014 424 2,31% 2015 433 2,31% 2016 443 2,31% 2017 454 2,31% 2018 464 2,31% 2019 475 2,31%

2.2.2 Determinación del Sistema Económicamente

Adaptado

ELECTROCENTRO ha presentado un Sistema Económicamente Adaptado sobre la base del sistema de transmisión existente, el mismo que difiere del SEA correspondiente a las tarifas vigentes. En el Anexo A, se listan las instalaciones correspondientes al SEA de la PROPUESTA INICIAL

2.2.3

Costos de Inversión

ELECTROCENTRO, propone un total de 30 913 miles de US$, como costo de inversión de las instalaciones que conforman su SST, según se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 2-2

PROPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO COSTO DE INVERSIÓN

(Miles US$)

Año Líneas Subestaciones Centro de _Control Total

2005 17 712 12 353 847 30 913 2006 17 712 12 353 847 30 913 2007 17 712 12 353 847 30 913 2008 17 712 12 353 847 30 913 2009 17 712 12 353 847 30 913 2010 17 712 12 353 847 30 913 2011 17 712 12 353 847 30 913 2012 17 712 12 353 847 30 913 2013 17 712 12 353 847 30 913 2014 17 712 12 353 847 30 913 2015 17 712 12 353 847 30 913 2016 17 712 12 353 847 30 913 2017 17 712 12 353 847 30 913 2018 17 712 12 353 847 30 913 2019 17 712 12 353 847 30 913

2.2.4

Costos de Operación y Mantenimiento

El valor del costo anual de operación y mantenimiento propuesto por ELECTROCENTRO para su SST, es de 1 408 miles de US$ anuales, según el detalle que se muestra en el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 2-3

PROPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Miles US$)

Año Operación Mantenimiento Gestión Total 2005 439 629 339 1 408 2006 439 629 339 1 408 2007 439 629 339 1 408 2008 439 629 339 1 408 2009 439 629 339 1 408 2010 439 629 339 1 408 2011 439 629 339 1 408 2012 439 629 339 1 408 2013 439 629 339 1 408 2014 439 629 339 1 408 2015 439 629 339 1 408 2016 439 629 339 1 408 2017 439 629 339 1 408 2018 439 629 339 1 408 2019 439 629 339 1 408

2.2.5

Peajes y Compensaciones

2.2.5.1 Factores de Pérdidas e Ingreso Tarifario

ELECTROCENTRO no presentó propuesta para los factores de pérdidas marginales de energía y potencia, tampoco presentó una propuesta para los correspondientes ingresos tarifarios.

2.2.5.2 Peajes

ELECTROCENTRO propone los siguientes peajes unitarios por su SST:

Cuadro Nº 2-4

PROPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS

(ctms. S/./kW.h)

CBPSE en Puntos de Venta de Energía ( ctm. S/./ kW.h) Concesionarios / SST a) En AT (acumulado) (acumulado) b) En MT ELECTROCENTRO 1,8582 3,6867 ADINELSA 0,4774 0,8027 TOTAL 2,3356 4,4894 ELECTROCENTRO – PASCO 0,0901 3,2740

2.2.6 Impacto

Tarifario

Los peajes propuestos por ELECTROCENTRO resultan mayores en 177,1% y 5778% respecto de los peajes vigentes, según se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 2-5

PROPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO

COMPARACIÓN DE PEAJES SISTEMA HUANCAYO (ctms. S/./kW.h) Valores Acumulados Valor Vigente (A) Propuesta Final Electrocentro (D) C/A -1 Total Peaje MAT - - - Peaje AT 1,0609 2,3356 120,2% Peaje MT 1,6200 4,4894 177,1% (A) Peajes vigentes al 31 de enero de 2004.

Cuadro Nº 2-6

PROPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO

COMPARACIÓN DE PEAJES SISTEMA PASCO (ctms. S/./kW.h) Valores Acumulados Valor Vigente (A) Propuesta Final Electrocentro (D) C/A -1 Total Peaje MAT - - - Peaje AT - - - Peaje MT 0,0557 3,2740 5778% (A) Peajes vigentes al 31 de enero de 2004.

2.3 Primera

Audiencia

Pública

El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia pública para el 3 de diciembre de 2003, con el objeto que los titulares de transmisión, entre ellos ELECTROCENTRO, expongan su propuesta de tarifas y compensaciones para la regulación tarifaria del año 2005.

En concordancia con lo anterior se dispuso la publicación en la página WEB del OSINERG, hasta el 12 de noviembre de 2004, de los estudios técnico económicos presentados por los Titulares de Transmisión con el propósito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a los estudios mencionados y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios relacionados con los estudios tarifarios, durante la realización de la audiencia pública.

De esta forma, se promueve la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento Administrativo General.

