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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA * AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA ( 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491 Informe OSINERG-GART/DGT N° 010A-2003 Estudio para la Fijación de Tarifas en Barra Período mayo - octubre 2003 Lima, 10 de abril de 2003
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Estudio para la Fijación de Tarifas en Barra · 2003. 4. 15. · GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA * AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA (224 0487 224 0488 - FAX 224 0491 Informe

Sep 14, 2020

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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

* AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA ( 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe OSINERG-GART/DGT N° 010A-2003

Estudio para la Fijación de Tarifas en Barra Período mayo - octubre 2003

Lima, 10 de abril de 2003

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INDICE RESUMEN EJECUTIVO...........................................................................................4

1. INTRODUCCIÓN................................................................................................7

1.1. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA............................................................. 7 1.2. ASPECTOS METODOLÓGICOS ......................................................................... 8 1.3. RESUMEN DE RESULTADOS ............................................................................ 9 1.4. PRINCIPALES MODIFICACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC.............. 11 1.5. COMPARACIÓN DE LAS VARIACIONES DE LOS PRECIOS EN BARRA EN EL SEIN.. 12 1.6. SISTEMAS AISLADOS.................................................................................... 13

2. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA ....................................................14

2.1. PROPUESTA DEL COES-SINAC................................................................... 15 2.2. PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA....................................................................... 17 2.3. OBSERVACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC.................................. 17 2.4. ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES .......................................................... 17 2.5. PUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN .............................................. 19 2.6. SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA...................................................................... 19 2.7. OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN

PREPUBLICADO ........................................................................................... 20 2.8. FIJACIÓN DE TARIFAS EN BARRA ................................................................... 20

3. PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA ..........................................21

3.1. PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO .................................................................... 21 3.1.1. Precio Básico de la Energía ........................................................... 22 3.1.2. Precio Básico de la Potencia .......................................................... 24

3.2. PREMISAS Y RESULTADOS............................................................................ 25 3.2.1. Previsión de Demanda ................................................................... 25 3.2.2. Programa de Obras ........................................................................ 26 3.2.3. Costos Variables de Operación (CVT)............................................ 30

3.2.3.1. Precios de los Combustibles líquidos .........................................30 3.2.3.2. Precio del Gas Natural ...............................................................31 3.2.3.3. Precio del Carbón.......................................................................32 3.2.3.4. Otros costos en el precio de los combustibles líquidos...............33

3.2.4. Costo de Racionamiento ................................................................ 35 3.2.5. Precio Básico de la Potencia .......................................................... 36 3.2.6. Precio Básico de la Energía ........................................................... 37

4. CARGOS POR TRANSMISIÓN EN EL SPT....................................................38

4.1. SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN ........................................................... 38 4.2. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR) .......................................................... 39

4.2.1. Instalaciones de Transmisión y Transformación............................. 39 4.2.1.1. Red Eléctrica del Perú S.A. (REP) .............................................39 4.2.1.2. Eteselva, Egemsa y San Gabán (Transmisión) ..........................40 4.2.1.3. Transmantaro.............................................................................40 4.2.1.4. Redesur .....................................................................................41 4.2.1.5. ISA ...........................................................................................42

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4.3. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN (COYM)................................................................................. 44 4.3.1. Instalaciones de Transmisión y Transformación............................. 44

4.3.1.1. REP ...........................................................................................44 4.3.1.2. Eteselva .....................................................................................44 4.3.1.3. Transmantaro.............................................................................45 4.3.1.4. Redesur .....................................................................................45 4.3.1.5. Egemsa y San Gabán (Transmisión)..........................................46 4.3.1.6. ISA ...........................................................................................46

4.4. FACTORES DE PÉRDIDAS.............................................................................. 47 4.5. INGRESO TARIFARIO .................................................................................... 49 4.6. PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN...................... 49

4.6.1. Liquidación de contratos BOOT...................................................... 50 4.6.1.1. Liquidación de TransMantaro .....................................................50 4.6.1.2. Liquidación Anual de Redesur....................................................51 4.6.1.3. Liquidación de ISA .....................................................................51 4.6.1.4. Liquidación de REP....................................................................52

4.6.2. Determinación del Peaje por Conexión .......................................... 52

5. TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE .....................................54

5.1. TARIFAS TEÓRICAS ...................................................................................... 54 5.2. COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS TEÓRICOS CON EL PRECIO PROMEDIO

PONDERADO DE LOS CLIENTES LIBRES.......................................................... 56 5.3. TARIFAS EN BARRA...................................................................................... 57

6. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS .....................................................................60

6.1. ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA.................................................. 60 6.2. ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE LA POTENCIA................................................ 61

7. SISTEMAS AISLADOS....................................................................................62

8. ANEXOS ..........................................................................................................63

Anexo A Pérdidas de Distribución, Subtransmisión y Transmisión ................64 Anexo B Interconexión con el Ecuador ..........................................................70 Anexo C Demanda de Cargas Especiales, Incorporadas y Proyectos...........74 Anexo D Plan de Obras de Generación .........................................................83 Anexo E Mantenimiento Mayor de las Centrales (Mediano Plazo) ..............101 Anexo F Precio de los Combustibles ...........................................................108 Anexo G Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Principal de Transmisión112 Anexo H Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de

Transmisión ...................................................................................114 Anexo I Determinación de la Remuneración Anual Garantizada (RAG).....118 Anexo J Comentarios y Observaciones de REP al Proyecto de Resolución125 Anexo K Comentarios y Observaciones de REDESUR al Proyecto de

Resolución.....................................................................................127 Anexo L Precio Básico de la Potencia .........................................................130 Anexo M Relación de Información que sustenta la Resolución de Fijación de

las Tarifas en Barra .......................................................................132 Anexo N Resumen Observaciones y Diagrama Unifilar SEIN......................133

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Resumen Ejecutivo

1) Los Precios en Barra, en los sistemas que se alimentan desde el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”), varían, con respecto a los precios vigentes, en +1,1% para la energía, en +0,1% para la potencia y en +11,9% para el peaje por conexión. Dichas variaciones son inferiores a las de la propuesta del COES-SINAC que eran de +10,6% (caso 1) y +18,8% (caso 2) para la energía1, de +8,2% para la potencia y de 23,7% (incluyendo el cargo por la Garantía por Red Principal del proyecto Camisea) para el peaje por conexión.

2) El siguiente cuadro muestra la variación de los Precios en Barra Promedio en algunas ciudades:

P R E C I O S E N B A R R A Va r i a c i ó n

B a r r a s P o t e n c i a E n e r g í a H P E n e r g í a H F P P r e c i o P.B A R R AP r i n c i p a l e s P P B P E B P P E B F M e d i o b / a - 1

S /./kW-m e s c t m .S/. /kWh ctm.S/ . /kWh c t m .S/. /kWh

Piura 28 ,84 12 ,68 9 ,32 15 ,19 0,8%C h i c l a yo 28 ,62 12 ,51 9 ,24 15 ,06 0,9%T ruj i l lo 28 ,85 12 ,51 9 ,23 15 ,09 0,9%L i m a 30 ,44 12 ,91 9 ,08 15 ,34 2,2%Ic a 30 ,07 12 ,56 9 ,02 15 ,15 1,8%M a r c o n a 30 ,66 12 ,72 9 ,13 15 ,38 1,7%T ingo Mar ía 28 ,64 12 ,38 8 ,90 14 ,76 1,4%C u s c o 25 ,70 10 ,84 7 ,94 13 ,15 1,3%C o m b a p a ta 26 ,26 11 ,18 8 ,20 13 ,53 1,1%T intaya 26 ,81 11 ,54 8 ,50 13 ,94 0,7%J u l i a c a 26 ,86 11 ,65 8 ,53 14 ,00 0,2%S o c a b a ya 27 ,64 11 ,90 8 ,73 14 ,35 0,4%T o q u e p a l a 27 ,53 12 ,44 9 ,24 14 ,85 -0 ,5%T a c n a 27 ,44 12 ,59 9 ,39 14 ,98 -0 ,3%

1 La propuesta del COES-SINAC considera dos (2) casos o escenarios para la determinación del Precio Básico de la Energía, que dependen de los resultados del Concurso Público Internacional de ProInversión para la transferencia al sector privado del contrato de suministro de gas natural de Electroperú.

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3) El impacto de la tarifa sobre el consumidor final de tipo residencial en el SEIN varía entre -1,66% y +1,58%.

4) Para la determinación de las tarifas en el SEIN se ha empleado la propuesta del COES-SINAC y los estudios preparados y/o encargados por el OSINERG a consultores especializados.

5) Las principales premisas consideradas para la fijación de las tarifas en el SEIN fueron:

a) La proyección de la demanda se ha efectuado empleando el modelo econométrico del COES-SINAC, pero se han corregido las pérdidas de transmisión, subtransmisión y distribución (numeral 3.2.1 y Anexo A del presente informe).

b) No se considera la demanda de interconexión con el Ecuador por las razones expuestas en el Anexo B del presente informe.

c) Se ha considerado la demanda de algunas cargas incorporadas y proyectos considerando la documentación presentada por las empresas responsables (numeral 3.2.1 y Anexo C del presente informe).

d) Se ha retirado de la proyección de la demanda, durante el período de análisis, al proyecto Quellaveco, debido a la incertidumbre que existe con relación al inicio de sus operaciones durante el período de análisis y a los continuos retrasos en su ejecución (numeral 3.2.1 y Anexo C del presente informe).

e) Se considera un plan de obras que toma en cuenta una central de 300 MW ciclo simple en agosto de 2004 con gas natural de Camisea. La selección de este escenario factible se sustenta en los resultados de su factibilidad técnica y económica (numeral 3.2.2 y Anexo D del presente informe).

f) Se ha mejorado el programa de mantenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas sobre la base de la información histórica y prácticas estándares recomendadas para cada tipo de unidad de generación (numeral 3.1.1 y Anexo E del presente informe).

g) El precio del gas natural proveniente de Camisea ha sido ajustado para considerar la variación en el Costo del Servicio de transporte y distribución del gas natural por efecto del adelanto en el pago de la garantía por red principal de ductos. Por esta misma razón se han reajustado los precios de gas natural para las centrales

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eléctricas de Malacas y Aguaytía (numeral 3.2.3.2 y Anexo F del presente informe).

h) El Precio Básico de la Potencia se ha obtenido empleando los costos de una unidad Alstom GT11N2 valorizada en la fijación anterior y con sus valores actualizados a marzo de 2003 (numeral 3.2.5 y Anexo L del presente informe).

i) Se ha incorporado en el peaje por conexión unitario al Sistema Principal de Transmisión el cargo por Garantía por Red Principal. El cargo correspondiente a la presente regulación tarifaria es igual a 1,50 US$/kW-mes, de conformidad a lo establecido en el Decreto Supremo N° 046-2002-EM (numeral 4.6.2 del presente informe).

j) Para los cálculos de las Tarifas en Barra del presente informe se han tomado los costos al 31 de marzo de 2003 a fin de cumplir con lo establecido en el Artículo 50° de la Ley de Concesiones Eléctricas (numeral 3.2.3 del presente informe).

6) Las Tarifas en Barra en el caso de los sistemas aislados se han determinado mediante el uso de las correspondientes fórmulas de actualización (numeral 7 del presente informe).

7) En resumen, con respecto a la prepublicación de las Tarifas en Barra, las tarifas han sido reajustadas para tomar en consideración la actualización de los precios de los combustibles, el tipo de cambio, el índice de precios al por mayor y las tasas arancelarias correspondientes de conformidad con lo establecido en la normatividad vigente.

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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 en Barra del período mayo 2003 – octubre 2003. Para su elaboración se ha considerado el estudio técnico económico presentado por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (en adelante “COES-SINAC”) de acuerdo con el Artículo 119° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, así como los estudios desarrollados y/o encargados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG (en adelante “GART”) sobre el particular.

Los principios y los procedimientos mediante los cuales se regulan las tarifas de electricidad en el Perú se encuentran establecidos en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante ”Ley” ó “LCE”), el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “Reglamento”) aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM y en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobado mediante Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD y sus modificatorias.

El estudio determina los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 125º y 126º del Reglamento. Estos están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas.

1.1. Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de regulación tarifaria se inició el 14 de enero de 2003 con la presentación del “Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo de 2003”, preparado por el COES-SINAC y remitido al OSINERG

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para su evaluación. Como parte del proceso regulatorio se convocó la realización de una audiencia pública, la cual se llevó a cabo el 24 de enero de 2003. En esta audiencia el COES-SINAC tuvo la oportunidad de sustentar su propuesta de fijación de tarifas, recibió los comentarios y observaciones de los asistentes y dio una primera respuesta a las observaciones recibidas.

Posteriormente, el 04 de febrero de 2003, el OSINERG remitió al COES-SINAC un informe con las observaciones encontradas al Estudio Técnico Económico señalado anteriormente.

Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por el COES-SINAC con fecha 25 de febrero de 2003.

En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recolectada a lo largo del proceso descrito, incluidos los resultados de los estudios encargados por el OSINERG a consultores especializados sobre temas específicos de la regulación.

1.2. Aspectos Metodológicos El precio básico de la energía se determinó utilizando el modelo matemático de optimización y simulación de la operación de sistemas eléctricos denominado PERSEO.

El precio básico de la potencia, de acuerdo con el mandato del Artículo 47°, literales e) y f) de la Ley, corresponde a los costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual, incluida su conexión al sistema de transmisión.

Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales de energía los cargos por la transmisión involucrada. Los cargos por el Sistema Principal de Transmisión se calcularon aplicando el método establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión y el costo marginal.

Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras. Para este fin se ha tenido en cuenta además lo dispuesto por el Reglamento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios, aprobado mediante Decreto Supremo N° 017-2000-EM del 18 de setiembre del año 2000.

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En lo que respecta a los cargos de peaje secundario, la segunda disposición transitoria de la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD dispuso que “... el Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión a que se refiere el Anexo B de la presente norma, comenzará en esta única oportunidad, antes del 1 de febrero de 2003...”, de modo tal que la fijación correspondiente a dicho procedimiento no resulta coincidente con la fecha en que se aprobarán las Tarifas en Barra. En tal razón, resulta necesario tener en cuenta que en los casos en que la presente resolución haga referencia a factores de pérdidas, a cargos por peaje secundario de transmisión y a factores de actualización de dichos cargos, deberá entenderse que estos corresponden a los aprobados mediante la Resolución OSINERG N° 1417-2002-OS/CD y sus modificatorias, situación que se mantendrá en tanto no se expida la resolución que la reemplace, la cual se ha programado publicarse, aproximadamente, el 16 de julio de 2003.

1.3. Resumen de Resultados El resultado de la comparación de precios libre / teórico ha establecido que el precio promedio ponderado teórico no difiere en más del 10% de su equivalente del mercado no regulado. Por tal motivo no fue necesario efectuar el reajuste en los precios teóricos para constituir los Precios en Barra definitivos. Los precios resultantes para la regulación de Tarifas en Barra del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se resumen en el cuadro siguiente2:

2 Sólo para fines de comparación, en el cuadro siguiente se muestran los peajes del Sistema Principal de Transmisión aprobados mediante la Resolución OSINERG N° 0940-2002-OS/CD y los peajes del Sistema Secundario de Transmisión consignados en la Resolución OSINERG N° 1417-2002-OS/CD y sus modificatorias, debidamente actualizados.

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Cuadro No. 1.1

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1.4. Principales Modificaciones a la Propuesta del COES-SINAC Los resultados anteriores se obtuvieron a partir de la propuesta del COES-SINAC con las modificaciones efectuadas por el OSINERG. La siguiente relación describe los principales cambios incorporados:

• Se considera un plan de obras que toma en cuenta una central de 300 MW ciclo simple en agosto de 2004 con gas natural de Camisea. Ello significa tarifariamente un escenario equivalente al de considerar una central de ciclo simple de 250 MW en agosto de 2004 y una reconversión de esta unidad a una central de 375 MW de ciclo combinado en mayo de 2006. La selección de este escenario factible se sustenta en los resultados de su factibilidad técnica y económica.

• Se ha mejorado el programa de mantenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas sobre la base de la información histórica y prácticas estándares recomendadas para cada tipo de unidad de generación.

• El precio del gas natural proveniente de Camisea ha sido ajustado para considerar la variación en el Costo del Servicio de transporte y distribución del gas natural por efecto del adelanto en el pago de la garantía por red principal de ductos. Como consecuencia de esta corrección, se ha recalculado el precio máximo de referencia del gas natural para las centrales de Aguaytía y Malacas.

• Para la proyección de las ventas de energía se ha utilizado el modelo econométrico del COES-SINAC. Sin embargo, para determinar el consumo a nivel de generación se ha corregido la magnitud de las pérdidas en distribución, subtransmisión y transmisión.

• No se considera la demanda de interconexión con el Ecuador por las razones expuestas en el Anexo B del presente informe.

• Se ha retirado de la proyección de la demanda, durante el período de análisis, al proyecto Quellaveco, debido a la incertidumbre que existe con relación al inicio de sus operaciones y a los continuos retrasos en su ejecución.

• Se ha considerado la interconexión de la demanda de San Martín (Tarapoto, Moyobamba y Bellavista) de acuerdo con la fecha propuesta por el COES-SINAC.

• El Precio Básico de la Potencia se ha obtenido empleando los costos de una unidad Alstom GT11N2 valorizada en la fijación anterior y con sus valores actualizados a marzo de 2003.

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• Para los cálculos de las Tarifas en Barra se han tomado los costos al 31 de marzo de 2003 a fin de cumplir con lo establecido en el Artículo 50° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

1.5. Comparación de las Variaciones de los Precios en Barra en el SEIN Los precios en barra resultantes se han comparado con los precios vigentes al mes de marzo de 2003, obteniéndose los resultados que se muestran a continuación para las principales ciudades del país3.