2.4

Observaciones del OSINERG a la

Propuesta de ELECTROCENTRO

Con fecha 17 de diciembre de 2004 el OSINERG, a través del Informe OSINERG-GART/DGT N° 085-2004, comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al estudio técnico económico presentado por ELECTROCENTRO.

El referido documento de observaciones ha sido consignado en la página WEB del OSINERG con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, al igual que en el caso de la propuesta de los titulares de transmisión, tengan acceso al documento mencionado y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados.

Las principales observaciones planteadas por el OSINERG se clasificaron como “Observaciones Generales” y “Observaciones Específicas”, las cuales se señalan a continuación:

2.4.1 Observaciones

Generales

1. La proyección de demanda no incluyó la demanda de los clientes libres, y se basó en una serie histórica insuficiente de cuatro años. Por lo que se solicitó se presente un nuevo modelo de proyección de demanda correctamente elaborado.

2. Las instalaciones incluidas no correspondían a un Sistema

Económicamente Adaptado. Al respecto, se solicitó a ELECTROCENTRO, presente una propuesta de manera que incluya instalaciones consistentes con el criterio de SEA de mínimo costo total.

3. No presentó la información que sustente los costos unitarios de los recursos empleados en los costos inversión, operación y mantenimiento, que han variado con respecto a los utilizados en la regulación del año 2002. Por lo que, se solicitó se sustente los costos de los recursos sobre la base de análisis estadísticos de costos de mercado.

4. Los cálculos y archivos sustentatorios presentados fueron incompletos, faltaban los cálculos civiles de fundaciones, cortocircuito, fundaciones, selección de aislamiento e ingresos tarifarios. Por otro lado, las hojas de cálculo presentadas no conservaban los vínculos a los resultados intermedios de otros archivos de cálculo, imposibilitando la verificación de la consistencia de los resultados mostrados y los cálculos efectuados en los archivos. Al respecto, se solicitó a ELECTROCENTRO, presente todos los cálculos justificativos y los archivos informáticos debidamente enlazados.

5. Se presentó información que no está relacionada con los resultados, sobre la que se solicitó su depuración.

2.4.2 Observaciones

Específicas

2.4.2.1 Proyección de la demanda

6. No se presentó la información de sustento de los datos estadísticos empleados para la proyección de la demanda de energía.

7. No se presentó el sustento de la proyección de la máxima demanda de potencia (MW), por lo que se solicitó presente los criterios, metodología y resultados.

8. Los datos empleados para el año 2004, no corresponden a los valores reales ejecutados.

9. No se presentó el sustento de los datos históricos de las variables IPM y PBI empelados en el modelo.

2.4.2.2 Determinación del SEA

10. En la propuesta, se modificó la configuración de las subestaciones con respecto a la configuración de la fijación tarifaria vigente.

11. Las instalaciones propuestas se encontraban sobredimensionadas, por lo que se solicitó se reformule el SEA, de manera que cumpla con el criterio de equilibrio entre la oferta y la demanda.

12. Se incluyeron instalaciones redundantes, tales como transformadores en serie que reducen de alta tensión a media tensión y nuevamente elevan a alta tensión. Así mismo, se propuso una configuración en anillo en el Sistema Huancayo, sin que se presente el sustento debido.

13. No se presentó el sustento técnico económico sobre las características y dimensionamiento del centro de control.

14. No se tuvo en cuenta el Sistema Económicamente Adaptado de Electroandes, donde la subestación Junín se alimenta en 22,9 kV, mientras que ELECTROCENTRO, presenta una configuración en 60 kV.

15. No se tuvo en cuenta el Sistema Económicamente Adaptado de Cemento Andino, que considera la subestación Condorcocha operando a 60 kV con barras de llegada de la subestación Caripa y salida hacia la subestación Ninatambo.

16. Se consideró instalaciones que no forman parte del Sistema de Transmisión, por operar en tensiones menores a 30 kV, siendo estas las siguientes:

ƒ Línea 22,9 kV Oxapampa – Villa Rica ƒ Línea 13,2kV Concepción – Ingenio ƒ Línea 22,9 kV Ingenio – Rumichaca

ƒ Subestación Huancavelica Norte 10/22,9 kV 2,5 MVA ƒ Subestación Rumichaca 22,9 kV 2,6 MVA

ƒ Subestación Chumpe 12,5/22,9 kV 0,5 MVA ƒ Subestación Chaprín 2,4/13,2 kV 3 MVA ƒ Subestación Smelter 2,4/10 kV 1,2 MVA ƒ Celda 22,9 kV en Subestación Villa Rica

17. No se presentaron los archivos magnéticos con los cálculos de sustento de la determinación del SEA, tales como flujos de potencia.

18. Las valorizaciones de las subestaciones no correspondían a sus diagramas unifilares.

19. Falta de información relevante para el análisis, tales como planos de ubicación geográfica de sus instalaciones.

2.4.2.3 Costos de Inversión

20. Los costos de líneas de transmisión empelados, estaban elevados respecto a la fijación de tarifas vigentes, por lo que se solicitó un sustento técnico económico.

21. No se presentó el sustento para la selección del material de las estructuras y de los aisladores.

22. Se duplicaron los costos de cimentación, montaje electromecánico y transporte en los módulos de líneas de transmisión.

23. No se presentaron los cálculos de selección óptima de conductor.

24. Los módulos estándar presentados en los archivos impresos no son los que se emplearon efectivamente en la valorización de las líneas.

25. Se encontraron inconsistencias entre la información impresa y los valores efectivamente empleados en los archivos informáticos.

26. Los gastos financieros se calcularon con una tasa distinta a la empleada en la fijación vigente, que es la tasa activa de mercado promedio ponderado en moneda extranjera o TAMEX, por lo que se solicitó corregir los gastos financieros, con base además, en cronograma de desembolsos y tiempos de construcción optimizados.

27. Se elevaron los costos de las celdas respecto a la fijación vigente, por lo que se solicitó se presente el sustento debido.

28. No se presentó el sustento del costo de inversión del Centro de Control. 29. Se consideró, incorrectamente, un gasto de aduanas único de 14 %, sin

considerar las diferentes tasas arancelarias existentes.

30. No se presentó el sustento de los Costos Indirectos empleado a modo de porcentaje.

2.4.2.4 Costos de Operación y Mantenimiento

31. Los costos de Operación y Mantenimiento presentados son superiores a los valores vigentes, por lo que se solicitó un sustento técnico económico de dichos costos.

32. No se presentó el sustento sobre la necesidad de actividades de mantenimiento ni de los valores de periodicidad anual ni rendimientos asumidos para dichas actividades.

33. Se aplicaron, erróneamente, módulos de 60 kV en líneas de 33 kV.

34. Se adicionó, con relación a la fijación vigente, costos indirectos a las actividades de mantenimiento, sin presentar ningún sustento al respecto.

35. Se presentó un método de costeo de actividades de mantenimiento de manera desagregada, el cual genera ineficiencias sin tener en cuenta las economías de escala.

36. No se ha considerado el valor del dinero en el tiempo para determinar el costo anual de operación y mantenimiento.

37. No se ha presentado el sustento de la operación de las subestaciones en forma “”atendida” distinta a la configuración “no atendida” utilizada en la fijación tarifaria vigente. Por lo que se solicitó que se determine los costos de operación de subestaciones teniendo en cuenta la automatización actividades mediante el centro de control.

38. No se ha prorrateado los costos de operación a la transmisión, teniendo en cuenta que ELECTROCENTRO tiene la actividad de generación y de distribución con los cuales comparte la operación de las subestaciones.

39. No se ha presentado el sustento del costo de personal de operaciones.

40. La estructura de costos del módulo del centro de control presenta un metrado excesivo de materiales, al multiplicar por un factor de nueve innecesario, las cantidades de los elementos empleados en el mantenimiento de RTUs.

41. Los cálculos de costos de gestión no coinciden con el procedimiento descrito en el documento impreso de la propuesta.

42. No se presentó el sustento de los costos de seguridad de subestaciones, mediante el cual se determine la cantidad de vigilantes y el costo unitario de los mismos. Por otro lado, tampoco se ha prorrateado los costos de seguridad a la transmisión, dado que también se comparte con las oficinas administrativas.

43. No se debe incluir el costo de patrullaje, por no ser una actividad estándar.

2.4.2.5 Peajes Secundarios Unitarios, Ingresos Tarifarios y

Factores de Pérdidas Marginales

44. Se encontró errores en el procedimiento de cálculo descrito en el numeral 8.2 de la PROPUESTA INICIAL

45. No se aplicó lo dispuesto en el Decreto Supremo N° 029-2002-EM.

46. Se emplearon datos de demanda del periodo 2004 a 2018, en lugar de los correspondientes al periodo 2005-2019.

47. Se varió la manera de calcular el peaje del sistema Pasco, al emplear únicamente la demanda que atiende ELECTROCENTRO en dicho sistema, en lugar de considerar la demanda total de los sistemas Pasco – Tarma – Chanchamayo.

48. El valor de peaje por transmisión propuesto incluyó, erradamente, únicamente los costos de las líneas de transmisión, sin incluir los valores de las celdas de línea respectivas, las mismas que han sido incluidas como parte del cargo de transformación.

49. No se presentaron los valores para los factores de pérdidas marginales.

50. No se presentaron los valores para ingreso tarifario.

51. Se encontró inconsistencias entre el texto y los archivos informáticos.

52. Se incluyó erróneamente la subestación Incho desde el año inicial, cuando en su propuesta entra en un año posterior.

53. No se ha revisado el régimen de uso de las instalaciones, dada la operación de las centrales de generación existentes.