Cuadro No. 1.2 a ) R E G U L A C I Ó N T A R I F A R I A N O V I E M B R E 2 0 0 2 ( A C T U A L I Z A D A A L 3 1 D E M A R Z O D E 2 0 0 3 )

C O S T O S M A R G I N A L E S P R E C I O S E N B A R R AB a r r a s P o t e n c i a P e a j e C o n e x . P e a j e S e c . E n e r g í a H P E n e r g í a H F P P o t e n c i a E n e r g í a H P E n e r g í a H F P P r e c i o

P r i n c i p a l e s P P M P C S P T C P S E E P E M P P E M F PPB P E B P P E B F M e d i oS/ . /kW-mes S/ . /kW-mes ctm.S/ . /kWh ctm.S/ . /kWh ctm.S/ . /kWh S/ . /kW-mes ctm.S/ . /kWh ctm.S/ . /kWh ctm.S/ . /kWh

Piura 18,12 10 ,38 0 ,00 1 3 , 2 5 9,10 2 8 , 5 0 1 3 , 2 5 9 ,10 15,07Chic layo 17,93 10 ,38 0 ,00 1 3 , 0 8 9,00 2 8 , 3 1 1 3 , 0 8 9 ,00 14,92Tru j i l lo 18 ,10 10 ,38 0 ,00 1 3 , 1 2 9,00 2 8 , 4 8 1 3 , 1 2 9 ,00 14,96L i m a 18,81 10 ,38 0 ,00 1 3 , 3 3 8,84 2 9 , 1 9 1 3 , 3 3 8 ,84 15,00Ic a 18,54 10 ,38 0 ,00 1 3 , 1 8 8,79 2 8 , 9 2 1 3 , 1 8 8 ,79 14,88M a r c o n a 19,18 10 ,38 0 ,00 1 3 , 3 6 8,89 2 9 , 5 6 1 3 , 3 6 8 ,89 15,12T i n g o M a r í a 17,47 10 ,38 0 ,00 1 2 , 9 3 8,69 2 7 , 8 5 1 2 , 9 3 8 ,69 14,56C u s c o 14,38 10 ,38 0 ,00 1 1 , 4 4 7,78 2 4 , 7 6 1 1 , 4 4 7 ,78 12,98C o m b a p a t a 15,11 10 ,38 0 ,00 1 1 , 8 1 8,04 2 5 , 4 9 1 1 , 8 1 8 ,04 13,39Tintaya 15,87 10 ,38 0 ,00 1 2 , 2 2 8,33 2 6 , 2 5 1 2 , 2 2 8 ,33 13,84J u l i a c a 16,44 10 ,38 0 ,00 1 2 , 2 9 8,35 2 6 , 8 2 1 2 , 2 9 8 ,35 13,98Socabaya 16,87 10 ,38 0 ,00 1 2 , 6 0 8,57 2 7 , 2 5 1 2 , 6 0 8 ,57 14,29T o q u e p a l a 17,28 10 ,38 0 ,45 1 2 , 7 5 8,66 2 7 , 6 6 1 3 , 2 0 9 ,11 14,92T a c n a 17,17 10 ,38 0 ,66 1 2 , 6 8 8,58 2 7 , 5 5 1 3 , 3 4 9 ,24 15,03

b ) P R O P U E S T A R E G U L A C I Ó N T A R I F A R I A M A Y O 2 0 0 3

C O S T O S M A R G I N A L E S P R E C I O S E N B A R R A V a r i a c i ó nB a r r a s P o t e n c i a P e a j e C o n e x . P e a j e S e c . E n e r g í a H P E n e r g í a H F P P o t e n c i a E n e r g í a H P E n e r g í a H F P P r e c i o P . B A R R A

P r i n c i p a l e s P P M P C S P T C P S E E P E M P P E M F PPB P E B P P E B F M e d i o b / a - 1S/ . /kW-mes S/ . /kW-mes ctm.S/ . /kWh ctm.S/ . /kWh ctm.S/ . /kWh S/ . /kW-mes ctm.S/ . /kWh ctm.S/ . /kWh ctm.S/ . /kWh

Piura 17,22 11 ,62 0 ,00 1 2 , 6 8 9,32 2 8 , 8 4 1 2 , 6 8 9 ,32 15,19 0 ,8%Chic layo 17,00 11 ,62 0 ,00 1 2 , 5 1 9,24 2 8 , 6 2 1 2 , 5 1 9 ,24 15,06 0 ,9%Tru j i l lo 17 ,23 11 ,62 0 ,00 1 2 , 5 1 9,23 2 8 , 8 5 1 2 , 5 1 9 ,23 15,09 0 ,9%L i m a 18,82 11 ,62 0 ,00 1 2 , 9 1 9,08 3 0 , 4 4 1 2 , 9 1 9 ,08 15,34 2 ,2%Ic a 18,45 11 ,62 0 ,00 1 2 , 5 6 9,02 3 0 , 0 7 1 2 , 5 6 9 ,02 15,15 1 ,8%M a r c o n a 19,04 11 ,62 0 ,00 1 2 , 7 2 9,13 3 0 , 6 6 1 2 , 7 2 9 ,13 15,38 1 ,7%T i n g o M a r í a 17,02 11 ,62 0 ,00 1 2 , 3 8 8,90 2 8 , 6 4 1 2 , 3 8 8 ,90 14,76 1 ,4%C u s c o 14,08 11 ,62 0 ,00 1 0 , 8 4 7,94 2 5 , 7 0 1 0 , 8 4 7 ,94 13,15 1 ,3%C o m b a p a t a 14,64 11 ,62 0 ,00 1 1 , 1 8 8,20 2 6 , 2 6 1 1 , 1 8 8 ,20 13,53 1 ,1%Tintaya 15,19 11 ,62 0 ,00 1 1 , 5 4 8,50 2 6 , 8 1 1 1 , 5 4 8 ,50 13,94 0 ,7%J u l i a c a 15,24 11 ,62 0 ,00 1 1 , 6 5 8,53 2 6 , 8 6 1 1 , 6 5 8 ,53 14,00 0 ,2%Socabaya 16,02 11 ,62 0 ,00 1 1 , 9 0 8,73 2 7 , 6 4 1 1 , 9 0 8 ,73 14,35 0 ,4%T o q u e p a l a 15,91 11 ,62 0 ,45 1 1 , 9 9 8,79 2 7 , 5 3 1 2 , 4 4 9 ,24 14,85 -0 ,5%T a c n a 15,82 11 ,62 0 ,66 1 1 , 9 3 8,73 2 7 , 4 4 1 2 , 5 9 9 ,39 14,98 -0 ,3%

3 Sólo para fines de comparación, en el cuadro siguiente se muestran los peajes del Sistema Secundario de Transmisión consignados en la Resolución OSINERG N° 1417-2002-OS/CD y sus modificatorias, debidamente actualizados.

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 13 de 13

1.6. Sistemas Aislados En los sistemas aislados, abastecidos por centrales no pertenecientes al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, se ha efectuado la actualización de las tarifas empleando las fórmulas de indexación de precios establecidas en los estudios realizados anteriormente.

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 14 de 14

2. Proceso de Regulación Tarifaria

El proceso de Fijación de Tarifas en Barra se realizó de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM4. El OSINERG, en aplicación de la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido, dentro del proceso de regulación de las tarifas de generación, transmisión y distribución, la prepublicación del proyecto de resolución que fije la tarifa así como la realización de audiencias públicas. En el siguiente esquema se resume el proceso que se sigue para la Fijación de las Tarifas en Barra. Las fechas indicadas corresponden a la presente fijación de tarifas, donde a partir de la etapa N° 11 representan fechas límites que pueden variar en caso de adelantarse la fecha de término de alguna de las etapas.

4 En este Informe los términos “Ley” y “Reglamento” se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. N° 25844) y a su Reglamento (D.S. N° 009-93-EM)

respectivamente.

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 15 de 15

Esquema No. 2.1

14ENE

17ENE

24ENE

04FEB

25FEB

28FEB

18MAR

28MAR

15ABR

09MAY

14MAY

21MAY

26MAY

20JUN

25JUN

24ENE

PUBLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN DE TARIFAS EN BARRA

(OSINERG)

PRESENTACIÓN DEL ESTUDIO TÉCNICO

ECONÓMICO(COES-SINAC)

PUBLICACIÓN DEL ESTUDIO TÉCNICO EN

PAGINA WEB DE OSINERG

CONVOCATORIA A AUDIENCIAS PUBLICAS

DE COES-SINAC Y OSINERG

AUDIENCIA PÚBLICA PRESENTACIÓN Y SUSTENTO DEL ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO

(COES-SINAC)

OBSERVACIONES AL ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL

COES-SINAC(OSINERG)

ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES

(COES-SINAC)

AUDIENCIA PÚBLICA EXPOSICIÓN Y SUSTENTO DE CRITERIOS, METODOLOGIA Y

MODELOS ECONÓMICOS (OSINERG)

PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN QUE FIJA LAS TARIFAS

EN BARRA 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

OSINERGCONVOCATORIA 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)

25MAR

21MAY

15ABR

PUBLICACIÓN DE LAS ABSOLUCIONES EN PÁGINA WEB DEL

OSINERG

3 5 7 15 3 12 5 3 15 3 5 3 3

OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO A LA

PREPUBLICACIÓN(INTERESADOS)

11 19

SUGERENCIAS Y OBSERVACIONES SOBRE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

(INTERESADOS LEGITIMADOS)

18MAR

1

3

5

7

9

11

13

15

2

4

6

8

10

12

14

16

14ENE

17ENE

24ENE

04FEB

25FEB

28FEB

18MAR

28MAR

15ABR

09MAY

14MAY

21MAY

26MAY

20JUN

25JUN

24ENE

PUBLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN DE TARIFAS EN BARRA

(OSINERG)

PRESENTACIÓN DEL ESTUDIO TÉCNICO

ECONÓMICO(COES-SINAC)

PUBLICACIÓN DEL ESTUDIO TÉCNICO EN

PAGINA WEB DE OSINERG

CONVOCATORIA A AUDIENCIAS PUBLICAS

DE COES-SINAC Y OSINERG

AUDIENCIA PÚBLICA PRESENTACIÓN Y SUSTENTO DEL ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO

(COES-SINAC)

OBSERVACIONES AL ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL

COES-SINAC(OSINERG)

ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES

(COES-SINAC)

AUDIENCIA PÚBLICA EXPOSICIÓN Y SUSTENTO DE CRITERIOS, METODOLOGIA Y

MODELOS ECONÓMICOS (OSINERG)

PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN QUE FIJA LAS TARIFAS

EN BARRA 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

OSINERGCONVOCATORIA 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)

25MAR

21MAY

15ABR

PUBLICACIÓN DE LAS ABSOLUCIONES EN PÁGINA WEB DEL

OSINERG

3 5 7 15 3 12 5 3 15 3 5 3 3

OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO A LA

PREPUBLICACIÓN(INTERESADOS)

11 19

SUGERENCIAS Y OBSERVACIONES SOBRE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

(INTERESADOS LEGITIMADOS)

18MAR

1

3

5

7

9

11

13

15

2

4

6

8

10

12

14

16

El esquema ilustrado, 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 en Barra.

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

2.1. Propuesta del COES-SINAC Los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión, cuyas instalaciones se encuentren interconectadas conforman un organismo técnico denominado Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC)5 con la finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, garantizando la

5 En el presente informe los términos Sistema Interconectado Nacional (SINAC) o Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se refieren a lo mismo y se utilizan de manera intercambiable. Por razones históricas, ambas denominaciones se han utilizado por las entidades del sector eléctrico para referirse al sistema de generación y a la red de alta y muy alta tensión que interconecta a las principales ciudades de todo el país a partir de octubre del año 2000.

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 16 de 16

seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.

De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 119° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas6, y por el Procedimiento para la Fijación de Tarifas en Barra aprobado mediante la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD, el proceso de regulación tarifaria se inició con la presentación, efectuada por el COES-SINAC el 14 de enero de 2003, del “Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo de 2003”.

En el siguiente cuadro se resume, en términos económicos, la propuesta tarifaria del COES-SINAC:

Cuadro No. 2.1

6 Artículo 119º.- Antes del 15 de Marzo y 15 de Setiembre de cada año, cada COES deberá presentar a la Comisión el estudio técnico-económico de determinación de precios de potencia y energía en barras, de conformidad con las disposiciones contenidas en los Artículos 47º a 50º inclusive, de la Ley, en forma detallada para explicitar y justificar, entre otros aspectos, los siguientes:

a) La proyección de la demanda de potencia y energía del sistema eléctrico;

b) El programa de obras de generación y transmisión;

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

d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos;

e) Los Costos Marginales de Corto Plazo de energía proyectados;

f) Los Precios Básicos de la Potencia de punta y de la energía;

g) Los factores de pérdidas marginales de potencia y de energía;

h) El Costo Total de Transmisión, discriminando los costos de inversión y los de operación y mantenimiento tanto para el Sistema Principal como para los Sistemas Secundarios de Transmisión;

i) Los valores resultantes para los Precios en Barra;

j) La fórmula de reajuste propuesta; y,

k) Cálculo del Ingreso Tarifario esperado en los Sistema Principal y Secundarios de Transmisión, para la fijación del Peaje por Conexión y del Peaje Secundario.

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 17 de 17

2.2. Primera Audiencia Pública De acuerdo a lo establecido en el Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra, el Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia pública para el 24 de enero de 2003, con el objeto que el COES-SINAC exponga su propuesta de tarifas de generación y transmisión para la regulación tarifaria del periodo mayo 2003 - octubre 2003.

En concordancia con lo anterior se dispuso previamente la publicación, en la página WEB del OSINERG, del Estudio Técnico-Económico presentado por el COES-SINAC con el propósito de que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso al estudio mencionado y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios relacionados con el estudio tarifario, durante la realización de la audiencia pública.

De esta forma, se busca lograr 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 mayor 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.

2.3. Observaciones a la Propuesta del COES-SINAC Con fecha 04 de febrero de 2003, el OSINERG comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al Estudio Técnico Económico presentado por el COES-SINAC. En este mismo documento se incluyeron las observaciones y/o comentarios emitidos por los interesados durante la primera audiencia pública.

Inmediatamente después de remitido el informe de observaciones al COES-SINAC, se procedió a la publicación del mismo en la página WEB del OSINERG.

2.4. Absolución de las Observaciones El 25 de febrero de 2003, el COES-SINAC remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG al Estudio Técnico-Económico propuesto y presentó un informe con los resultados modificados de su estudio.

El COES-SINAC, en esta oportunidad, ha propuesto dos escenarios de tarifas sobre la base de los resultados del Concurso Público

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 18 de 18

Internacional de ProInversión relacionado con la transferencia al sector privado del contrato de suministro de gas natural de Electroperú.

En los siguientes cuadros se resume la propuesta del COES-SINAC después de la absolución de las observaciones:

Cuadro No. 2.2 Escenario 1: Si de los resultados del Concurso Público Internacional de ProInversión existe un ganador, considera los tamaños mínimos y fechas del Concurso, es decir, un ciclo abierto de 250 MW para el 09.08.2004 y un ciclo combinado de 375 MW para el 01.05.2006.

Cuadro No. 2.3 Escenario 2: Si de los resultados del Concurso Público Internacional de ProInversión no existe un ganador o se posterga el Concurso más allá de la fecha máxima que tiene el OSINERG para fijar la tarifa de mayo, considera el Programa de Obras del Proyecto Camisea con un ciclo abierto de 300 MW el 01.12.2004.

En el caso de las observaciones al Estudio Técnico-Económico del COES-SINAC que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG, correspondió al OSINERG establecer los valores finales y fijar las tarifas dentro de los márgenes que se señalan en la Ley.

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 19 de 19

2.5. Publicación del Proyecto de Resolución El OSINERG, como resultado de los estudios efectuados para evaluar las premisas y cálculos efectuados por el COES-SINAC para la fijación de las Tarifas en Barra, dispuso la publicación en el Diario Oficial El Peruano y en la página WEB del OSINERG del Proyecto de Resolución que fija las Tarifas en Barra y la relación de información que la sustenta. Asimismo, se dispuso que el Informe OSINERG-GART/DGT N° 010-2003 que sustentaba el Proyecto de Resolución se publicara en la página WEB del OSINERG. Las publicaciones indicadas se realizaron el 18 de marzo de 2003.

Para los cálculos de las Tarifas en Barra, en esta etapa, se tomaron los costos al 28 de febrero de 2003.

El siguiente cuadro resume los precios determinados por el OSINERG después del análisis efectuado:

Cuadro No. 2.4

2.6. Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 25 de marzo de 2003, en la cual la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en la presente regulación tarifaria, así como el sustento del proyecto de resolución que fija las Tarifas en Barra para el período mayo-octubre 2003.

Cabe resaltar que, por primera vez, la realización de esta audiencia pública se produjo de manera descentralizada y simultáneamente en tres ciudades del país: Arequipa, Huancayo y Lima, a través de un sistema de multivideoconferencia.

En esta audiencia pública, los consumidores, las empresas concesionarias, la Defensoría del Pueblo, las asociaciones de usuarios

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 20 de 20

y demás personas interesadas en la regulación de las Tarifas en Barra pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el procedimiento en ejecución y su resultado tarifario. Las opiniones y comentarios vertidos durante dicha audiencia han sido analizados por el OSINERG.

2.7. Opiniones y Sugerencias respecto al Proyecto de Resolución Prepublicado El 28 de marzo de 2003 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre el Proyecto de Resolución que fija las Tarifas en Barra.

El OSINERG ha recibido y analizado las sugerencias presentadas por las empresas Red de Energía del Perú y Red Eléctrica del Sur S.A. al Proyecto de Resolución. El análisis de las mismas se ha incorporado en la redacción de los Anexos J y K del presente informe.

2.8. Fijación de Tarifas en Barra El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por el COES-SINAC tanto en su estudio inicial como en el informe remitido en respuesta a las observaciones formuladas a su Estudio Técnico Económico para la fijación de las Tarifas en Barra. A raíz del análisis que se indica se ha elaborado el presente informe que contiene el resultado de los estudios realizados.

El siguiente cuadro resume los precios determinados por el OSINERG después del análisis efectuado:

Cuadro No. 2.5

Las Tarifas en Barra y sus fórmulas de reajuste, una vez aprobadas, serán publicadas en el Diario Oficial El Peruano y complementa-riamente en la página WEB del OSINERG.

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 21 de 21

3. Precios Básicos de Potencia y Energía

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se extiende desde Tacna por el sur hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte de ciudades del país.