2.4.2.6 Determinación de la Fórmula de Actualización

54. No se ha presentado el cálculo de los índices de las fórmulas de actualización.

2.5

Respuesta a las Observaciones y

Propuesta Final de ELECTROCENTRO

El 11 de enero de 2004, ELECTROCENTRO remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG y presentó información con los resultados modificados de su estudio (en adelante “PROPUESTA FINAL”).

Con relación a la proyección de la demanda:

1. Para la proyección de la demanda de energía ELECTROCENTRO presentó, luego de analizar distintos modelos en base a variables PBI, IPM, demanda de clientes, inflación y población, un nuevo modelo econométrico, en función de la variable demanda interna, en lugar del IPM

y PBI empleado en la PROPUESTA INICIAL. Para ello, utilizó datos históricos desde el año 1994. Así mismo, se incluyó la demanda de los clientes libres, la que se consideró constante en el horizonte del estudio.

2. La demanda de potencia se calculó sobre la base de la energía proyectada y el factor de potencia registrado para cada localidad.

Los valores del pronóstico de demanda de la PROPUESTA FINAL son:

Cuadro Nº 2-7

Proyección de la Demanda Año Demanda _GWh Crecimiento _(%)

2005 361 2006 372 2,9% 2007 382 2,9% 2008 393 2,9% 2009 405 2,9% 2010 416 2,8% 2011 428 2,8% 2012 440 2,8% 2013 452 2,8% 2014 464 2,7% 2015 477 2,7% 2016 490 2,7% 2017 503 2,7% 2018 517 2,7% 2019 530 2,6%

Con relación a la determinación del SEA:

3. Se realizaron los siguientes cambios:

a. Las líneas en 33 kV del Sistema Huancayo - Valle del Mantaro, se modificaron a 22,9 kV.

b. En el sistema Ayacucho, se cambió la tensión de la línea Ayacucho – Cangallo de 66 kV a 22,9 kV.

c. En el sistema Tarma – Chanchamayo se cambió el punto de alimentación a la subestación Carpapata, eliminando su conexión desde la subestación Condorcocha.

d. En el sistema Oxapampa se cambió la tensión de la línea Yaupi – Oxapampa de 138 kV a 22,9 kV

e. Se eliminaron las instalaciones de transformación redundantes.

4. Se mantiene la configuración en anillo en la ciudad de Huancayo, así como la nueva subestación Incho asociada.

6. No se tomó en cuenta el SEA de Electroandes S.A. ni tampoco el de Cemento Andino S.A.

7. No se optimizaron las instalaciones, las que continúan

sobredimensionadas.

En el Anexo B, se listan las instalaciones correspondientes al SEA de la PROPUESTA FINAL.

Con relación a la determinación del Costo de Inversión:

8. Para las líneas de 60 kV se emplearon los módulos de la fijación tarifaria vigente, a los cuales se añadieron partidas de cimentación. Por otro lado, se modificó el gasto financiero a 9,6% del costo directo.

9. Para el caso de líneas en 22,9 kV se presentaron valorizaciones en base a análisis de costos unitarios.

10. En el caso de subestaciones se emplearon los mismos módulos empleados en la regulación del año 2002 y no los de la fijación tarifaria vigente, que corresponde a la revisión del año 2004.

11. Se adjuntó el detalle de la valorización del centro de control propuesto.

12. Se efectuó una nueva valorización dada la variación en el SEA propuesto, teniendo en cuenta la inversión escalonada de los equipos.

En el cuadro siguiente se muestran el costo de inversión de la PROPUESTA FINAL.

Cuadro Nº 2-8

PROPUESTA FINAL ELECTROCENTRO COSTO DE INVERSIÓN

(Miles US$)

Año Líneas Subestaciones Centro de _Control Total

2005 12 423 7 590 847 20 860 2006 12 423 7 590 847 20 860 2007 12 423 7 590 847 20 860 2008 13 225 8 237 847 22 309 2009 13 225 8 237 847 22 309 2010 13 225 8 398 847 22 470 2011 13 225 8 398 847 22 470 2012 13 225 8 398 847 22 470 2013 13 225 8 398 847 22 470 2014 13 225 8 398 847 22 470 2015 13 225 8 398 847 22 470 2016 13 225 8 398 847 22 470 2017 13 225 8 398 847 22 470 2018 13 225 8 237 847 22 309 2019 14 008 8 317 847 23 172

Con relación a la determinación del Costo de Operación y Mantenimiento:

13. Se presentaron nuevos costos de mantenimiento de líneas y subestaciones.

14. Se mantiene la operación de las subestaciones en forma atendida. No se consideró costos de operación en las subestaciones Chupaca, Oxapampa ni Villarrica.

15. No se modificaron los costos de gestión.

16. Se eliminó el rubro de patrullaje de líneas del costo de seguridad

17. Se consideró el costo del dinero en el tiempo.

18. Se valorizó nuevamente el costos de operación y mantenimiento debido a la variación en la configuración del SEA.

En el cuadro siguiente se muestra el costo de operación y mantenimiento de la PROPUESTA FINAL.

Cuadro Nº 2-9

PROPUESTA FINAL DE ELECTROCENTRO COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Miles US$)

Año Operación Mantenimiento Gestión Total

2005 439 629 339 1061 2006 439 629 339 1061 2007 439 629 339 1061 2008 439 629 339 1140 2009 439 629 339 1140 2010 439 629 339 1158 2011 439 629 339 1158 2012 439 629 339 1158 2013 439 629 339 1158 2014 439 629 339 1158 2015 439 629 339 1158 2016 439 629 339 1158 2017 439 629 339 1158 2018 439 629 339 1140 2019 439 629 339 1160

Con relación al cálculo de las Tarifas y Fórmulas de Actualización:

19. Se modificó el cálculo para hallar el peaje unitario teniendo en cuenta las observaciones realizadas

20. Se presentaron valores de factores de pérdidas en base a las pérdidas medias.

21. Se ha propuesto como ingreso tarifario, los mismos porcentajes de la fijación tarifaria vigente.

22. No se modifica el cálculo para hallar el peaje unitario del sistema Pasco, al no considerar la demanda total de este sistema.

23. No se analizó el régimen de uso de las instalaciones de transmisión, debido a las centrales de generación inmersas en el SST.

24. Presentó nuevas fórmulas de actualización.

En los cuadros siguientes se muestran los peajes unitarios y factores de pérdidas marginales de LA PROPUESTA FINAL.

Cuadro Nº 2-10

(ctms. S/./kW.h)

CBPSE en Puntos de Venta de Energía ( ctm. S/./ kW.h) Concesionarios / SST a) En AT (acumulado) (acumulado) b) En MT ELECTROCENTRO 1,0810 2,3370 ADINELSA 0,3149 0,4218 TOTAL 1,3959 2,7588 ELECTROCENTRO – PASCO - 0,1725 ADINELSA 0,2033 3,0378

TOTAL ELC PASCO 0,2033 3,2103

Cuadro Nº 2-11

FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES ACUMULADOS Factor Alta Tensión (AT)

Acumulado

Media Tensión (MT) Acumulado

Factor de pérdidas marginales de energía (FPME) 1,0165 1,0196 Factor de pérdidas marginales de potencia (FPMP) 1,0268 1,0319

2.6

Publicación del Proyecto de Resolución

Con fecha 18 de febrero de 2005 se publicó la Resolución de Consejo Directivo OSINERG Nº 036-2005-OS/CD, la misma que contiene los “Proyectos de Resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, aplicables para el periodo comprendido entre el 1° de mayo de 2005 y el 30 de abril de 2007” (en adelante “PROYECTO DE RESOLUCIÓN”. Dicha Resolución incluyó las tarifas correspondientes al SST de ELECTROCENTRO. Así mismo, se publicó en la página web del OSINERG la información que la sustenta.

2.7 Segunda

Audiencia

Pública

El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una segunda audiencia pública la misma que se llevó a cabo el 11 de marzo de 2005, en la cual el OSINERG realizó la exposición y sustento de los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el presente procedimiento de fijación tarifaria para los SST.

Cabe resaltar que, la realización de esta audiencia pública se produjo de manera descentralizada y simultánea en tres ciudades del país: Arequipa, Huancayo y Lima, a través de un sistema de multi videoconferencia.

En esta audiencia pública, los consumidores, las empresas concesionarias, las asociaciones de usuarios y demás personas interesadas en la regulación de las tarifas de transmisión secundaria, pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el procedimiento en ejecución y su resultado tarifario y formular sus interrogantes.

Durante esta audiencia pública se produjeron preguntas de los interesados las mismas que se absolvieron en el mismo acto.

2.8 Opiniones y Sugerencias respecto al

Proyecto de Resolución Prepublicado

El 16 de marzo de 2005 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. ELECTROCENTRO mediante documento GR-494-2005 presentó sus opiniones y sugerencias sobre los cargos propuestos por su SST.

Al respecto, el informe OSINERG-GART-AL-2005-045 contiene el análisis correspondiente a los aspectos legales contenidos en las opiniones y sugerencias presentadas por ELECTROCENTRO. Así mismo, en el Anexo G se desarrolla el análisis técnico correspondiente. Como consecuencia de dicho análisis se realizaron las siguientes variantes:

En la configuración del SEA

- En las subestaciones, cuya tensión real es mayor o igual que 30 kV y que en el SEA adquieren una tensión de 22,9 kV, se han considerado celdas de línea, conforme se detalla en el Cuadro 7 del Anexo G

- Se ha incluido las subestaciones Huancavelica Norte 10/22,9 KV - 0,5 MVA, Chumpe 12,5/22,9kV - 0,6 MVA, Chaprín 2,4/22,9kV - 0,6 MVA y Smelter 2,4/10kV - 0,6 MVA.