Para el presente período de regulación se destaca:

• El ingreso de las centrales hidroeléctricas de Poechos (15 MW) y Yuncán (130 MW) dentro del horizonte de estudio.

• La inclusión de las primeras unidades que utilizarán el gas natural de Camisea a partir del año 2004.

• La mejora del programa de mantenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas sobre la base de la información histórica y prácticas estándares recomendadas para cada tipo de unidad de generación.

• Incorporación en el año 2006 de la demanda del sistema Tarapoto-Moyobamba-Bellavista incluyendo la pequeña central hidroeléctrica Gera y la central termoeléctrica de Tarapoto.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos en el proceso de determinación de las Tarifas en Barra para el período mayo - octubre 2003.

3.1. Procedimientos de Cálculo Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SEIN.

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3.1.1. Precio Básico de la Energía El precio básico de la energía, cuyos criterios y procedimientos de determinación se encuentran establecidos en el Artículo 125º del Reglamento7, se calculó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo dispuesto en los Artículos 47° al 50° de la Ley8.

7 Artículo 125º.- El Precio Básico de la Energía, a que se refiere el inciso d) del Artículo 47º de la Ley, será calculado mediante el siguiente procedimiento:

a) Se calculará el Valor Presente del producto de la demanda por el respectivo costo marginal de cada período proyectado;

b) Se calculará el Valor Presente de la demanda de cada período proyectado; y,

c) Se obtendrá el cociente de a) y b).

El Valor Presente señalado en los incisos a) y b) serán obtenidos empleando la Tasa de Actualización señalada en el Artículo 79º de la Ley y un número de períodos de 48 meses.

8 Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes

en la siguiente forma:

a) Proyectará la demanda para los próximos cuarentiocho meses y determinará un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período, considerando las que se encuentren en construcción y aquellas que estén contempladas en el Plan Referencial elaborado por el Ministerio de Energía y Minas;

b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta, entre otros: la hidrología, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el artículo 79° de la presente Ley;

c) Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sistema, para los Bloques Horarios que establece la Comisión de Tarifas de Energía, correspondiente al programa de operación a que se refiere el acápite anterior;

d) Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados;

e) Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el artículo 79 de la presente Ley;

f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimiento que se establezca en el Reglamento, considerando como límite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior.

En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este fin un margen adicional, al precio establecido en el párrafo precedente;

g) Calculará para cada una de las barras del sistema un factor de pérdidas de potencia y un factor de pérdidas de energía en la transmisión.

Estos factores serán iguales a 1,00 en la barra en que se fijen los precios básicos;

h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Potencia de Punta por el respectivo factor de pérdidas de potencia, agregando a este producto el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60° de la presente Ley; y,

i) Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor de pérdidas de energía.

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.

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

Artículo 50º.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el artículo 47° deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o septiembre, según se trate de las fijaciones de precio de mayo o de noviembre, respectivamente.

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Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SEIN, se utilizó el modelo PERSEO. Este modelo de despacho de energía multinodal, permite calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programación lineal para determinar la estrategia óptima de operación ante diferentes escenarios de hidrología. Los costos marginales se determinan como el promedio de las variables duales asociadas a la restricción de cobertura de la demanda (2003-2007) para cada uno de los escenarios hidrológicos.

Para representar el comportamiento de la hidrología el modelo PERSEO utiliza los caudales históricos naturalizados registrados en los diferentes puntos de interés. Para el presente estudio se han utilizado los datos de caudales naturales de los últimos 37 años, con información histórica, hasta el año 2001.

La representación de la demanda del sistema se realizó para cada barra en diagramas de carga mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del período de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados se calcularon para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió en sólo dos períodos: punta y fuera de punta (para el período fuera de punta se consideraron los bloques de media y base).

En el caso del mantenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas se ha corregido el programa propuesto por el COES-SINAC sobre la base de la información histórica y prácticas estándares recomendadas para cada tipo de unidad de generación. La corrección señalada se ha efectuado como resultado de los estudios encargados por el OSINERG para la revisión de los programas de mantenimiento de mediano plazo. Un mayor detalle sobre este punto se presenta en el Anexo E del presente informe.

En el caso del costo variable incurrido por la presencia de sólidos en suspensión en el agua turbinada el OSINERG lo considerará, como una solución provisional (la que no constituye una convalidación de los costos utilizados por el COES-SINAC para representar el costo variable de la correspondiente central hidroeléctrica). Sin embargo, con el fin de que se determine el procedimiento definitivo para la incorporación de este costo variable en la determinación de las tarifas, únicamente para condiciones de vertimiento, el OSINERG, solicitará a la Dirección General de Electricidad que, en aplicación del Artículo 239° del Reglamento de la LCE, tenga a bien dictar las disposiciones complementarias para la aplicación del Artículo 106° del mencionado Reglamento.

El modelo PERSEO está constituido por un programa (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las restricciones que definen un problema de programación lineal. Las restricciones una vez construidas son sometidas a un motor de programación lineal (herramienta CPLEX)

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que resuelve el problema de optimización. Las salidas del optimizador lineal son luego recogidas por programas de hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráfico de los resultados.

Información más detallada sobre el modelo PERSEO, sus características, manual de usuario, casos de prueba y datos de las fijaciones tarifarias, se encuentra disponible en la página web de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG: www.cte.org.pe.

3.1.2. Precio Básico de la Potencia El precio básico de la potencia, cuyos criterios y procedimientos de cálculo se encuentran definidos en el Artículo 126º del Reglamento9, se determina a partir de una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El precio básico corresponde a la anualidad de la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual; se considera asimismo los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema,

9 Artículo 126º.- La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47° de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios y procedimientos:

a) Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia:

I) Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47° de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar;

II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar;

III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden;

IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad;

V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y

VI) El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden.

b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión:

I) La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación de capital obtenido con la Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79° de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión.

II) El monto de la Inversión será determinado considerando:

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

2) El costo de instalación y conexión al sistema.

III) Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fiscal.

c) La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento.

La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.

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aprobados mediante la Resolución N° 019-2000 P/CTE publicada el 25 de octubre de 2000.

3.2. Premisas y Resultados A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Finalmente, se presenta la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra.

3.2.1. Previsión de Demanda El modelo empleado para efectuar el pronóstico de ventas de la demanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC, en el cual se ha tenido en cuenta:

• Las pérdidas en distribución reconocidas y esperadas, así como las pérdidas en subtransmisión y transmisión, para los próximos cuatro años. Una discusión mas detallada de las consideraciones tomadas en cuenta sobre este tema puede encontrarse en el Anexo A;

• No se ha considerado la demanda de interconexión con el Ecuador por las razones expuestas en el Anexo B del presente informe.

• La interconexión de la demanda de San Martín (Tarapoto, Moyobamba y Bellavista) de acuerdo con la fecha propuesta por el COES-SINAC.

• La demanda de algunas cargas incorporadas y proyectos considerando la documentación presentada por las empresas responsables. En el Anexo C se consigna las referencias utilizadas y la relación de cargas consideradas para el período de análisis.

• El retiro de la proyección de la demanda del proyecto Quellaveco dada la incertidumbre que existe con relación al inicio de sus operaciones durante el período de análisis y a los continuos retrasos en su ejecución. En el Anexo C se consigna mayor información sobre este tema.

El crecimiento del PBI previsto para el periodo de estudio se ha tomado igual al propuesto por el COES-SINAC.

Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmisión.

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La demanda considerada para el SEIN se resume en el Cuadro No. 3.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERSEO debe ser desagregada por barras.

Cuadro No. 3.1

3.2.2. Programa de Obras El programa de obras está dado por la secuencia de equipamiento de generación y transmisión esperado para ingresar al servicio dentro del periodo de análisis de 48 meses señalado por la LCE.

Para establecer el programa de obras se ha tenido en cuenta aquellas factibles de entrar en operación, considerando las que se encuentran en construcción y aquellas contempladas en el Plan Referencial de Electricidad, entre otras. Se ha prestado atención especial al mantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda orientado al reconocimiento de costos de eficiencia y a la estructuración de los mismos de manera que promuevan la eficiencia del sector.

Una de las premisas importantes del presente estudio está relacionada con la llegada del gas a Lima y su utilización en la generación de energía termoeléctrica. Al respecto, se ha considerado que el gas estaría disponible en agosto del año 2004 y que inicialmente sería utilizado por una central de ciclo abierto de 300 MW en dicho mes, tal como se ha considerado en las últimas regulaciones tarifarias, lo cual se ha demostrado que es técnica y económicamente factible. Como se ha señalado anteriormente esto es equivalente a un escenario que considera una central de ciclo abierto de 250 MW en agosto de 2004 y su reconversión a una central de ciclo combinado de 375 MW en mayo de 2006.

En la Sección D.4 del Anexo D se presenta un análisis de la respuesta dada por el COES-SINAC a la observación del OSINERG relativa a la necesidad de tomar en cuenta el plan de expansión eficiente del sistema para la determinación del Programa de Obras. De dicho análisis se concluye que a partir de la regulación de noviembre 2003, dada la limitación de tiempo para la presente regulación, el COES-SINAC deberá emplear, como referencia principal para la

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determinación del Programa de Obras, el resultado de examinar la expansión óptima del sistema, a fin de efectuar la debida aplicación de lo señalado en el Artículo 47°, inciso a), de la LCE.

El programa de obras de generación y transmisión en el SEIN empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros No. 3.2 y 3.3, respectivamente. Como se ha señalado, la configuración de este programa resulta de considerar el plan más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años para el abastecimiento de la demanda de manera económica.

Cuadro No. 3.2

Cuadro No. 3.3

El Cuadro No. 3.4 presenta la información de las principales características de las centrales hidroeléctricas que actualmente operan en el SEIN.

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Cuadro No. 3.4

A continuación, en el Cuadro No. 3.5 se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes del SEIN.

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Cuadro No. 3.5

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3.2.3. Costos Variables de Operación (CVT) Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variables relacionados directamente a la energía producida por cada unidad termoeléctrica.

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

El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo específico de la unidad (por ejemplo para una TG que utiliza Diesel Nº 2 como combustible el consumo específico se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible (por ejemplo para el Diesel Nº 2 dicho costo se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh o mils/kWh10.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina la función de costo total de las unidades termoeléctricas (sin incluir el combustible) para cada régimen de operación (potencia media, arranques y paradas anuales y horas medias de operación entre arranques); a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro No. 3.8, más adelante, muestra los CVNC resultantes de aplicar el procedimiento indicado.

3.2.3.1. Precios de los Combustibles líquidos En lo relativo al CVC, el precio utilizado para los combustibles líquidos (Diesel Nº 2, Residual Nº 6 y Residual Nº 500) considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente.

En el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras se ha considerado como precios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú S.A. en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional.

10 Un mil = 1 milésimo de US$.

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El Cuadro No. 3.6 presenta los precios de PetroPerú S.A. para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao), así como en las Plantas Mollendo e Ilo, al 31 de marzo de 2003.

Cuadro No. 3.6

De acuerdo con el Artículo 124º del Reglamento11, en la presente regulación, y como resultado de la comparación entre los precios locales del combustible (precios de PetroPerú) y los precios del mercado internacional, se ha encontrado que los precios locales se ubican dentro del precio promedio del mercado internacional calculado durante el último mes (marzo 2003).

Los precios del mercado internacional se han determinado a partir de los precios en la Costa del Golfo de los EE.UU., según los registros del “Platt’s Oilgram Price Report”, agregándole los precios de transporte, seguros, manipulación y aranceles hasta su puesta en el mercado interno.

3.2.3.2. Precio del Gas Natural Según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser tomados de los precios del mercado interno. Sin embargo, para el gas natural no existen en la actualidad precios de mercado interno.

Mediante la Resolución Directoral N° 038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998, se precisó que, para la fijación de las tarifas de energía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG). Esta situación se mantendrá en tanto no existan las

11 Artículo 124º. El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se determinará considerando los siguientes aspectos:

a) ...

c) El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan en el Artículo 50° de la Ley y se tomarán los precios del mercado interno, teniendo como límite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito internacional.

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condiciones que permitan obtener los precios de dicho combustible en el mercado interno.

Por los motivos indicados, en lo sucesivo el precio máximo del gas natural para todas las unidades de generación deberá ser determinado tomando como referencia el precio del gas en Camisea más el costo del transporte y distribución respectiva en Lima12. Sin embargo, para no ocasionar un impacto significativo que pudiera desestabilizar el nivel de las tarifas vigentes y la credibilidad en el marco regulatorio, el precio del gas de Camisea para las demás fuentes de gas natural se ha establecido como un objetivo a alcanzar en el plazo que transcurrirá entre el mes de marzo de 2001 y la fecha prevista como más probable para la llegada del gas a Lima (Resolución Directoral N° 007-2001-EM/DGE). La aplicación de esta recomendación da un precio máximo para la presente regulación igual a 2,199 US$/MMBtu, valor que resulta de asumir una tendencia lineal iniciada en la regulación de mayo 2001.

Es importante destacar que la recomendación anterior establece únicamente el precio máximo a considerar para fines de generación; sin embargo, al inicio se utilizará también para fijar el costo variable combustible de las unidades termoeléctricas que utilizan gas natural.

A partir del proceso de fijación de las Tarifas en Barra de noviembre de 2003, y de acuerdo con lo establecido en el Decreto Supremo N° 055-2002-EM publicado el 21.12.2002 en el Diario Oficial El Peruano, se tomará como precio del mercado interno para los fines a que se refiere el inciso c) del Artículo 124° del Reglamento, el precio único13 que se obtenga como resultado del procedimiento N° 31 C, “Información de Precios y Calidad de Combustible de Gas Natural” aprobado mediante la Resolución Ministerial N° 609-2002-EM/DM, teniendo como límite superior el precio máximo señalado anteriormente.

3.2.3.3. Precio del Carbón Entre los combustibles utilizados para la generación eléctrica, se encuentra el carbón que es consumido en la Central Termoeléctrica Ilo 2. El precio del carbón será expresado en US$/Ton referido a un carbón estándar de Poder Calorífico Superior (PCS) de 6 240 kcal/kg.

El precio para este combustible (39,44 US$/Ton vigente al 31 de marzo de 2003) presentado por la empresa Enersur mediante carta N° ENR/089-2003 del 09.04.2003 ha sido revisado y comparado con el límite superior al precio del carbón calculado por el OSINERG, habiéndose determinado que se encuentra dentro de un rango de

12 El precio del gas natural proveniente de Camisea ha sido ajustado para considerar la reducción en el Costo del Servicio de transporte y distribución del gas natural por efecto del adelanto en el pago de la garantía por red principal de ductos.

13 La información correspondiente al precio único, su fórmula de reajuste y la calidad del gas natural deberá efectuarse una vez al año, el último día hábil de la primera quincena del mes de junio en sobre cerrado. Dicha información tendrá vigencia desde el 1 de julio hasta el 30 de junio del año siguiente.

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precios razonable, por ello será tomado como precio base para la presente fijación tarifaria.

Con el objeto de incluir las variaciones en el precio del carbón en la actualización del precio de la electricidad se ha desarrollado la siguiente relación para actualizar el precio Base del carbón (PPIAEqo):

0

1

0

1

FOBCBFOBCB

BAPPIAEqPPIAEq

×+≡

Donde:

A: 0,3529

B: 0,6471

FOBCB: Precio Referencial FOB del Carbón Bituminoso en US$/Ton

3.2.3.4. Otros costos en el precio de los combustibles líquidos Los precios de los combustibles puestos en cada central se calculan tomando en cuenta el precio del combustible en el respectivo punto de compra, el flete, el tratamiento del combustible y los stocks (almacenamiento) para cada central eléctrica. En este sentido, es posible tomar como referencia la información del Cuadro No. 3.6 (precios del combustible en Lima) y calcular un valor denominado “Otros” para relacionar el precio del combustible en cada central con respecto al precio en Lima. Este resultado se muestra en el Cuadro No. 3.7.

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Cuadro No. 3.7

Con los precios anteriores y los consumos específicos del Cuadro No. 3.4 se determinan los costos variables totales de cada unidad generadora como se muestra en el Cuadro No. 3.8.

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Cuadro No. 3.8

3.2.4. Costo de Racionamiento Se mantiene el costo de racionamiento establecido por el OSINERG para la anterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh.

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3.2.5. Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de Potencia para la presente fijación se ha determinado a partir de la utilización de los costos correspondientes a una unidad GT11N2 Alstom, a la cual se le ha actualizado su valor a marzo de 2003.

No se ha considerado el valor propuesto por el COES-SINAC (73,20 US$/kW-año) por no encontrarse razones que justifiquen el incremento propuesto en los precios.

El Cuadro No. 3.9 muestra los costos utilizados para la unidad y la determinación del precio básico de la potencia. La correspondiente actualización de precios a marzo de 2003 se muestra en el Cuadro No. 3.10.

Cuadro No. 3.9

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Cuadro No. 3.10

3.2.6. Precio Básico de la Energía El Cuadro No. 3.11 presenta el Precio Básico de la Energía en la barra base Lima, el cual se determinó de la optimización y simulación de la operación del SEIN para los próximos 48 meses.

Cuadro No. 3.11

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4. Cargos por Transmisión en el SPT

4.1. Sistema Principal de Transmisión El Sistema Principal de Transmisión (SPT) del SEIN comprende un conjunto de instalaciones que han sido calificadas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM). Este sistema, redefinido a inicios de 2001, no necesariamente forma una red continua. Por un lado, se tienen gran parte de las redes del sistema costero en 220 kV, que se extiende desde Lima hasta Talara. Por otro lado, comprende la línea de transmisión Mantaro – Socabaya en 220 kV, junto con las líneas Tintaya – Azángaro y Cerro Verde – Mollendo, ambas en 138 kV, las líneas Socabaya – Montalvo, Montalvo – Tacna y Montalvo – Puno, en 220 kV. Asimismo, comprende las líneas Tingo María – Huánuco – Paragsha II en 138 kV y la línea Vizcarra – Paramonga Nueva en 220 kV. Asimismo, desde la regulación de mayo 2002 forman parte del Sistema Principal de transmisión del SEIN la L.T. en 138 kV Paragsha II – Huánuco y La L.T. en 220 kV Pachachaca – Oroya – Carhuamayo – Paragsha – Vizcarra (L-224, L-2259, L-2258, L-2254).

Por otro lado, acorde con lo establecido en el Decreto Supremo N° 046-2002-EM el monto recaudado por concepto de la Garantía por Red Principal, correspondiente a la presente regulación tarifaria, tendrá como valor 1,5 US$/kW-mes.

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4.2. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) En cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77° de la Ley14, el VNR de las instalaciones de transmisión que fuera, en algunos casos actualizado y en otros determinado por primera vez, en la Fijación Tarifaria Mayo 2002, se mantendrá en sus valores vigentes.

Por otra parte, de acuerdo con lo señalado en los respectivos Contratos BOOT15 suscritos por el Estado con Redesur y Transmantaro, en esta oportunidad, se ha procedido a actualizar el VNR correspondiente a sus instalaciones que pertenecen al SPT.

Finalmente, con relación a las instalaciones de la Sociedad Concesionaria Red Eléctrica del Perú S.A. (en adelante “REP”) los ingresos proyectados en el Peaje por Conexión y el Ingreso tarifario, calculados con los VNR indicados, excederían la Remuneración Anual Garantizada correspondiente al pago de los consumidores del SEIN para el segundo año (RAG2). Debido a ello, el Peaje por Conexión fue ajustado de manera que los ingresos esperados no superen a la RAG216.

4.2.1. Instalaciones de Transmisión y Transformación A continuación se resumen los criterios utilizados en la determinación del VNR de cada una de las empresas de transmisión eléctrica. Los detalles del análisis efectuado por el OSINERG así como las comparaciones con las propuestas del COES-SINAC se presentan en el Anexo G del presente informe.

4.2.1.1. Red Eléctrica del Perú S.A. (REP) La valorización de las instalaciones de la Sociedad Concesionaria Red Eléctrica del Perú S.A. corresponde a la fijada en la regulación de mayo 2002 y en la Resolución OSINERG N° 1449-2002-OS/CD.

Por otro lado, de acuerdo con el Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN - ETESUR (en adelante el “CONTRATO”) suscrito con fecha 05 de setiembre de 2002 entre el Estado Peruano y la Sociedad Concesionaria Red de Energía del Perú S.A., el OSINERG ha definido los correspondientes valores para

14 Artículo. 77º.- Cada cuatro años, la Comisión de Tarifas de Energía procederá a actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, con la información presentada por los concesionarios.

En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas de Energía incorporará o deducirá su respectivo Valor Nuevo de Reemplazo.

15 Build Own Operate and Transfer 16 De acuerdo con el el Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN -

ETESUR suscrito entre el Estado Peruano y la Sociedad Concesionaria Red de Energía del Perú S.A. (REP), la Remuneración Anual Garantizada (RAG) que corresponde percibir REP está compuesto por la Remuneración Anual Garantizada correspondiente al pago de los consumidores del SEIN (RAG2) y la Remuneración Anual Garantizada correspondiente al pago de los titulares de generación del SEIN (RAG1). La RAG2 ha sido calculada como la diferencia de la RAG y la RAG1.

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asegurar que la Remuneración Anual Garantizada (en adelante “RAG”) debidamente actualizada con el índice que se presenta en el Cuadro N° I.4 del Anexo I, la misma que asciende a US$ 58 833 200, sea íntegramente pagada a la Sociedad Concesionaria. Las proporciones del pago asignados a los generadores y los consumidores finales se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro No. 4.1

El detalle de los cálculos correspondientes se exponen en el Anexo I del presente informe.

4.2.1.2. Eteselva, Egemsa y San Gabán (Transmisión) Como en la mayoría de los casos, en la regulación de tarifas de mayo de 2001, se revisó el VNR de las instalaciones de transporte y transformación de propiedad de Eteselva y Egemsa (transmisión), que para entonces fueron incorporadas al SPT. Por lo tanto, en la fijación de mayo de 2005 corresponderá efectuar la actualización respectiva.

Por otro lado, la instalación de San Gabán (transmisión) que forma parte del SPT, corresponde a la celda de línea en 138 kV en la subestación Azángaro, la misma que fuera separada de la valorización de la L.T. Tintaya – Azángaro, de acuerdo a lo establecido en la Resolución OSINERG N° 1472-2002-OS/CD.

4.2.1.3. Transmantaro De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT de Transmantaro

con el Gobierno del Perú, el VNR de sus instalaciones de transmisión ha sido ajustado utilizando el índice de precios denominado “Finished Goods Less Food and Energy”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor (ver Cuadro N° I.4 del Anexo I). En este sentido, el VNR base ha sido ajustado a febrero de 2003. Los índices, así como los valores ajustados obtenidos se muestran en el siguiente cuadro:

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Cuadro No. 4.2

4.2.1.4. Redesur De acuerdo con lo establecido en la cláusula 5.2.517 y en concordancia con la cláusula 1418 del Contrato BOOT de Redesur con el Gobierno Peruano, el VNR de las instalaciones de transmisión de Redesur ha sido ajustado utilizando el índice de precios denominado “Finished Goods Less Food and Energy”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor (ver Cuadro N° I.4 del Anexo I). En este sentido, el VNR base de las etapas I (set 2000)19 y II (feb 2001)20; han sido ajustados a febrero de 2003. Los índices, así como los valores ajustados obtenidos se muestran en el siguiente cuadro:

17 Cláusula 5.2.5.1 (i) (a).- La tarifa comprenderá la anualidad de la inversión que será calculada aplicando el VNR determinado por el organismo regulador el que será siempre igual al Monto de la Inversión del Adjudicatario, ajustado en cada período de revisión por la variación del Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América.

18 Cláusula 14 (i).- Conforme al sistema legal de Tarifas vigente en el Perú, cuyo órgano regulador es la Comisión de Tarifas Eléctricas, la Sociedad Concesionaria tiene derecho a cobrar al conjunto de concesionarios de generación que entregan electricidad al Sistema Principal de Transmisión, las sumas necesarias para cubrir el valor efectivo de su Costo Total de Transmisión, reajustado anualmente según contempla la cláusula 5.2.5.1.(i) de este contrato.

19 Corresponde a la L.T 220 kV Montalvo – Socabaya. 20 Corresponde a las L.T. 220 kV Montalvo – Tacna y Montalvo – Puno.

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Cuadro No. 4.3

4.2.1.5. ISA De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT de ISA con el Gobierno del Perú, el VNR de sus instalaciones de transmisión pertenecientes al SPT asciende a US$ 57 263 887.

Los valores del VNR correspondientes a la presente regulación se muestran en el Cuadro No. 4.4.

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Cuadro No. 4.4

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4.3. Costos de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión (COyM) Se ha revisado la información suministrada por el COES-SINAC sobre el Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión y se ha corregido, en lo pertinente, para tomar en cuenta costos estándares de operación y mantenimiento según lo determinado por los respectivos estudios realizados.

Es importante destacar que el COyM no se determina para una instalación en particular sino para toda la empresa ya que existen procesos y/o actividades de operación y gestión que están asociadas a todo el conjunto de instalaciones de la misma.

4.3.1. Instalaciones de Transmisión y Transformación A continuación se presenta una discusión sobre las particularidades más importantes, sobre el COyM, de cada una de las empresas de transmisión eléctrica. Los detalles del análisis de OSINERG y comparaciones con las propuestas del COES-SINAC se presentan en el Anexo H.

4.3.1.1. REP El COES-SINAC no ha presentado información sobre costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de REP toda vez que de acuerdo con el CONTRATO el ingreso total que debe percibir corresponde a la Remuneración Anual Garantizada el mismo que asciende a US$ 58 638 000,00. El detalle de los cálculos se presentan en el Anexo I del presente informe.

Para la determinación del peaje anual del SPT, se ha considerado 3,033% la relación del COyM respecto del VNR, cifra que fue establecida en la regulación tarifaria de mayo 2002.

4.3.1.2. Eteselva La información proporcionada sobre el COyM del total de instalaciones pertenecientes a Eteselva es la misma que fuera presentada por el COES-SINAC con ocasión de la fijación tarifaria de mayo 2002.

El siguiente cuadro muestra un resumen de las propuestas efectuadas por el COES-SINAC en las fijaciones tarifarias de mayo de 2001, 2002 y 2003; así como los valores estándar aprobados por el OSINERG.

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Cuadro No. 4.5

Costos de Operación y Mantenimiento de ETESELVA

Regulaciones Tarifarias Propuesta

COES-SINAC

(US$/año)

Costos

Estándar

(US$/año)

Regulación Mayo 2001 2 446 323 1 816 658

Regulación Mayo 2002 2 567 046 1 928 530

Regulación Mayo 2003 2 567 023 1 928 530

El grueso del sustento de la propuesta del COES-SINAC ha sido analizado con profundidad en su oportunidad por el OSINERG y, sobre la base de este análisis, se han fijado en el año 2001 los montos que deben ser asignados al SPT. El correspondiente análisis se encuentra detallado en los informes SEG/CTE N° 019-2001 y SEG/CTE N° 035-2001, los cuales por extensión debe considerarse parte de la presente regulación tarifaria. Asimismo, en el año 2002, el monto regulado anteriormente fue reajustado en el rubro de seguros, de acuerdo con lo informado por la empresa de transmisión y lo analizado por el OSINERG. En consecuencia, en la presente regulación tarifaria, el Costo de Operación y Mantenimiento correspondiente a la empresa ETESELVA es la misma que fuera establecida en la fijación de tarifas de mayo 2002.

4.3.1.3. Transmantaro El costo de operación y mantenimiento de esta empresa fue determinado en el segundo semestre del año 2000, poco antes de la entrada en operación comercial de las respectivas instalaciones. Dichos costos fueron determinados como un costo eficiente esperado de mediano plazo y que incluye actividades de mantenimiento que son realizadas con periodicidad de varios años y, sólo serán revisados una vez que se disponga de información confiable de la experiencia de la operación de esta empresa. En vista de que el COES-SINAC no ha presentado propuesta alguna para los COyM de dicha empresa de transmisión, en la presente regulación se mantendrán los valores vigentes.

4.3.1.4. Redesur La información proporcionada sobre el COyM del SPT perteneciente a Redesur es, esencialmente, similar a la que fuera presentada por el COES-SINAC con ocasión de la fijación tarifaria de mayo 2002, con la diferencia que el rubro del costo de los seguros de infraestructura ha sido incrementado, además de adicionar los rubros correspondientes a Gastos financieros O&M y Asistencia técnica del operador estratégico.

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Con relación al incremento propuesto en el rubro de seguros, Redesur ha ampliado la información proporcionada por el COES-SINAC mediante la presentación de la copia del contrato de pólizas de seguro. El OSINERG ha analizado los montos propuestos y, además, tomando en cuenta que los montos de seguros se han incrementado en el mercado nacional e internacional, considera pertinente actualizar los valores fijados anteriormente.

Los nuevos rubros de Gastos financieros O&M y Asistencia técnica del operador estratégico no han sido considerados por corresponder a una evaluación parcial de los costos de operación y mantenimiento, cuyo detalle fue analizado con anterioridad mediante un estudio ad-hoc que llevó a los valores vigentes del COyM para las instalaciones de Redesur. Para efectuar la revisión de los costos de operación y mantenimiento en general, habría que hacer una revisión completa de estos aspectos. En el Anexo H se efectúa el análisis detallado de cada rubro propuesto.

En consecuencia, el monto anual del COyM que corresponde pagar por el SPT de esta empresa asciende a US$ 2 220 805.

4.3.1.5. Egemsa y San Gabán (Transmisión) Con relación al Costo de Operación y Mantenimiento de estas empresas, el COES-SINAC no ha presentado un estudio o un análisis para determinar los costos estándares de operación y mantenimiento de sus correspondientes instalaciones.

En la regulación tarifaria de mayo 2002 se asumió que la relación del COyM de las instalaciones que forman parte del SPT respecto de su VNR, es del mismo orden de magnitud que la de Etecen. En tal sentido, en la presente regulación se mantiene la misma aproximación establecida.

Debido a la aproximación mencionada, los montos del COyM de estas empresas son de carácter provisional, y serán modificados, en la oportunidad que corresponda, una vez que el OSINERG haya completado los estudios encargados para este fin.

4.3.1.6. ISA Con relación al COyM de ISA, se ha utilizado el porcentaje definido por el Contrato de Concesión correspondiente. En consecuencia, el monto corresponde al valor vigente, el mismo que fuera determinado considerando el VNR de US$ 57 263 887.

En el Cuadro N° 4.6 se resumen los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión que pertenecen al SPT.

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Cuadro No. 4.6

En el Anexo H se presenta el detalle del análisis de OSINERG, así como las comparaciones entre los montos aprobados por el regulador y los propuestos por el COES-SINAC.

4.4. Factores de Pérdidas Los factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energía a partir de las barras de referencia se han calculado considerando el despacho económico del sistema. En este sentido, en el caso de los factores de pérdidas marginales de energía se ha utilizado el modelo Perseo que permite una ponderación apropiada de los factores de pérdidas determinados para las diferentes situaciones hidrológicas, para los diferentes meses y para los diferentes niveles de carga en el sistema.

Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se ha empleado el despacho en la hora de máxima demanda del sistema utilizando un flujo de carga AC; sin embargo, debe tenerse en cuenta que para este caso el despacho de las unidades debe considerar apropiadamente la seguridad del sistema. Los resultados de los factores de pérdidas se presentan en el Cuadro No. 4.7.

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Cuadro No. 4.7

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4.5. Ingreso Tarifario Los Ingresos Tarifarios (IT) de energía de las líneas de transmisión y subestaciones de transformación que forman parte del Sistema Principal de Transmisión han sido determinados con el modelo Perseo. En el Cuadro No. 4.8 se presentan los ingresos tarifarios totales, es decir, los correspondientes a la energía más los de potencia.

Cuadro No. 4.8

4.6. Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión El Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión se calcula como sigue:

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Peaje aVNR COyM IT= + −

Donde:

aVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo en el SPT

COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual

IT = Ingreso Tarifario

4.6.1. Liquidación de contratos BOOT Para el caso de las instalaciones pertenecientes a TransMantaro, Redesur e ISA es necesario tomar en cuenta la siguiente expresión para la determinación del Peaje por Conexión:

ITCOyMLaVNRPeaje A −++= )(

El nuevo término que aparece en la expresión anterior (LA) corresponde a la liquidación anual que es necesario determinar en cumplimiento de lo dispuesto en los respectivos Contratos de Concesión. Por conveniencia, el monto de la liquidación se muestra junto con la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo correspondiente. A continuación se detallan los cálculos efectuados para determinar la liquidación:

4.6.1.1. Liquidación de TransMantaro En el caso de esta empresa de transmisión, el período a liquidar corresponde al 01 de marzo del año 2002 hasta el 28 de febrero del año 2003 y el monto a liquidar resulta US$ 86 114,69 de acuerdo con el detalle que se muestra en el Cuadro N° 4.9.

Cuadro No. 4.9

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4.6.1.2. Liquidación Anual de Redesur El Contrato BOOT de Redesur consta de dos etapas cuya operación comercial se inicia en fechas distintas. La primera etapa se inicia en octubre del año 2000 y la segunda etapa se inicia en marzo del año 2001. De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT la puesta en operación comercial se inicia en la fecha en que se emite el “Acta de Pruebas”.

Para la liquidación de marzo 2002 a febrero 2003, se tienen dos periodos:

• Período 1: 01 marzo 2002 – 30 abril 2002

• Período 2: 01 mayo 2002 – 28 febrero 2003

Para el primer período se aplica la Resolución N° 006-2001 P/CTE y para el segundo período la Resolución OSINERG N° 0940-2002-OS/CD.

El VNR del SPT de la primera etapa corresponde al 25% del VNR total y el de la segunda etapa al 100% del VNR total conforme establece el Contrato BOOT.

La suma de los montos de los períodos 1 y 2 se compara con los montos facturados por Redesur según los cálculos de transferencias efectuados por el COES-SINAC, dando como resultado una liquidación de US$ 16 277,54 de acuerdo con el detalle que se muestra en el Cuadro 4.10. En el Anexo H se efectúa el análisis de la propuesta de Redesur.

Cuadro No. 4.10

4.6.1.3. Liquidación de ISA Para la liquidación correspondiente al período setiembre 2002 a febrero 2003, se aplica la Resolución OSINERG N° 0940-2002-OS/CD.

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La fecha de inicio de la operación comercial de la línea de transmisión perteneciente al SPT Oroya-Carhuamayo-Paragsha-derivacion Antamina fue el 22 de setiembre del año 2002; por lo tanto, el período a liquidar corresponde del 22 de setiembre del año 2002 al 28 de febrero del año 2003 y el monto a liquidar resulta US$ 7 143,02 de acuerdo con el detalle que se muestra en el Cuadro N° 4.11.

Cuadro No. 4.11

4.6.1.4. Liquidación de REP Para la liquidación correspondiente al período setiembre 2002 a febrero 2003, se considera lo estipulado en el Anexo N° 7 numeral 7.0 (Procedimiento de liquidación anual) del Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR. Con la información preliminar de los montos RAG1 y RAG2 reportados preliminarmente por REP, el monto a liquidar resulta en –691 212 US$, tal como puede apreciarse en el Cuadro N° 4.12.

Cuadro No. 4.12

4.6.2. Determinación del Peaje por Conexión El Peaje por Conexión Unitario se calcula dividiendo el Peaje por Conexión entre la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes. Para el presente caso se ha considerado una Máxima Demanda anual esperada igual a 2792,70 MW.

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Con el VNR reconocido para el sistema de transmisión y los costos de operación y mantenimiento señalados anteriormente, el Peaje por Conexión al sistema principal de transmisión resulta: 42,286 US$/kW-año.

El Cuadro No. 4.13 muestra el resultado del cálculo del Peaje por Conexión y del Peaje por Conexión Unitario para el periodo que va desde mayo 2003 hasta abril 2004.

Cuadro No. 4.13

Debe señalarse que el Peaje por Conexión unitario indicado incluye el pago por la Garantía por Red Principal del Proyecto Camisea, que en esta regulación asciende al monto 1,5 US$/kW-mes ó su equivalente 18,961 US$/kW-año.