- En el sistema Tarma – Chanchamayo se ha modificado el conductor de de 120 mm2 a 240 mm2 y se ha considerado los siguientes condensadores en

o En la subestación Condorcocha: 3000 kVAR en el año 2005 y un incremento de 1000 kVAR en el año 2019.

o En la subestación Ninatambo: 1500 kVAR en el año 2015.

o En la subestación Chanchamayo: 500 kVAR el año 2010 y 1000 kVAR adicional el año 2019.

- Se ha modificado la cantidad de celdas alimentadoras en media tensión de las subestaciones siguientes:

Subestación Celda Variación

Ayacucho Celda 22,9 kV - Línea primaria De 3 a 5

Huanta Celda 10 kV - Línea primaria De 1 a 2

Jauja Celda 13,2 kV - Línea primaria De 1 a 3

Alto Marcavalle Celda 10 kV - Línea primaria De 1 a 2

Carhuamayo Celda 10 kV - Línea primaria De 1 a 2

En los Costos de Inversión

- Se ha actualizado los costos de las líneas de 22,9 kV sobre la base de la valorización presentada por ELECTROCENTRO.

- En la línea Ninatambo – Chanchamayo, se ha considerado el costo de postes metálicos presentados por ELECTROCENTRO.

En los Costos de Operación y Mantenimiento

- Como consecuencia de la variación del SEA se ha modificado la valorización de los costos de mantenimiento.

- La valorización de la operación de subestaciones se realiza de acuerdo a una clasificación en atendidas, semiatendidas y no atendidas.

2.9

Análisis del OSINERG

El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por ELECTROCENTRO tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL, así mismo, se ha tenido en cuenta las opiniones y sugerencias presentadas respecto a la prepublicación del PROYECTO DE RESOLUCIÓN.

En este sentido, en el caso de las observaciones al estudio técnico-económico de ELECTROCENTRO, que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG, correspondió a este Organismo Regulador establecer los valores finales y fijar las tarifas y compensaciones dentro de los márgenes que se señalan en la LCE y su Reglamento.

2.9.1

Proyección de la Demanda

En este aspecto, el modelo presentado por ELECTROCENTRO, se basa en variables de amplitud nacional que no pueden validarse como explicativas de la demanda de ELECTROCENTRO que tiene un ámbito regional donde las

actividades económicas no son todas las que se contemplan a nivel nacional. Por otro lado, los datos históricos empleados contienen inconsistencias que conllevan a errores en el análisis presentado.

En consecuencia, se ha procedido a determinar la proyección de la demanda con base en los datos históricos obtenidos de los anuarios estadísticos de OSINERG.

El OSINERG ha utilizado para la proyección de la demanda el Método de Extrapolación de Tendencias, donde la única variable explicativa es el tiempo. Tal como se demuestra en el Anexo G, numeral G.2.1, este método proporciona resultados que son el promedio de las proyecciones pesimistas y optimistas de los modelos econométricos. En este método, la evolución histórica puede evaluarse como un factor de crecimiento que perdurará en la extrapolación de esta tendencia.

El modelo seguido para la proyección de la demanda de energía tiene la siguiente forma:

D(t) = f(D(t-1), αt) (1) Donde:

D(t) : demanda en el tiempo t.

αt : tasa de crecimiento para el tiempo t. D(t-1) : demanda en el tiempo t-1.

f() : función que relaciona la demanda y la tasa de crecimiento.

De la expresión en (1), se estima la tasa de crecimiento, la cual se obtiene de acuerdo a la tendencia seleccionada.

Para el caso de clientes regulados, se ha utilizado una tasa de crecimiento constante que es resultado de la tasa de crecimiento efectivo 2005-2019 determinada por la tendencia seleccionada. En consecuencia, el modelo considerado se representa a través de la siguiente ecuación:

D(t) = D(t-1) * (1 + α) (2)

Cabe señalar que se ha discriminado la demanda de los sistemas aislados. Así mismo, se ha considerado que las demandas de los clientes libres Sinaycocha y SIMSA se mantienen constantes en el horizonte.

Los resultados, así obtenidos, se muestran en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 2-12

ANALISIS OSINERG

Año Clientes _{Libres Regulado} Mercado Total _GWh Crecimiento _(%)

2005 6 096 337 956 344 052 2006 6 096 348 601 354 697 3,09% 2007 6 096 359 582 365 678 3,10% 2008 6 096 370 909 377 005 3,10% 2009 6 096 382 593 388 689 3,10% 2010 6 096 394 644 400 740 3,10% 2011 6 096 407 076 413 172 3,10% 2012 6 096 419 899 425 995 3,10%

Año Clientes _{Libres Regulado} Mercado Total _GWh Crecimiento _(%) 2013 6 096 433 125 439 221 3,10% 2014 6 096 446 769 452 865 3,11% 2015 6 096 460 842 466 938 3,11% 2016 6 096 475 359 481 455 3,11% 2017 6 096 490 332 496 428 3,11% 2018 6 096 505 778 511 874 3,11% 2019 6 096 521 710 527 806 3,11% La demanda incluye las pérdidas en media baja tensión como un 5,58% de las ventas, tomado de los datos de demanda presentados por ELECTROCENTRO.