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5. Tarifas en Barra en Subestaciones Base

La barra de referencia para la aplicación del Precio Básico de la Energía es la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Lima representa alrededor del 50% de la demanda del SEIN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación. Para el Precio Básico de la Potencia se considera como referencia la ciudad de Lima en 220 kV, por ser ésta la ubicación más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SEIN. De acuerdo al último análisis realizado por el OSINERG y por el COES-SINAC, se coincide en señalar que el lugar más conveniente para instalar capacidad adicional de punta es la ciudad de Lima.

5.1. Tarifas Teóricas Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada Subestación Base fueron obtenidas expandiendo los precios básicos con los respectivos factores de pérdidas y se muestran en el Cuadro No. 5.1. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos por transmisión21.

21 Sólo para fines de comparación, en el cuadro siguiente se muestran los peajes del Sistema Principal de Transmisión aprobados mediante la Resolución OSINERG N° 0940-2002-OS/CD y los peajes del Sistema Secundario de Transmisión consignados en la Resolución OSINERG N° 1417-2002-OS/CD y sus modificatorias, debidamente actualizados.

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Cuadro No. 5.1

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Los precios del cuadro anterior, antes de tomarse como Precios en Barra, deben compararse con el precio promedio ponderado del mercado libre, como se indica a continuación. Este precio promedio ponderado se obtiene aplicando a los clientes libres los precios de la facturación del último semestre.

5.2. Comparación de los Precios Teóricos con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas22 y Artículo 129º de su Reglamento,23 se han comparado los precios teóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre.

El Cuadro No. 5.2 muestra el resultado de la comparación entre precios teóricos y libres.

Para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, el precio libre promedio resulta 11,889 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los

22 Artículo. 53º.- Las tarifas que fije la Comisión de Tarifas de Energía, no podrán diferir, en más de diez por ciento, de los precios libres vigentes. El Reglamento establecerá el procedimiento de comparación.

23 Artículo 129º.- Para efectuar la comparación a que se refiere el Artículo 53º de la Ley, los concesionarios y titulares de autorizaciones deberán presentar a la Comisión los contratos de suministro de electricidad suscritos entre el suministrador y el cliente sujeto a un régimen de libertad de precios, y la información sustentatoria en la forma y plazo que ella señale.

Dicha comparación se realizará considerando el nivel de tensión y observando el siguiente procedimiento:

a) Para cada usuario no sujeto a regulación de precios, se determinará un precio medio de la electricidad al nivel de la Barra de Referencia de Generación, considerando su consumo y facturación total de los últimos seis meses. La Barra de Referencia de Generación, es la Barra indicada por la Comisión en sus resoluciones de fijación de Precios en Barra;

b) Con los precios medios resultantes y sus respectivos consumos, se determinará un precio promedio ponderado libre;

c) Para los mismos usuarios a que se refiere el inciso a) del presente artículo, se determinará el precio medio teórico de la electricidad que resulte de la aplicación de los precios de potencia y de energía teóricos al nivel de la Barra de Referencia de Generación a sus respectivos consumos. El precio teórico de la energía se calcula como la media ponderada de los precios de energía, determinados según lo señalado en el inciso i) del Artículo 47° de la Ley y el consumo de energía de todo el sistema eléctrico para los bloques horarios definidos por la Comisión. El precio teórico de la potencia, corresponde a lo señalado en el inciso h) del Artículo 47° de la Ley, pudiendo descontarse de os costos de transmisión;

d) A base de los consumos y los precios medios teóricos, obtenidos en el inciso precedente, se determinará un precio promedio ponderado teórico; y,

e) Si el valor obtenido en el inciso d) no difiere en más de 10% del valor obtenido en el inciso b), los precios de energía determinados según lo señalado en el inciso i) del Artículo 47° de la Ley, serán aceptados. En caso contrario, la Comisión modificará proporcionalmente los precios de energía hasta alcanzar dicho límite.

El precio de la electricidad señalado en el inciso a) del presente artículo, deberá reunir los requisitos y condiciones contenidos en el Artículo 8° de la Ley y en los reglamentos específicos sobre la comercialización de la electricidad a los clientes bajo el régimen de libertad de precios.

La Comisión podrá expedir resoluciones complementarias para la aplicación del presente artículo y publicará periódicamente informes estadísticos sobre la evolución de los precios libres y teóricos de cada uno de los clientes no sujetos al régimen de regulación de precios.

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precios teóricos calculados en el numeral 5.1, el precio ponderado resultante es 12,042 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 1,0128. Esta relación muestra que los precios teóricos no difieren en más del 10% de los precios libres vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía son aceptados como Tarifas en Barra definitivas.

Cuadro No. 5.2

5.3. Tarifas en Barra Dado que el precio teórico queda dentro del rango del 10% del precio libre, los valores resultantes no se ajustaron. En el Cuadro No. 5.3 se muestran los precios, en moneda extranjera, aplicables para la presente fijación de Tarifas en Barra.

El Cuadro N° 5.4 contiene los precios del Cuadro N° 5.3, expresados en Nuevos Soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de marzo de 2003: 3,475 S/./US$24.

24 Sólo para fines de comparación, en el cuadro siguiente se muestran los peajes del Sistema Secundario de Transmisión consignados en la Resolución OSINERG N° 1417-2002-OS/CD y sus modificatorias, debidamente actualizados.

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Cuadro No. 5.3

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Cuadro No. 5.4

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6. Actualización de Precios

Para la actualización de los precios deberán utilizarse básicamente las mismas fórmulas empleadas para las anteriores regulaciones tarifarias de precios en barra.

En lo que sigue de esta sección se presentan los factores que representan la elasticidad de los precios de la electricidad a la variación de los insumos empleados para su formación.

6.1. Actualización del Precio de la Energía Para determinar la incidencia de cada uno de los factores que componen el precio total de la energía del SEIN se debe evaluar el incremento producido en el precio total de la energía ante un incremento de un factor a la vez. La incidencia del tipo de cambio se determina como 100% menos la suma de las incidencias del resto de factores.

A continuación se presentan los factores de reajuste a utilizar para la actualización del precio de la energía (Cuadro No. 6.1).

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Cuadro No. 6.1

6.2. Actualización del Precio de la Potencia En el caso del SEIN el tipo de cambio (M.E.) tiene una participación de 77,1% del costo total de la potencia de punta, mientras que el Índice de Precios al por Mayor (M.N.) tiene el restante 22,9%, como se desprende del Cuadro No. 6.2.

Cuadro No. 6.2

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7. Sistemas Aislados

En los sistemas aislados abastecidos por centrales no pertenecientes al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, se ha efectuado la actualización de las tarifas empleando las fórmulas de indexación de precios establecidas en los estudios realizados anteriormente.

La metodología empleada en dichos estudios no requiere la revisión frecuente de los mismos por cuanto la fórmula de actualización establecida para los precios de los sistemas aislados recoge de manera adecuada las variaciones que se pudieran producir, de un año al otro, en los parámetros que determinan la tarifa.

Cabe señalar que en los estudios efectuados anteriormente para los sistemas aislados, se consideró que la demanda es abastecida con un sistema de generación adaptado a las necesidades de cada carga. Para tal fin se calculó el costo que resulta de agregar las componentes de inversión y de operación y mantenimiento para abastecer cada kWh de la demanda. La multiplicación del consumo total del año por el costo así determinado del kWh debe permitir recuperar los costos anuales de inversión y operación de una instalación suficiente para abastecer la demanda con una reserva adecuada.

Para cada sistema se utiliza el tipo de unidad generadora típica del mismo. Los costos de inversión incluyen la anualidad de la inversión de la unidad de generación, las obras civiles de la central y la subestación eléctrica de salida de la central. Los costos de operación considerados incluyen los costos fijos de personal más los costos variables combustible y no combustible.

Por lo señalado, en esta oportunidad se mantienen también las fórmulas de actualización, para la potencia y energía, establecidas en la fijación de tarifas en barra anterior.

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8. Anexos

A continuación se presentan los anexos al informe. En esta parte se discuten los temas especializados del informe y se analiza la respuesta del COES-SINAC a las observaciones formuladas por el OSINERG (en adelante “OBSERVACIONES”) a su Estudio Técnico Económico para la fijación de las Tarifas en Barra (en adelante “ESTUDIO”). Se adjunta al final una tabla con la lista de observaciones efectuadas, la absolución de las mismas por parte del COES-SINAC (en adelante “ABSOLUCIÓN”) y la acción tomada por el OSINERG respecto a los puntos observados. Asimismo, se adjunta un diagrama unifilar del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

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Anexo A

Pérdidas de Distribución, Subtransmisión y Transmisión

AA..11 PPéérrddiiddaass ddee DDiissttrriibbuucciióónn El COES-SINAC propuso en el ESTUDIO utilizar, para la proyección de las pérdidas de distribución, los porcentajes correspondientes a las pérdidas reconocidas por el OSINERG en las tarifas de distribución, cuyos parámetros de cálculo incluyen los factores de expansión de pérdidas.

Los factores de expansión de pérdidas reconocidos, conforme a lo señalado en la segunda disposición transitoria del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, comprenden las pérdidas estándar y un porcentaje de pérdidas comerciales, donde éstas decrecen anualmente hasta alcanzar las pérdidas estándares técnicas (físicas + comerciales) el 31 de octubre del año 2005.

Las empresas distribuidoras privadas han realizado reducciones de pérdidas de forma muy importante; conforme a los datos históricos se tiene que las pérdidas reales se han situado inclusive por debajo de las pérdidas reconocidas en la tarifa, situación que no puede ser ignorada para propósitos de estimación de la demanda real del sistema. Es decir, que las concesionarias de distribución han respondido, como era de esperarse, a la señal económica contenida en la tarifa a través de sus factores de expansión de pérdidas.

Por ejemplo, en el año 2002 la empresa de distribución eléctrica Luz del Sur ha obtenido 7,3% de pérdidas, valor que se encuentra por debajo del porcentaje reconocido en distribución (9,4%). Ver Gráfico N° A.1.

Asimismo, la empresa Edelnor ha obtenido porcentajes de pérdidas menores o iguales a los valores de la pérdida reconocida en la tarifa de distribución. La evolución de las pérdidas en distribución de ésta empresa se muestra en el Gráfico N° A.2.

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Gráfico N° A.1

Evolución del Porcentaje de Pérdidas en Distribución - Luz del Sur -

10,6% 8,0% 8,2% 8,2% 7,8% 7,3%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

1997 1998 1999 2000 2001 2002

Período

Po

rcen

taje

de

Pér

did

as (%

)

ReconocidaEstándar

Real

Gráfico N° A.2

Evolución del Porcentaje de Pérdidas en Distribución - Edelnor -

8,5%8,8%9,3%9,9%10,0%11,8%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

1997 1998 1999 2000 2001 2002

Período

Po

rcen

taje

de

Pér

did

as (%

)

ReconocidaEstándar

Real

Igualmente el año 2002, Edelnor ha obtenido 8,7% de pérdidas, valor que se encuentra por debajo del reconocido en la tarifa de distribución (8,7%).

Como se puede observar, las dos mayores empresas distribuidoras que tienen el 71% del mercado de distribución han obtenido durante los últimos 6 años valores de pérdidas por debajo de las pérdidas reconocidas. En cuanto a las otras empresas distribuidoras debemos señalar que las empresas Electrocentro, Coelvisa, Hidrandina, Electro Sur Este y Electronorte también vienen obteniendo valores de pérdidas por debajo de las pérdidas reconocidas en la tarifa. El resultado

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histórico de la evolución de las tarifas a nivel nacional es el que se muestra en el Gráfico N° A.3.

Gráfico N° A.3

Evolución del Porcentaje de Pérdidas en Distribución

14,6%

12,4%11,5%

10,3%9,7%

9,0%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

1997 1998 1999 2000 2001 2002

Período

Po

rcen

taje

de

Pér

did

as (%

)

ReconocidaEstándar

Real

El Gráfico N° A.3 muestra que las pérdidas del sistema de distribución a través de los años se encuentran cercanas a los valores reconocidos con una clara tendencia a que las pérdidas reales (ó proyectadas) sean menores que las pérdidas reconocidas por las tarifas.

Gráfico N° A.4

Proyección de las Pérdidas en Distribución (SEIN)

6,0%6,5%7,0%7,5%8,0%8,5%9,0%9,5%

10,0%

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Perd. Reales

Perd.Reconocidas

La respuesta dada por el COES-SINAC a las observaciones del OSINERG sobre el tema de las pérdidas no absuelve de manera satisfactoria los cuestionamientos principales señalados a su propuesta. Al respecto, el COES-SINAC señala lo siguiente:

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“El criterio adoptado por el OSINERG en la regulación tarifaria de mayo 2002, de tomar en cuenta la señal de las pérdidas reconocidas en las tarifas de distribución, es el más adecuado ya que éstas son el resultado de un estudio minucioso que sustenta técnico y económicamente los factores de expansión de pérdidas, además de haber sido efectuado con información mucho más detallada de la que puede manejar el COES. Por lo tanto, es el criterio que el COES estima debe ser aplicado en la presente fijación tarifaria”.

En este sentido, el OSINERG manifiesta lo siguiente:

El COES-SINAC debe tomar en cuenta las pérdidas resultantes en el año 2002 con la finalidad de realizar la proyección de pérdidas para los próximos años. El hecho de que las pérdidas reales finales de distribución a diciembre del 2002 fueron de 9,0% no justifica que el COES-SINAC proponga un nivel de pérdidas similar para el año 2003 (9,0%), especialmente cuando la tendencia de reducción de las pérdidas es decreciente en todos los años (Año 1999: 11,5%, Año 2000: 10,3%, Año 2001: 9,7%, Año 2002: 9,0%).). Es más, las pérdidas reconocidas para el año 2002 fueron de 9,5% y las empresas alcanzaron el 9,0%, es decir, alcanzaron valores por debajo del objetivo establecido en la tarifa.

Por otro lado, el OSINERG ha realizado los cálculos de las pérdidas a partir de la información reportada por las empresas al cuarto semestre de 2002, cuyos datos preliminares han sido validados a través de un balance de energía que se elabora no solo con la información de las ventas sino con las compras de energía y producción propia, por lo que se considera que la fuente de información tomada por el OSINERG es consistente y real.

El COES-SINAC, al haber tomado el criterio que señala, desconoce las pérdidas reales que las empresas vienen alcanzando; como ya se mencionó para los años 1999, 2000, 2001 y 2002 las pérdidas reconocidas en los factores de expansión de pérdidas resultaron siendo mayores a las pérdidas reales alcanzadas debido a que el factor de expansión de pérdidas es una señal que incentiva a las empresas distribuidoras a alcanzar dichos valores y lo real es que las distribuidoras han alcanzado pérdidas por debajo de los valores objetivo reconocidos en las tarifas.

Sobre la base de lo expuesto, los valores propuestos por el COES-SINAC no tienen justificación debido a que estos no reflejan los logros alcanzados por las empresas de distribución ni tampoco la serie histórica de la reducción del porcentaje de pérdidas.

AA..22 PPéérrddiiddaass ddee SSuubbttrraannssmmiissiióónn El COES-SINAC propuso en el ESTUDIO utilizar, para la proyección de las pérdidas de subtransmisión, los porcentajes de pérdidas obtenidos

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en el estudio “Determinación de pérdidas de subtransmisión y distribución” que fuera presentado en el estudio tarifario de noviembre de 2002. Los argumentos de este estudio han sido observados en el proceso de regulación tarifaria de noviembre de 2002 (Anexo A del Informe OSINERG-GART/GRGT N° 081-2002 que sustentó la Resolución N° 1458-2002-OS/CD, que fijó las Tarifas en Barra para el período noviembre 2002 – abril 2003) y desestimados por el OSINERG, por las razones señaladas en el apartado 2.1.2 de la parte considerativa de la Resolución N° 1492-2002-OS/CD que resolvió el Recurso de Reconsideración presentado por el COES-SINAC contra la Resolución N° 1458-2002-OS/CD.

El COES-SINAC, en respuesta a las observaciones del OSINERG sobre las pérdidas de subtransmisión, indica lo siguiente:

“El supuesto de que los porcentajes de pérdidas se mantendrán constantes a lo largo de los próximos años es inconsistente y no responde al menor análisis. La reducción de pérdidas se ha originado por las inversiones efectuadas por las empresas de distribución en reforzar sus redes por lo que existe una correlación entre las inversiones y las pérdidas. OSINERG no proyecta cuáles serán las tendencias de inversión de los próximos años que sustenten el supuesto de pérdidas constantes, ni cómo se modificará el comportamiento natural creciente de dichas pérdidas”.

Al respecto, es necesario señalar que el análisis efectuado por el OSINERG contempló en el cálculo de las tarifas de los sistemas secundarios de transmisión las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda manteniendo los niveles de carga de los circuitos y transformadores en las redes de subtransmisión. En consecuencia, las pérdidas de potencia y energía, en un escenario de mediano plazo, donde no se producen grandes modificaciones de red, pero sí las inversiones necesarias para mantener el nivel adecuado de carga de los circuitos, tienden a mantenerse constantes o reducirse muy moderadamente.

Lo anterior puede ser corroborado con los resultados que sustentan los peajes y las compensaciones por el uso de los sistemas secundarios de transmisión, cuyos informes se encuentran publicados en la página WEB del OSINERG. En los correspondientes cálculos, para la determinación del costo de transmisión se contemplaron los requerimientos de inversión en el periodo de estudio, así como la evolución de los costos de operación y mantenimiento respectivos a fin de mantener el factor de carga en un nivel adecuado.

El sustento de COES-SINAC se apoya en considerar que en el mediano plazo no habrá ninguna inversión, lo cual obviamente no es real. El criterio asumido por el OSINERG, como consecuencia de los estudios tarifarios relacionados con la transmisión secundaria, estipula un nivel porcentual constante de las pérdidas de transmisión, lo que es consistente con un desarrollo necesario y suficiente de las inversiones.

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 69 de 69

El desarrollo adecuado del sistema de transmisión secundaria, así como sus pérdidas estándares asociadas, constituyen un marco de referencia al cual deben tender las redes para un desarrollo eficiente de esa actividad.

De otro lado, es necesario señalar que, a diferencia de otra información solicitada por el COES-SINAC y que le fuera remitida con oficio N° 045-2003-OSINERG-GART (tal como lo menciona el COES-SINAC en el folio 9 de su documento de absoluciones), la información de pérdidas de subtransmisión no fue solicitada en ningún momento por el COES-SINAC para la elaboración de su documento de absoluciones por lo que no es correcta la afirmación “... el OSINERG hasta el momento no ha cumplido con enviar la información ni el sustento correspondiente del porcentaje de pérdidas del año 2002...”. Tanto para el COES-SINAC como para cualquier interesado, la información comercial de las empresas de distribución (valores preliminares al cuarto trimestre) que sustenta, entre otros valores, el porcentaje de pérdidas de subtransmisión del año 2002 se encuentra publicada en la página WEB del OSINERG en el rubro Publicaciones – Información Comercial.

AA..33 PPéérrddiiddaass ddee TTrraannssmmiissiióónn Como resultado de la información comercial de las empresas de distribución al cuarto trimestre (valores preliminares), el COES-SINAC ha efectuado el balance del año 2002, encontrándose como consecuencia de este balance que las pérdidas de transmisión se incrementan a 6,812%. No obstante, este porcentaje no es válido debido a que el COES-SINAC estimó incorrectamente que el consumo propio de centrales era de 224 GWh cuando, según la misma información comercial, se tiene un consumo propio de 307 GWh.

En este sentido, dado que el valor obtenido por el COES-SINAC contiene un error, el OSINERG ha utilizado, para la determinación de este porcentaje el valor de 6,75%, el cual es igual al promedio de los últimos 3 años (es decir, desde la interconexión de los sistemas Centro-Norte y Sur), el mismo que, para la presente regulación tarifaria, representa un valor más apropiado y estable.

De acuerdo con la metodología empleada por el COES-SINAC y el OSINERG este porcentaje se mantendrá constante durante todo el horizonte de estudio; en regulaciones posteriores, para la determinación del porcentaje de las pérdidas de transmisión se deberá verificar los avances que se produzcan como consecuencia del compromiso de reducción de pérdidas de transmisión estipulado en el Contrato de Concesión de los sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN-ETESUR así como el efecto del ingreso al sistema del proyecto Camisea.

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Anexo B

Interconexión con el Ecuador

BB..11 MMaarrccoo RReegguullaattoorriioo Conviene señalar en principio que la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento son disposiciones de derecho interno que no prevén los casos de interconexiones regionales o subregionales. El Artículo 47° literal a) de la LCE se encuentra limitado al territorio nacional. Cualquier intento de proyectar la demanda extranjera no puede estar basado sobre tales disposiciones pues el alcance de las mismas se limita al territorio peruano. Tal proyección tendría entonces que sostenerse en una norma internacional (tratado) o por una norma de derecho comunitario.

La Decisión 536, como norma comunitaria, estableció en su artículo 12 lo siguiente: “El despacho económico de cada país considerará la oferta y la demanda de los Países de la Subregión equivalentes en los nodos de frontera. Los flujos en los enlaces internacionales y, en consecuencia, las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo, se originarán en el despacho coordinado entre Países, de conformidad con las respectivas regulaciones”.

Una de las características de la norma comunitaria andina es que su aplicación prevalece respecto a las normas nacionales que entren en conflicto, con lo cual, en este aspecto, existe coincidencia con la posición del COES-SINAC.

Una segunda característica de la norma comunitaria andina sería la de su aplicación inmediata y directa en el territorio nacional. Sin embargo, muchas veces la norma comunitaria no goza de esta característica. Nos referimos a la excepción impuesta por la naturaleza y características mismas de la Decisión.

En efecto, conforme al Derecho de Integración, el elemento clave para la aplicabilidad directa de una norma comunitaria es su “incondicionalidad” que apunta a que la aplicación de la norma no esté subordinada a medida posterior de los órganos comunitarios de los Estados miembros.

El propio COES-SINAC reconoce que algunas disposiciones de la Decisión 536 (Artículos 16, 19 y 20) no son de aplicación automática sino que requieren de reglamentación interna. En concepto de OSINERG, y a diferencia de lo que sostiene el COES-SINAC, ello sucede igualmente con el Artículo 12° antes trascrito, que requiere del

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desarrollo de una disposición legal interna que tome en cuenta los siguientes aspectos:

a) La Decisión de la Comunidad Andina ha sido diseñada para tratar enlaces internacionales que puedan operar indistintamente como una vía de importación y exportación, de tal forma que satisfagan los principios económicos fundamentales para los cuales deben ser construidos; es decir, permitir por ejemplo el aprovechamiento de la complementariedad hidrológica de tal manera que el beneficio neto para el conjunto de los dos países interconectados, en términos de costo de operación, sea menor al que resultaría de la operación en forma independiente o aislada de ambos países. El enlace Perú – Ecuador es un caso muy particular, puesto que por razones técnicas operativas resulta que solo operaría para permitir la exportación del Perú hacia Ecuador. Esta situación específica no ha sido contemplada, ni siquiera como principio, en la Decisión de la Comunidad Andina y su tratamiento regulatorio será tratado en próximas reuniones de los Organismos Reguladores.

b) En el caso del mercado interno (Perú) las leyes aplicables establecen un conjunto de criterios que se deben tomar en cuenta al definir la oferta y demanda en el cálculo de las tarifas eléctricas. Por ejemplo, el parque de generación deberá definirse considerando el Plan Referencial de Electricidad. Para las ofertas internacionales, no se han definido dichos criterios de modo tal que no hay precisión sobre si se utilizará el Plan Referencial del Ministerio de Energía y Minas del Ecuador, o el plan que utiliza el operador del sistema eléctrico ecuatoriano (CENACE), o el que utilice el regulador (CONELEC), etc.

c) Si se admitiese la premisa de utilizar la demanda del Ecuador para el cálculo de tarifas, por las implicancias del resultado, dicha demanda debería pagar por los cargos aprobados para los precios en barra. En ningún procedimiento está establecido qué se haría en estos casos ni cual sería la forma en que el respectivo suministrador cobraría por la energía consumida (exportada), ni la forma en qué estas transferencias serían liquidadas en las transacciones del COES, etc.

d) La aplicación de los principios contenidos en la Decisión de la Comunidad Andina requieren de reglamentos específicos para el tratamiento de las Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE). En efecto, dichos reglamentos ya han sido desarrollados en Ecuador (publicado en diciembre de 2002) y Colombia (publicado en febrero de 2003). Sin embargo, en el caso del Perú, OSINERG está actualmente desarrollando los estudios que conducirán a la elaboración de una propuesta reglamentaria. Todo ello demuestra que para el caso peruano, a diferencia de Ecuador y Colombia, aún no se dispone de la reglamentación específica.

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En conclusión, el Artículo 12° de la Decisión 536 de la Comunidad Andina, si bien es obligatorio y prevalece respecto del derecho nacional, no es una norma comunitaria de aplicación directa e inmediata sino, por el contrario, se trata de una norma cuya aplicabilidad está supeditada a la armonización de los marcos regulatorios de los países andinos y a un desarrollo legislativo posterior al interior de estos.

BB..22 EEsscceennaarriioo ddee DDeemmaannddaa El COES-SINAC manifiesta que “En lo que respecta a las condiciones de hidrología y demanda a ser utilizadas para efectos del análisis, coincidimos con el OSINERG que éstas deben corresponder a un escenario intermedio”; al respecto, el COES-SINAC menciona que el escenario propuesto es el intermedio ya que existen dos escenarios adicionales en las páginas 103 y 104 del Plan de Electrificación de Ecuador 2002-2011 de carácter más severos (escenarios 5 y 6). A continuación se muestran dichos escenarios:

Cuadro N° B.1

POTENCIA (MW) EQUIVALENTE NECESARIA PARA TENER 10% DE RESERVA DE ENERGÍA. FC=0,7

Hidrología Crecimiento Demanda

Disponibilidad Generadores 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

1 MEDIA MEDIA Todas las unidades - - - - - - - - - -

2 SECA MENOR Todas las unidades 204 - 64 - - - - - - -

3 SECA MENOR Sin unidad más grande 391 158 251 5 - - - - - -

4 SECA MAYOR Todas las unidades 251 63 205 13 58 - - 64 240 423

5 SECA MAYOR Sin Unidad más grande 438 250 392 200 245 - 153 195 371 554

6 SECA MAYOR Sin unidad mayor y sin nueva generación 438 538 692 838 991 1148 1310 1478 1657 1843

Al respecto, se debe recordar que en la metodología de cálculo de la tarifa se ha venido tomando en cuenta lo siguiente:

1. La tarifa se calcula considerando que todas las unidades están disponibles a lo largo del periodo que abarca el estudio, salvo en aquellos momentos en que se cuente con indisponibilidad programada. Bajo esta lógica, tres de los seis escenarios citados por el COES-SINAC no pueden ser incorporados en el análisis pues implican indisponibilidad permanente y por tanto se deben descartar (escenarios 3, 5 y 6).

2. La tarifa eléctrica se calcula considerando proyecciones de demanda de crecimiento medio; tal es así que cuando el COES-SINAC determina el PBI (variable utilizada para proyectar la demanda en el modelo econométrico) para escenarios de crecimiento optimista, pesimista y base (o medio), la proyección de demanda se realiza sobre la base del escenario medio, pues se entiende que dicho escenario es el esperado y su aplicación

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resulta razonable. Al aplicar este criterio resulta claro que se deben omitir del análisis los escenarios 2 al 6.

De este razonamiento resulta claro que el único escenario aplicable es el escenario 1 (demanda media en el horizonte de estudio), dado que corresponde a un escenario de hidrología promedio y crecimiento promedio de la demanda de Ecuador, es decir, el escenario esperado, por lo cual no se encuentra justificación alguna al escenario de demanda propuesto por el COES-SINAC. En este escenario esperado, tal como se aprecia en el Cuadro N° B.1, no hay intercambio de energía hacia Ecuador.

De otro lado, se debe mencionar que el COES-SINAC reconoce en su informe de absolución de observaciones que el valor de la demanda de Ecuador a considerar en el estudio de fijación tarifaría resulta difícil de cuantificar al estar relacionado con los costos marginales en ambos países y que “Ello depende de la fecha de ingreso de nuevos proyectos de generación, su tecnología y costo variable, así como del crecimiento de la demanda y las condiciones hidrológicas esperadas, todo ello para ambos países”. El OSINERG concuerda con dicha afirmación, y de hecho señaló en la correspondiente observación que debe entenderse que la finalidad de la interconexión es la de aprovechar la complementariedad hidrológica que beneficie a ambos países, lo que no permite considerar a alguno de ellos sólo como demanda neta, sino que también en ciertas épocas del año y de acuerdo al parque de generación con que cuente, puede ser considerado como un generador más que debe tomarse en cuenta en el despacho y en la determinación de la tarifa. Dado que el COES-SINAC no ha analizado realmente los proyectos de generación de ambos países, su posición carece de asidero técnico sólido.

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Anexo C

Demanda de Cargas Especiales, Incorporadas y Proyectos

CC..11 PPrrooyyeeccttoo QQuueellllaavveeccoo Antecedentes

El proyecto minero de Quellaveco está ubicado en el valle de Asana a 3500 m.s.n.m. en el distrito de Torata, departamento de Moquegua. Se estiman reservas de mineral cobre de 213 millones de toneladas con una ley de 0,94% y 761 millones de toneladas con una Ley de 0,57%, adicionalmente contenidos de plata y molibdeno.

El yacimiento fue adjudicado por el gobierno peruano en diciembre de 1992 a la empresa minera Mantos Blancos S.A. que es una subsidiaria del grupo Anglo American de Sudáfrica y el IFC del Banco Mundial. Para el desarrollo del proyecto se ha creado la empresa Minera Quellaveco S.A., la cual ha ejecutado los estudios de factibilidad.

La inversión prevista es de US$ 950 millones y se prevé exportar la producción en forma de concentrados. De acuerdo a los estudios, se ha propuesto la explotación de la mina a tajo abierto y procesar el mineral de cobre a través de una planta concentradora, transporte mediante ductos y la exportación de la producción.

Las instalaciones propuestas comprenden la mina a tajo abierto, planta de chancado, concentrador, suministro de agua y todas las instalaciones auxiliares e infraestructura para procesar 64 000 Ton / día de mineral.

El sistema eléctrico demandará 80 MW en la S.E. Quellaveco (planta minera) y 5 MW en la S.E. Chilota (captación de agua). En la zona de Quellaveco, el consumo de energía será para el funcionamiento de un molino SAG (26 000HP), 2 molinos de bola (14 500 HP c/u) y otros equipos asociados como son palas eléctricas (3 000 kW c/u), chancadora, correas, bombas, etc. En la zona de Chilota, el consumo proviene de las bombas que impulsarán el agua hasta la planta de Quellaveco. El factor de carga de Quellaveco sería 85% y el de Chilota 50%

El calendario establecido en 1999 fue:

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Cuadro N° C.1

Fecha Requerimiento Potencia MW S.E. Quellaveco

Potencia MW S.E. Chilota

Julio 2002 4 - Noviembre 2002 7 - Diciembre 2002 10 1

Enero 2003 16 1 Febrero 2003 32 2 Marzo 2003 48 3 Abril 2003 64 4 Mayo 2003 72 4,5

Junio 2003 en adelante 80 5

Análisis de la Información

En el folio 47 del ESTUDIO presentado por el COES-SINAC se indica la incorporación de la carga de Quellaveco para el periodo 2004-2007. Como criterio de fuentes de información para incluir los proyectos, se indica el orden siguiente: compañía responsable, empresa suministradora e informe de APOYO Consultoría.

En el cuadro B-5 del folio 63 del ESTUDIO se muestra la potencia y la energía demandada, su factor de carga y una tabla de probabilidades de cumplimiento. En los folios 180 y 181 se incluye una carta de la Empresa Minera Quellaveco S.A. con su proyección de demanda.

Al respecto, la metodología establecida por el COES-SINAC para determinar la demanda del SEIN se basa en el estudio realizado por la consultora Monenco Agra en 1996, en el cual se plantea obtener la demanda de los nuevos proyectos mineros e industriales sobre la base de encuestas a las grandes cargas en términos de proyectos nuevos. La información de los nuevos proyectos presentada en el estudio de 1996 es resumida en valores de una potencia estimada y fechas de implementación probables. En las encuestas indicadas en los anexos sólo se encuentra información general que no permite evaluar la viabilidad de la realización de los proyectos en las fechas propuestas.

Dado que la inclusión de los proyectos mayores representa incrementos significativos en la demanda, el OSINERG en reiteradas oportunidades ha señalado al COES-SINAC que no es suficiente recoger información general del propietario del proyecto, sino que debe existir una evaluación de los aspectos técnicos, económicos y de mercado, para determinar la viabilidad de considerar un nuevo proyecto industrial o minero en la demanda del sistema. Los requisitos para un proyecto de demanda eléctrica deben ser equivalentes a los que se exige en la oferta de generación, debiendo incorporar como

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variable importante del análisis el precio de los minerales en el mercado internacional.

En el caso particular del proyecto Quellaveco, si se compara la proyección presentada por el COES-SINAC con sus propuestas anteriores, desde el año 1998 (tal como se muestra en el cuadro siguiente) se concluye que este proyecto viene sufriendo continuos retrasos.

Cuadro N° C.2

PROYECCIONES DEMANDA QUELLAVECO (MW)

En razón de los indicados retrasos de este proyecto, el OSINERG, dentro de las OBSERVACIONES al proyecto Quellaveco, solicitó al COES-SINAC una evaluación de la viabilidad técnica y económica sobre la base de Información propia de la empresa respecto a los avances del proyecto (no sólo estimaciones).

Al respecto, con relación a la proyección de la demanda de los proyectos (numeral 9 de las OBSERVACIONES), el COES-SINAC señala que es imposible de cumplir con el requerimiento de información sobre la evaluación técnica y económica de los proyectos mineros por ser información de carácter reservado.

Con relación al proyecto Quellaveco (numeral 10 de las OBSERVACIONES), el COES-SINAC sólo efectúa comentarios sobre el problema de suministro de agua, las prioridades de inversión de Anglo American y la competencia de otros países en la producción de cobre en el ámbito mundial.

Sin embargo, sobre el suministro de agua, el comentario del COES-SINAC no concluye con la solución del problema limitándose a mencionar que son minoritarios los proyectos que no encuentran resistencia a su ejecución. Señala el COES-SINAC que “... cuando la empresa solicitó licencias de uso de aguas subterráneas, el Gobierno recibió más de treinta cartas oponiéndose a tal pedido.” e indicando, de manera general, que las empresas mineras están acostumbradas a lidiar con estos inconvenientes.

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Anglo American, en forma oficial, señala en su página web (www.angloamerican.co.uk), que el proyecto Quellaveco tiene los estudios de factibilidad terminados pero que aún no ha tomado la decisión de ejecutarlo.

Asimismo, hasta el año 2000, se conocía del interés de los responsables del proyecto Quellaveco de comprar energía eléctrica a los actuales concesionarios de generación, pero no existe a la fecha ningún compromiso a firme. Según la empresa responsable, la ejecución del proyecto Quellaveco está relacionada con los precios del mineral en el mercado mundial. Al respecto esta empresa, mediante oficio QVC-CE-1579 emitido en setiembre de 2002, mencionó con relación al retraso en el inicio de la ejecución del proyecto que “... las condiciones económicas no son las más favorables para realizar una inversión de la magnitud requerida por el proyecto, entre ellas el precio del cobre”.

En resumen, el COES-SINAC sólo ha respondido en forma parcial a las observaciones sin presentar nuevos elementos de juicio para justificar la fecha de ingreso de Quellaveco, ni absolver las observaciones respecto a los retrasos del proyecto.