2.9.2

Determinación del SEA

Debido a que el SEA propuesto por ELECTROCENTRO no corresponde a los criterios de mínimo costo, y que la proyección de la demanda resulta ser distinta a la de la PROPUESTA FINAL, el OSINERG ha procedido a determinar la configuración del SEA del SST de ELECTROCENTRO.

Para dicho fin se ha empleado la información de la fijación de tarifas vigente, y la información, revisada, proporcionada por el titular. Con base en dicha información, se ha optimizado la configuración propuesta, en la que se verifica el cumplimiento de las normas técnicas, mediante análisis de flujos de carga.

Las variaciones relevantes con relación a la PROPUESTA FINAL son los que siguen:

ƒ No se incluyen las instalaciones que no son de transmisión debido a que su nivel de tensión real es menor a 30 kV y por tanto, corresponden ser reguladas en la determinación del Valor Agregado de Distribución (VAD). ƒ En el Sistema Huancayo – Valle del Mantaro, no se considera la

configuración anillo, ni la subestación Incho asociada; dado que ELECTROCENTRO no presentó un análisis técnico económico que sustente que es la alternativa de mínimo costo. En su lugar, se ha empleado una configuración radial, la cual resulta ser menos costosa y permite cumplir con las normas técnicas.

ƒ En el sistema Ayacucho se ha cambiado la tensión de la línea Ayacucho – Cangallo a 33 kV y se ha incluido la subestación Cangallo 33/22,9 kV. Así mismo, se ha tenido en cuenta la operación de la Central Hidroeléctrica Llusita en base a la información presentada por la empresa ADINELSA, que se adjunta en el Anexo E.

ƒ Los sistemas Tayacaja y Pampas se han unido en uno solo en 22,9 kV, dado que ambos se alimentaban mediante líneas paralelas, pertenecientes a ELECTROCENTRO Y ADINELSA, que no correspondían al criterio de mínimo costo. El costo de inversión de la línea equivalente se ha prorrateado entre ADINELSA y ELECTROCENTRO en forma proporcional a la energía que las líneas alimentan.

ƒ En el sistema Tarma – Chanchamayo, se ha cambiado el punto de alimentación a la barra de 60 kV de la subestación Condorcocha del SST adaptado de Cemento Andino.

ƒ Se han optimizado las instalaciones sobredimensionadas de modo que correspondan a la demanda.

En el Anexo D, se listan las instalaciones correspondientes al SEA de ELECTROCENTRO que resulta del análisis del OSINERG.

2.9.3

Determinación de los Costos de Inversión

ELECTROCENTRO ha presentado los costos de inversión líneas y subestaciones sobre la base de los costos de la fijación tarifaria vigente, sobre la cual efectuó ciertas modificaciones, principalmente en el rubro de líneas en 22,9 kV. En cuanto al centro de control, ELECTROCENTRO presentó un costo sobre la base de una propuesta elaborada por una empresa proveedora.

En ese sentido, con relación a los costos de inversión de líneas de transmisión, se ha racionalizado la propuesta de ELECTROCENTRO con base en lo siguiente:

ƒ Se ha eliminado la partida de cimentación de estructuras, dado que ya está considerada dentro de la partida de estructuras vestidas.

ƒ Se ha actualizado los costos de los recursos, con costos promedio de mercado.

ƒ Se ha modificado el porcentaje de gastos financieros de 9,6% a 6%, que es igual al vigente, dado que ELECTROCENTRO no ha presentado sustento debido para su modificación.

ƒ En el caso de las líneas en 22,9 kV, se ha racionalizado la valorización presentada por ELECTROCENTRO; específicamente en los costos de conductores y mano de obra.

Con relación a los costos de inversión de las subestaciones, se ha racionalizado la propuesta de ELECTROCENTRO mediante la actualización de los costos de los recursos, con costos promedios de mercado.

Con relación a los costos de inversión del centro de control, se ha racionalizado la propuesta de ELECTROCENTRO con base en lo siguiente:

ƒ Se ha actualizado los costos de los recursos, con valores promedios de mercado.

ƒ Se ha considerado el sistema de comunicaciones correspondiente, que no estaba previsto en la PROPUESTA FINAL

Cabe señalar que, para determinar los costos de inversión, el OSINERG ha seguido los mismos criterios y procedimiento empleados en la regulación del SST de ELECTROCENTRO en el año 2002, los cuales son los siguientes:

• La determinación del costo de inversión de las líneas de transmisión y subestaciones se ha realizado en base a módulos de líneas definidas técnicamente y de costo eficiente, por la zona geográfica y ámbito del sistema considerado.