Del mismo modo, el COES-SINAC no ha cumplido tampoco con presentar la justificación técnica y económica de la fecha de entrada del proyecto para sustentar su probable ejecución en el tiempo. En las respectivas OBSERVACIONES se le indicó que existen casos de proyectos mineros cuya ejecución depende del precio de los minerales en el mercado internacional. Así sucedió en el caso de la Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. quien, en la fijación tarifaria noviembre 2001, comunicó que tendría incrementos de demanda del orden de 5 MW (2003) y 40 MW (2003) para después, en la regulación siguiente, informar que no tendría ningún incremento en su consumo. Igualmente, como acaba de suceder con la ampliación de Southern Peru Copper Corporation que fue propuesta en la regulación tarifaria de noviembre 2002, con una demanda de 45 MW a partir del año 2006, y que en la presente regulación no ha sido considerada por el responsable del proyecto, en cuya carta no da explicación alguna de esta decisión, que afecta sustancialmente las proyecciones de demanda para propósitos tarifarios. Esta situación, por tanto, demuestra que la metodología de las encuestas, sin una evaluación debida de los proyectos, no es satisfactoria para su incorporación en las proyecciones de demanda con fines tarifarios.

En este sentido, considerando los antecedentes mencionados, las cartas presentadas por el COES-SINAC como justificación de la fecha para la ejecución del proyecto son insuficientes para determinar la aceptación del ingreso del mismo, con un razonable grado de confianza.

Por lo expuesto, se concluye que no es pertinente incorporar el proyecto dentro del período de análisis del ESTUDIO hasta que se

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tenga la documentación y evaluación necesarias que justifiquen su inclusión en la proyección de la demanda.

CC..22 OOttrrooss PPrrooyyeeccttooss ddee DDeemmaannddaa A continuación se adjunta la documentación suministrada al OSINERG por las empresas responsables de los proyectos considerados en la propuesta del COES-SINAC: La Zanja, Tantahuatay y Tambo Grande.

Según se puede apreciar de la información suministrada, se tiene lo siguiente:

• La Compañía de Minas Buenaventura, responsable de los proyectos La Zanja y Tantahuatay, presenta sus estimados de demanda y las fechas probables de inicio y duración de los mismos. No obstante, informa que dichos proyectos se encuentran a la fecha en evaluación sin contar aún con un estudio de factibilidad definitivo. Concluye la empresa que “... al encontrarse ambos proyectos en estudio, ciertamente no hay a la fecha un diseño de financiamiento y su estructura”.

• La empresa Manhattan Sechura Cía. Minera S.A., responsable del proyecto Tambo Grande, presenta sus estimados de demanda y la fecha probable de inicio y duración del mismo. Con relación a los avances del proyecto, esta empresa indica haber presentado el Estudio de Impacto Ambiental para su evaluación.

En consecuencia, dado que los proyectos de la Compañía de Minas Buenaventura se encuentran aún en evaluación y sin financiamiento, no existe un sustento válido para incorporar sus estimaciones en la proyección de la demanda del SEIN, ni aún asignándole una probabilidad, ya que no se ha demostrado que dichos proyectos cuenten con un avance en sus gestiones que justifique un compromiso firme de inversión en el futuro. En el caso del proyecto Tambo Grande se considerará su inclusión en la presente regulación tarifaria y se evaluarán sus avances en las posteriores regulaciones tarifarias.

Adicionalmente, cabe mencionar que el COES-SINAC en su ABSOLUCIÓN, no ha presentado documentación adicional que sustente sus afirmaciones respecto a mantener los proyectos de La Zanja y Buenaventura en la proyección de la demanda.

Se adjuntan a continuación los siguientes documentos que sustentan el cuadro anterior:

• Carta s/n de Compañía de Minas Buenaventura, recibida el 04.03.2003

• Carta s/n de Manhattan Sechura Cía. Minera S.A., recibida el 03.03.2003

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CC..33 CCaarrggaass IInnccoorrppoorraaddaass Tal como mencionara el COES-SINAC en su absolución de las observaciones, para efectos de representar la demanda de dichas cargas en la proyección de demanda del SEIN, se debe adicionar las pérdidas correspondientes a los valores de ventas registrados en el año 2002.

En este sentido, el COES-SINAC señala que las demandas del año 2002, de dichas cargas incorporadas, incluyendo sus pérdidas, corresponden a los valores de 103 y 67,25 GWh, respectivamente, sin hacer referencia a la fuente de información.

Sin embargo, de acuerdo con la información suministrada por la empresa distribuidora Electronoroeste S.A., mediante Oficio N° C053-2003/ENOSA, se tiene que durante el año 2002 el consumo de energía de los sistemas Tumbes, Tumbes Rural y Talara (incluyendo las pérdidas correspondientes) ha sido de 63,4, 3,0 y 34,9 GWh, respectivamente; a estos valores se adiciona la demanda de energía de los clientes de EEPSA, que registraron 54,18 GWh, totalizándose así para las cargas incorporadas de Talara y Tumbes los valores de 89,1 y 66,5 GWh, respectivamente, razón por la cual se ha considerado dichos valores en la proyección de la demanda.

CC..44 CCoonnssuummoo PPrrooppiioo ddee CCeennttrraalleess ddee GGeenneerraacciióónn

Se entiende por este concepto a la energía consumida en las instalaciones de generación para atender sus servicios auxiliares. Según el balance de energía del año 2002 presentado por el COES-SINAC en su absolución de observaciones sería de 223,7 GWh; sin embargo, de acuerdo a lo informado al OSINERG por las empresas concesionarias que forman parte del COES-SINAC (mediante el sistema de información SISGEN), se ha registrado un total de 306,7 GWh por consumo propio de las centrales de generación durante el año 2002, según se detalla en el Cuadro N° C.3, motivo por el cual dicho valor ha sido tomado en cuenta en el balance de energía del año 2002.

Cabe mencionar que el valor de consumo propio a ser utilizado en el balance de energía es aquél que incluye tanto el consumo de las centrales termoeléctricas como hidroeléctricas, por cuanto ambos requerimientos de energía son satisfechos por la producción total de energía en el SEIN.

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Cuadro N° C.3

Empresa MWh Cahua 1000 CNP 704 Edegel 74415 Eepsa 12638 Egenor 5534 Electroandes 7102 Electroperú 59415 Etevensa 108 Shougesa 3839 Termoselva 2807 Egasa 4277 Egemsa 1826 Egesur 6377 Enersur 125655 San Gabán 1021 Total 306718

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Anexo D

Plan de Obras de Generación

DD..11 CCoommpprroommiissooss ddee CCoonncceessiióónn DDeeffiinniittiivvaa ddee GGeenneerraacciióónn HHiiddrrooeellééccttrriiccaa

Es importante mencionar los incumplimientos y frecuentes retrasos ocurridos en muchos de los proyectos de generación hidroeléctrica que cuentan con concesión definitiva a partir de la dación de la Ley N° 27435, Ley de Promoción de Concesiones de Centrales Hidroeléctricas, y del Decreto Supremo N° 038-2001-EM, que redujo el monto de la garantía de solicitud de concesión definitiva de un tope de 500 UIT a 50 UIT y la supresión del monto de la garantía del contrato de concesión definitiva que tenía un tope de 500 UIT.

Los montos de garantía previos a la emisión de las normas en mención permitían que las empresas que solicitaban una concesión definitiva de generación hidroeléctrica tuviesen un mayor nivel de compromiso con el Estado, compromiso que en la actualidad no se está cumpliendo en la mayoría de los casos, lo cual trae como consecuencia mayor incertidumbre en la fecha de ejecución y puesta en servicio de las obras.

A raíz de esta situación, el OSINERG se encuentra desarrollando un proyecto de procedimiento que permita encontrar la solución más apropiada para el plan de obras que se debe utilizar en la determinación de las tarifas.

Asimismo, sería recomendable la revisión de las normas mencionadas así como la evaluación de su impacto real en la promoción de la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas.

DD..22 SSiittuuaacciióónn ddeell CCaattáállooggoo ddee PPrrooyyeeccttooss Con relación a los proyectos de generación cuya fecha de entrada, según contrato de concesión, se encuentra dentro del horizonte de estudio, se tiene el siguiente resumen que ha servido para adoptar el escenario que se eligió en la determinación de las tarifas. Cabe señalar que como referencia para la elaboración de este resumen se ha tomado en cuenta el documento emitido por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERG: “Informe Situacional de los Contratos de Concesión Definitiva de Generación Eléctrica” actualizado al 31.01.2003.

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C.H. Poechos I:

Descripción: La primera etapa del proyecto hidroeléctrico Poechos consta de 2 unidades (15,4 MW, 93,5 GWh anuales) ubicadas en la descarga de la presa Poechos del proyecto Chira-Piura. Su propietario es la empresa Sindicato Energético S.A. (en adelante “SINERSA”) que opera actualmente la central hidroeléctrica Curumuy. Tiene contrato de concesión definitiva N° 180-2001 de fecha 24.04.2001.

Situación Actual: La ejecución de la obra se ha iniciado el 01 de julio de 2002 con un financiamiento concretado al 100%. Asimismo, en el ESTUDIO el COES-SINAC incluye documentación del proyecto (folios 278 al 289) donde se tiene que SINERSA, responsable del proyecto, prevé su inicio de operación en febrero de 2004.

Conclusión: El proyecto C.H. Poechos se incluye en el programa de obras de la presente regulación tarifaria con fecha de inicio de operación en febrero de 2004.

C.H. Yuncán:

Descripción: El proyecto hidroeléctrico Yuncán consta de una central (130 MW, 890 GWh anuales) ubicada en la cuenca del río Paucartambo. Su propietario es la Empresa de Generación de Energía Eléctrica del Centro S.A. (en adelante “EGECEN”). Tiene contrato de concesión definitiva N° 131-1998.

Situación Actual: De acuerdo con lo informado al OSINERG por los responsables del proyecto, el concesionario estaría concluyendo las obras de la central el 30 de setiembre de 2004, de acuerdo con el nuevo cronograma de ejecución de obras aprobado por Resolución Suprema N° 028-2002-EM. Cabe señalar que ProInversión está considerando la posibilidad de otorgar en concesión el proyecto, incluida la obra que actualmente se encuentra en ejecución. Asimismo, en el ESTUDIO se incluye documentación (folios 224 al 234) donde se tiene que EGECEN, responsable del proyecto, estima su entrada en operación comercial en octubre de 2004; sin embargo, de acuerdo al análisis presentado por el COES-SINAC se considera como fecha probable abril de 2005, la misma que considera los problemas suscitados en el proceso de privatización de este proyecto los mismos que afectarán los plazos de entrega en concesión del proyecto.

Conclusión: El proyecto C.H. Yuncán se incluye en el programa de obras de la presente regulación tarifaria con fecha de entrada en operación comercial en abril de 2005. Esta fecha será revisada en la siguiente regulación tarifaria de acuerdo con los avances del proyecto.

C.H. Huanza:

Descripción: El proyecto hidroeléctrico Huanza consta de una central (86 MW, 334 GWh anuales) ubicada a 3 Km aguas arriba de la toma de

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la central de Huinco, en la confluencia del río Machachaca y la quebrada Collque, distrito de Huanza, provincia de Huarochirí, departamento de Lima. Su propietario es la Empresa de Generación Huanza S.A. (en adelante “EMGHUANZA”). Tiene contrato de concesión definitiva N° 179-2001 de fecha 13.07.2001.

Situación Actual: El concesionario debería haber comenzado las obras de este proyecto el 01.07.2002, según el cronograma de actividades vigente. Al respecto, el concesionario ha presentado ante el Ministerio de Energía y Minas (en adelante “MEM”) un oficio solicitando la modificación del cronograma de ejecución de obras, el mismo que no se viene cumpliendo principalmente en lo referido al financiamiento; la Dirección General de Electricidad del MEM le ha solicitado al concesionario que presente el nuevo cronograma ya que éste no ha sido incluido en su solicitud de ampliación de plazo.

Conclusión: Dado que no se cuenta con un cronograma de obras actualizado que permita fijar una fecha de ingreso sustentada y considerando que no se ha concretado el financiamiento, no se incluye este proyecto en el programa de obras.

C.H. Tarucani:

Descripción: El proyecto hidroeléctrico Tarucani: primera etapa consta de una central (49 MW, 334 GWh anuales) que utiliza las aguas provenientes del embalse Condoroma y está ubicada en el distrito de Lluta, provincia de Caylloma, departamento de Arequipa. Su propietario es la empresa Tarucani Generating Company S.A. (en adelante “TARUCANI”). Tiene contrato de concesión definitiva N° 190-2001 de fecha 24.07.2001.

Situación Actual: El plazo para conseguir el financiamiento, según el cronograma de ejecución, se ha cumplido el 31.01.2002 sin que el mismo se haya concretado. Además con Resolución Directoral N° 131-2002-CTAR/PE-DRAG-OAJ-D del 09.05.2002, la Dirección Regional Agraria Arequipa del Ministerio de Agricultura declara la nulidad de la resolución que otorgaba el derecho de uso de agua para ser utilizada en la generación de la C.H. Tarucani. Al respecto, el concesionario está realizando las acciones legales pertinentes para dejar sin efecto la Resolución Directoral arriba indicada. Asimismo, en el ESTUDIO se incluye documentación del proyecto (folios 272 al 277).

Conclusión: Dada la problemática mencionada y mientras el proyecto se encuentre en la situación señalada, no se incluye el mismo en el programa de obras. Fecha límite de entrada en operación comercial, según el contrato de concesión: Enero 2005.

C.H. Marañón:

Descripción: El proyecto hidroeléctrico Marañón consta de una central (96 MW, 425 GWh anuales) ubicada en la cuenca del río Marañón,

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distritos de Llata, Jacas y Quivilla, provincias de Huamalíes y Dos de Mayo, departamento de Huánuco. Su propietario es la empresa Hidroeléctrica Marañón S.R.L. (en adelante “MARAÑÓN”). Tiene contrato de concesión definitiva N° 189-2001 de fecha 20.07.2001.

Situación Actual: Mediante comunicación remitida al OSINERG el 04.02.2003, la Empresa MARAÑÓN manifiesta estar dedicada en llevar adelante el proceso de elaboración de los términos y condiciones de los contratos EPC y que el financiamiento de las obras ha sido confirmado según comunicación recibida de Cabo Romano Investment, Inc.

Conclusión: No se deberá incluir en el programa de obras, dado que es poco probable que la obra se concluya en la fecha prevista en su contrato, toda vez que el financiamiento no ha sido demostrado y las obras civiles no han sido iniciadas. Fecha límite de entrada en operación comercial, según el contrato de concesión: marzo de 2005.

C.T. Ilo 22:

Descripción: El proyecto termoeléctrico Ilo22 consta de una central (145 MW) ubicada en Ilo, departamento de Moquegua. Su propietario es la empresa ENERSUR. Tiene autorización de generación otorgada mediante R.M. N° 318-2001-EM/VME de fecha 17.07.2001.

Situación Actual: A la fecha no ha sido otorgada ni solicitada ninguna ampliación del plazo para la ejecución de obras del proyecto y en caso de incumplimiento en las mismas se ejecutará la Carta Fianza que garantiza el cumplimiento de la ejecución de dichas obras. Al respecto, el COES-SINAC adjunta en el ESTUDIO (folio 223) y en su ABSOLUCIÓN (folio 110) documentación remitida por ENERSUR donde se explican las razones para el retraso de la entrada en operación de esta central.

Conclusión: No se deberá incluir en el programa de obras dado que el responsable del proyecto no tiene intención, por el momento, de construir la central Ilo22. No obstante, ENERSUR deberá formalizar su pedido de ampliación del plazo para su ejecución a fin de regularizar la situación de su proyecto.

Otros Proyectos:

Con relación a los proyectos El Platanal, Cheves, Quitaracsa y Centauro, estos no se han considerado factibles de incorporar en la presente regulación tarifaria por tener el primero que concretar el financiamiento del proyecto y resolver la adjudicación de los terrenos como parte de un proyecto integral que comprende la hidroenergía y la irrigación de 27 000 hectáreas de tierras eriazas en Concón Topará, y los restantes porque la fecha límite para la puesta en operación de dichos proyectos, cae fuera del horizonte de estudio.

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Adicionalmente, cabe mencionar dos nuevos proyectos con solicitudes de concesión en trámite cuyos avances serán revisados en la próxima regulación tarifaria:

• C.H. Pucará de 130 MW, ubicada en el Cusco, con un plazo de ejecución de 3,5 años a partir de la suscripción del contrato de concesión; y,

• C.H. San Gabán I de 120 MW, ubicada en Puno, con un plazo de ejecución de 4 años a partir de la suscripción del contrato de concesión.

A continuación se adjunta copia de la documentación suministrada al OSINERG por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas respecto a los contratos de concesión definitiva de generación.

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DD..33 PPrrooyyeeccttoo ddee CCeennttrraall aa GGaass ddee CCaammiisseeaa Señala el Artículo 47°, inciso a), de la LCE que para la fijación de las tarifas en barra el COES deberá proyectar la demanda para los próximos 48 meses, y determinar un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho periodo, considerando las que se encuentren en construcción y aquellas que estén contempladas en el Plan Referencial de Electricidad elaborado por el Ministerio de Energía y Minas.

El requerimiento de factible establecido en la LCE es analizado de manera extensa en el presente documento al tratarse sobre la necesidad de que el COES-SINAC determine un programa de obras eficiente. (Ver análisis del OSINERG en la sección D.4, más adelante). Allí se concluye que el requerimiento de factible no se contrapone con la necesidad de que el programa de obras corresponda a un plan de mínimo costo y a que la estimación de la viabilidad de los proyectos, es decir, la asignación de una probabilidad para la realización de los mismos no puede hacerse sin un adecuado sustento estadístico que permita justificar la selección de las diferentes probabilidades de los eventos.