• Los costos de equipos y materiales se basan en costos de mercado tomados de diferentes fuentes (nacionales e importados) provenientes de cotizaciones solicitadas a las principales empresas comercializadoras del sector, la base de datos de la información entregada por el OSINERG, licitaciones de compras de la DEP/MEM e información de importación de equipos (Aduanas).

• Los costos de inversión se desagregan por tipo de moneda (nacional y extranjera).

Como resultado se obtuvieron los costos de inversión que se muestran en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 2-13

(Miles US$)

Año Líneas Subestaciones Centro de _Control Total

2005 9 550 6 985 1 044 17 579 2006 9 550 6 985 1 044 17 579 2007 9 550 6 985 1 044 17 579 2008 9 550 6 985 1 044 17 579 2009 9 550 7 035 1 044 17 629 2010 9 550 7 041 1 044 17 635 2011 9 550 7 041 1 044 17 635 2012 9 550 7 041 1 044 17 635 2013 9 550 7 041 1 044 17 635 2014 9 550 7 041 1 044 17 635 2015 9 550 7 107 1 044 17 701 2016 9 550 7 107 1 044 17 701 2017 9 550 7 107 1 044 17 701 2018 9 550 7 107 1 044 17 701 2019 9 550 7 117 1 044 17 712

2.9.4

Determinación de los Costos de Operación y

Mantenimiento

Con relación a los costos de mantenimiento, la PROPUESTA FINAL de ELECTROCENTRO, presentó inconsistencias al considerar un único módulo de mantenimiento para líneas de transmisión de distintas características. Así mismo, no se optimizaron las actividades de mantenimiento de subestaciones, debido a que se emplea las actividades en forma desagregada, en lugar de agruparlas por su similitud y así aprovechar las economías de escala al compartir recursos comunes, tales como movilidad, entre otros. Por otro lado, el titular no presentó el sustento de las periodicidades y rendimientos empleados para las distintas actividades.

Con relación a los costos de operación, ELECTROCENTRO no presentó el sustento de los costos de operación, en el cual se analicen distintas

alternativas, que consideren la automatización de actividades debido a la inclusión del centro de control. En su defecto, mantiene la operación de subestaciones en forma atendida a pesar de que el centro de control permite el ahorro en personal. Por otro lado, en la operación del centro de control, ELECTROCENTRO no consideró el personal adecuado para dicha instalación. Así mismo, en el mantenimiento del centro de control consideró equivocadamente, nueve veces la cantidad propuesta.

Con relación a los costos de gestión, la metodología empleada, por ELECTROCENTRO, se basa en factores aplicados al costo de inversión, por tal motivo dicho costo variará conforme varíe el costo de inversión. Con relación a los costos de seguridad, las hojas que contienen los cálculos correspondientes, muestran valores agregados sin el detalle respectivo, ni tampoco guardan relación con la información impresa de costos de seguridad que adjunta en el Anexo 8.12 de su PROPUESTA FINAL.

En consecuencia, por las razones expuestas anteriormente en este numeral, el OSINERG ha procedido a determinar los costos de operación y mantenimiento sobre la base de las instalaciones que han sido consideradas en el SEA.

Con relación a los costos de mantenimiento

Se ha empleado la metodología del Costeo Basado en Actividades, la cual permite realizar el análisis de cada proceso y de sus actividades visualizando los que tienen mayor incidencia en los costos totales.

Los criterios generales aplicados al mantenimiento de líneas de transmisión y subestaciones son los mismos que los empleados en la regulación del año 2002:

• La configuración evaluada es la del SEA considerado por el OSINERG. • Los salarios del personal se ajustan a precios del mercado.

• Considerando la gran variedad de precios por los mismos equipos y herramientas existentes en el mercado, según marca y procedencia, los costos de equipos y materiales obedecen a precios del mercado con estándares de calidad y seguridad en su manipuleo.

• Los procesos y actividades de mantenimiento obedecen a actividades realizables y aplicables según las características de la infraestructura elegida.

• Los intervalos de intervención y los alcances obedecen al requerimiento de las instalaciones por condiciones climáticas, ubicación geográfica, niveles de tensión, tipo de instalación. Se debe considerar que la instalación es nueva y responde a un SEA.

• Los rendimientos de una actividad responden a las condiciones ambientales, ubicación geográfica de la instalación, calidad del recurso humano y características de la instalación.

Con relación a los costos de operación

• Se considera una configuración de operación mediante personal de operación dedicado a las subestaciones y un centro de control. Para tal efecto las subestaciones se clasifican como atendidas, semiatendidas, compartidas y no atendidas.