Puede establecerse el nivel de factibilidad de una obra como un estimado de la probabilidad de que ella se lleve a cabo o no. Sin embargo, no será posible demostrar con un 100% de certeza que algo no es factible y por tanto imposible de hacer, ya que para determinar en estricto rigor el valor de cierta probabilidad se requiere contar con suficiente información estadística que permita elaborar una función de distribución de probabilidades o un histograma a partir del cual se puedan efectuar las correspondientes deducciones. Esto no ha sido realizado por el consultor del COES-SINAC, quien simplemente ha asignado “probabilidades” de eventos sobre una base con consideraciones subjetivas pretendiendo “demostrar” con ello que ha arribado a la conclusión de que el evento “... ingreso de la unidad de Camisea en la fecha y del tamaño que se indican” tiene una probabilidad de ocurrencia de 66%

El COES-SINAC ha propuesto dentro de uno de los escenarios factibles, el retraso del inicio de la operación comercial de la unidad de ciclo simple a diciembre de 2004, lo cual es resultado, según afirma, de un estudio para estimar la factibilidad de los elementos necesarios para la materialización del proyecto Central Camisea con criterios robustos y análisis de riesgo. En este sentido, es preciso señalar que un escenario de probable prórroga del concurso, como el mencionado por el consultor, es parte (y no el único escenario) de un conjunto de probables escenarios a los cuales no es posible asignarles un porcentaje de probabilidad que no sea subjetivo y en el fondo arbitrario (difícilmente cuantificado con el mismo valor por diferentes analistas) ya que los supuestos que utiliza no están basados en información estadística y como tal, no permiten cuantificar de manera correcta su probabilidad de éxito o falla en el futuro; por tanto, esta forma de

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asignación de una probabilidad no resulta técnicamente correcta. y por tanto no permite concluir que se esté realizando una evaluación objetiva del respectivo proyecto. El supuesto rigor y objetividad del método empleado por el COES-SINAC sólo es aparente.

El análisis realizado por el COES-SINAC carece de la fundamentación necesaria que sustente los valores de las probabilidades que se asigna para cada uno de los criterios considerados para la no concreción del proyecto en el plazo dado; más aún, cuando existen otros factores, como la exportación del gas licuado o la carencia de competencia en proyectos hidroeléctricos, que no han sido incorporados en su metodología de ponderación. Por consiguiente, el sustento de los valores y los criterios a priori que selecciona para establecer el nivel de riesgo no pueden considerarse imparciales y, por tanto, al modelo le falta la debida consistencia y fiabilidad como para ser utilizado en la predicción del futuro de los proyectos con fines regulatorios. El cuadro de riesgos para la concreción del proyecto contiene aspectos subjetivos a los que les asigna un alto porcentaje de no factibilidad como son el tipo de contrato de compra de gas, prioridad en el despacho, incidencia de costos marginales en el retorno, bondad económica de la inversión o correcta representación de la planta en el PERSEO. No incluye, en este gráfico de riesgos, los efectos positivos de la exportación del gas licuado o de la carencia de competencia en proyectos hidroeléctricos.

Respecto a la respuesta del COES-SINAC relacionada con la extensión de 15 días en el proceso de venta de bases del Concurso Público Internacional para la Transferencia al Sector Privado del Contrato de Suministro de Gas Natural de ElectroPerú, es necesario precisar que dicha ampliación no ha generado variación en los plazos para la presentación de las ofertas económicas ni en la fecha de cierre contenida en el cronograma del Concurso Público (Circular N°02 de ProInversión, de fecha 06 de febrero de 2003, respecto a este concurso).

Sin perjuicio de lo anterior, y tal como se discute más adelante en la sección D.4, es necesario, desde ahora, tener presente que la intervención de ProInversión en el desarrollo de los escenarios futuros del programa de obras constituye un argumento a favor, pero no un requisito esencial para la configuración del programa de obras.

La utilización del escenario configurado por ProInversión constituye parte de los escenarios factibles a ser incluidos en el análisis del plan de obras de los próximos 4 años. Ello no debe restringir el espectro de las posibles obras que ingresen al servicio y debe ser analizada junto con las demás posibilidades de desarrollo del sistema. Un determinado proyecto que se encuentra ya en etapa de construcción, o con contratos para su desarrollo, obviamente tiene más posibilidades de concretarse. En esta categoría podrá encontrarse el proyecto de ProInversión una vez suscrito el respectivo contrato o de haberse otorgado la buena pro del mismo. Por el momento, este proyecto

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constituye únicamente parte de los escenarios que deben ser considerados.

Señala el COES-SINAC que el compromiso actual que existe con relación a la utilización del gas natural es el de pagar el gas a partir del 9 de agosto de 2004 “y no necesariamente de usarlo”. Tal posición no resulta razonable en tanto se considere que quien posee un contrato de compra de gas natural, en la magnitud y condiciones que el que detenta Electroperú, tiene la expectativa de convertir el gas natural en energía eléctrica. Razón por la cual es posible asumir que el referido contrato tiene implícita la correspondiente utilización del gas en la producción de energía eléctrica y tal hecho debe reflejarse en el plan de obras.

El ESTUDIO, asimismo, adolece de la construcción de escenarios probables basados en estudios de expansión que deberían haberse evaluado y analizado, tomando en consideración la información contenida en el Plan Referencial, que sustenten el plan de obras adoptado por el COES-SINAC y que verifiquen la economía del proyecto.

En aplicación del principio de verdad material contenido en la Ley del Procedimiento Administrativo General (LPAG), el OSINERG ha tomado en cuenta para el efecto de la resolución que fija las tarifas, el hecho real de que a la fecha se encuentra en proceso el Concurso Público cuyas bases consideran como fechas de entrada en operación de las dos fases del proyecto (15 y 36 meses después de la fecha de cierre, respectivamente), las que ha considerado el OSINERG dentro de los escenarios factibles de realizarse analizados en el periodo del Estudio.

En consecuencia, el OSINERG sí ha fundamentado su observación relativa a la necesidad de que el COES-SINAC considere el inicio de la operación comercial del proyecto Camisea en los plazos previstos en el programa de ProInversión para el ciclo abierto y el ciclo combinado. No obstante, sobre la base del análisis efectuado, y tal como se dijo anteriormente, es necesario tomar en cuenta que no es posible afirmar categóricamente, es decir con un 100% de seguridad, que el proyecto de ProInversión será concluido dentro de lo que se tiene previsto a la fecha, motivo por el cual se ha hecho necesario considerarlo como uno de los escenarios posibles a tener en cuenta dentro de las distintas posibilidades que se pueden configurar como escenarios factibles.

En relación con la propuesta del COES-SINAC para que el OSINERG apruebe una regulación condicionada a los resultados de dos escenarios asociados a dos posibles resultados del Concurso Público llevado adelante por ProInversión, la misma no puede ser aceptada por las siguientes consideraciones:

1. Los dos escenarios propuestos por el COES-SINAC no constituyen las dos únicas posibilidades en las que puede evolucionar el futuro. Es decir, el devenir no está restringido a que el concurso de

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ProInversión termine exitosa o infructuosamente. Así por ejemplo, si la regulación se dejara condicionada de la manera que se solicita y el concurso simplemente se retrasa, o se alteran las condiciones del mismo, o se posterga por cualquier motivo, se generaría una situación no prevista que haría muy incierta la regulación.

2. El escenario de ProInversión es únicamente un escenario factible entre otros varios para el desarrollo del sistema. Que este escenario coincida, o se aproxime a la solución eficiente es un hecho deseable, pero la regulación debe sustentarse sobre todo en el desarrollo de un programa de obras eficiente y este programa debe hallarse del análisis de escenarios factibles técnica y económicamente. Esto se discute en la siguiente sección.

DD..44 PPllaann ddee OObbrraass EEffiicciieennttee Análisis

El COES-SINAC no ha dado una respuesta satisfactoria a la observación efectuada por el OSINERG en el sentido de que su plan de obras debe contemplar un programa eficiente de centrales para entrar en servicio en el periodo de estudio. En la respuesta a esta observación ha malinterpretado la observación del OSINERG para concluir que el regulador sólo busca o pretende reducir las tarifas.

En su absolución a las observaciones el COES-SINAC señala:

1. Que, el Plan Referencial es un "programa tentativo" mientras que el programa de obras debe ser un "programa de obras factibles de entrar en operación"

2. Que, la función del COES-SINAC es “compulsar la realidad, determinando la viabilidad de los proyectos de generación y transmisión con el fin de hacer una proyección realista a mediano plazo de la relación existente entre la carga y la generación”

3. Que, el programa de obras debe considerar únicamente los proyectos "... factibles, es decir aquellos susceptibles de entrar en operación dentro del periodo del estudio." y no los "teóricamente posibles debido a que su mínimo costo contribuiría a una reducción de las tarifas, aun cuando ni siquiera se haya concretado la inversión necesaria para llevarlos a la práctica"

4. Que, el programa de obras que prepara el COES-SINAC debe "basarse en la realidad del sector eléctrico."

5. Que, la "propuesta del OSINERG de que el programa de obras se centre en el mínimo costo de los proyectos y no en su factibilidad; así como que presente una gama de escenarios con diferentes grados de probabilidad para que el OSINERG elija el que

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le parezca el más conveniente es contrario a las normas vigentes. Corresponde a un Plan Referencial no a un programa de obras"

6. Que, el OSINERG ha interpretado erróneamente la metodología que utiliza el COES-SINAC para elaborar el programa de obras.

Analizadas en detalle las expresiones vertidas, en los puntos 1 a 6, no establecen ninguna diferencia esencial entre el Plan Referencial y el Programa de Obras. Obviamente las premisas o consideraciones tomadas en cuenta para establecer el Plan Referencial y el Programa de Obras no pueden ser las mismas ya que este último constituye un análisis de mediano y corto plazo en el cual se debe tomar en cuenta mayores detalles, especialmente para los dos primeros años del periodo de estudio. En esencia el programa de obras es equivalente a un plan referencial elaborado con una visión de más corto plazo, en la cual se incluye restricciones adicionales que no es posible considerar en el Plan Referencial del MEM por tratarse, este último, de un análisis efectuado para un horizonte de más largo plazo, en ocasiones hasta para 25 años en el futuro. Por tanto, no se puede concluir que la exigencia establecida por el OSINERG de analizar el desarrollo eficiente del sector, particularmente para los años 3 y 4 del periodo de análisis, constituyan una exigencia contraria a las normas vigentes para la determinación de las tarifas.

Cuando el COES-SINAC señala que su función es determinar la viabilidad de los proyectos de generación y transmisión con el fin de hacer una proyección realista a mediano plazo de la relación entre carga y generación, está diciendo esencialmente lo mismo. El único ingrediente que agrega el término viabilidad a un proyecto factible, es la dimensión de probabilidad de su ocurrencia. Por tanto, un proyecto viable es simplemente un proyecto factible que por sus circunstancias tiene probabilidades de poderse llevar a cabo.

El OSINERG en ningún momento ha solicitado un programa basado en el mínimo costo de los proyectos sino más bien un programa de desarrollo eficiente del sector al cual se le ha denominado programa de mínimo costo. Tampoco ha señalado que el programa de obras se centre en el mínimo costo de los proyectos y no en su factibilidad. El que se elija un programa de mínimo costo no tiene porque oponerse a la factibilidad de los mismos. Tampoco se trata de elaborar un conjunto de escenarios "para que el OSINERG escoja el que le parezca más conveniente", esto es una interpretación equivocada de las observaciones efectuadas. No se trata de elegir lo que más le conviene al OSINERG sino, ante la incertidumbre enfrentada al tener que pronosticar los eventos que se darán en el periodo de los próximos cuatro años, analizar las diferentes alternativas de desarrollo y tomar las decisiones sobre la base de una ponderación equilibrada de las opciones disponibles, tratando de simular lo que haría un mercado operando en condiciones de competencia: optimizar el uso de los escasos recursos disponibles en la sociedad. No se trata por tanto, repetimos, de elegir lo que más le conviene al OSINERG sino, en todo

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caso, de lo que más le conviene al sistema como un todo y no a un grupo de interés en particular.

El término factible en forma aislada es un término extremadamente amplio para su aplicación objetiva en la determinación del programa de obras.

Puede hablarse de “factible económicamente” para dar a entender que se trata de algo que se puede hacer, siempre que resulte económicamente atractivo para un agente efectuar las respectivas inversiones ante la perspectiva de un retorno apropiado de las mismas. Puede hablarse también de “factible técnicamente”, para significar que algo se puede hacer dentro de los límites de la técnica y del tiempo disponible para su ejecución.

Lo que el OSINERG quiere decir cuando solicita la realización de un plan de mínimo costo es que se analicen escenarios factibles técnica y económicamente. Es claro que para tal fin se deba tomar en cuenta todos aquellos aspectos que menciona el Artículo 47° de la LCE, más aquellos que solicita el OSINERG y aquellos otros que el COES-SINAC considere necesario incluir para lograr que el programa de obras sea lo más cercano posible a la forma en que evolucionará el sistema en el periodo de análisis.

Es imposible asegurar con un 100% de certeza la forma en que evolucionará el sistema en el futuro. Es natural que uno trate de tomar toda la información disponible para realizar el trabajo lo mejor posible. Este trabajo, sin embargo, puede verse sesgado por el interés de un grupo de agentes quienes se verían beneficiados con un desequilibrio entre la oferta y la demanda, ya sea con una escasez de oferta que conllevaría una subida de los precios o viceversa, con precios que caerían más allá de lo que sería necesario para mantener el sistema operando de manera eficiente y sostenida en el tiempo. Es tarea del OSINERG resolver el compromiso entre ambos extremos de manera que el sistema sea sostenible en el tiempo, pero a su vez eficiente.

Dada la estructura del COES-SINAC, es necesario que el programa de obras que proponga tenga el sustento debido como consecuencia de haberse efectuado todos los análisis pertinentes. No puede para este fin únicamente limitarse a tomar en cuenta la información entregada por los generadores debido al cuidado que tienen de mantener información reservada sobre sus planes de desarrollo, por razones de estrategia competitiva o de otra naturaleza. Además, es un hecho innegable que los agentes generadores del COES-SINAC tienen fuertes incentivos para mantener en reserva su información de nuevos planes por el impacto definitivo que esto tiene en la subida de las tarifas. Es por este motivo que el OSINERG no puede tomar en cuenta únicamente aquella información que por su naturaleza ha tenido que volverse pública, sino también aquella otra que razonablemente puede estar siendo considerada por las empresas en forma reservada. A esto

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está dirigida la exigencia de que se debe considerar un análisis de desarrollo eficiente del sector.

El análisis aislado de los proyectos a través de una evaluación técnica basada sobre la asignación de “probabilidades” sin sustento estadístico no puede aceptarse como suficiente para justificar el plan de obras.

La apreciación del COES-SINAC de que para incluir las obras en el programa debería contarse con la concreción de las inversiones necesarias no tiene sustento dado que, por ejemplo, una obra que pudiera estar ingresando en el cuarto año del horizonte de análisis es muy improbable que tenga concertada su inversión con tres o cuatro años de anticipación.

En relación con la respuesta del COES-SINAC en donde señala que el OSINERG ha interpretado erróneamente el sentido del cuarto paso de su metodología propuesta para establecer el programa de obras, debe precisarse que la observación del OSINERG sobre esta materia no constituye ninguna interpretación errónea sino más bien una exigencia del regulador para asegurarse que se ha analizado apropiadamente las posibilidades de evolución del sector al seleccionar el programa de obras factibles (técnica y económicamente).

Señala el COES-SINAC que en la aplicación de la metodología no ha necesitado dar el cuarto paso, es decir, incluir nuevos proyectos para satisfacer la demanda proyectada porque, según estima, la demanda proyectada es satisfecha únicamente con las obras propuestas, no necesitando nada más. Afirma para tal efecto que su programa de obras no solo satisface la demanda sino que inclusive genera un superávit que oscila, cada año, entre el 40,8% y el 51,7%.

En primer lugar, nada garantiza que el programa de obras sea el mejor programa de obras, entre aquellos factibles. En segundo lugar, el COES-SINAC no ha determinado que el plan presentado satisface la demanda. El mostrar una reserva de la magnitud indicada no es un adecuado indicador de la “satisfacción de la demanda” por cuanto, como es bien sabido, la reserva que hoy existe en el sistema es en centrales para abastecer demanda de punta, es decir dichas plantas no se podrían utilizar para abastecer la demanda de base o semibase de manera económica.

Plan de Expansión

Si bien el Artículo 47°, inciso a), de la LCE indica que para el cálculo de la Tarifa en Barra se debe determinar un programa de obras de generación factible de entrar en operación en los próximos cuarenta y ocho meses (considerando las que se encuentren en construcción y aquellas contempladas en el Plan Referencial elaborado por el MEM), el Reglamento no especifica como se debe determinar dicho programa factible y debido a ello últimamente ha existido diferencias al respecto entre el COES-SINAC y el OSINERG.

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El COES-SINAC ha propuesto que la metodología para la determinación del programa de obras se debe proceder de acuerdo a lo siguiente, de manera secuencial:

a) Considerar los proyectos que se encuentran en construcción según las fechas de ingreso en operación, confirmadas por las empresas correspondientes.

b) Considerar los proyectos asociados a los compromisos de privatización, tomando en cuenta los plazos de implementación de dichos proyectos, según lo informado por las respectivas empresas.

c) Considerar otros proyectos del sector privado, en base a lo contemplado en el Plan Referencial de Electricidad y la información alcanzada por las empresas responsables de los proyectos involucrados. Se analizará la factibilidad de su entrada en operación en el período de estudio en cada caso.

d) En caso se necesitara incluir otros proyectos para satisfacer la demanda proyectada en los siguientes 48 meses, se considerarían adicionalmente los proyectos que figuran en el Plan Referencial de Electricidad, seleccionándose aquellos proyectos que permitiesen obtener el menor costo actualizado de inversión, operación y racionamiento, por medio de un análisis de largo plazo.

Al respecto se deben mencionar los siguientes problemas:

1. La metodología propuesta, como se dijo anteriormente, depende de la información recibida de las empresas, las mismas que por intereses particulares o estrategias de mercado evitan hacer de conocimiento público sus planes.

2. El Plan Referencial se construye por lo general sobre la base de proyectos con nombre propio que no necesariamente cuentan con una penalidad económica al no realizarse, y por ello, el plan propuesto ha sido motivo de diferencias entre el COES-SINAC y el OSINERG, pues puede ocurrir que con posterioridad a la emisión del Plan Referencial, alguna empresa renuncie a la concesión. Otro problema se halla en el hecho de que no se mantiene una publicación continua que pueda corregir estos inconvenientes.

3. Se pretende analizar la factibilidad de que los proyectos del Plan Referencial entren en operación. Como se mencionó antes, no se haya reglamentada la forma de determinar dicha factibilidad. De otro lado, por lo general, los proyectos de posibles nuevos operadores tienen el efecto de disminuir la tarifa, lo que como se señaló antes se contrapone al interés de las empresas establecidas de que ésta se incremente y, por lo tanto, existe un incentivo a

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 99 de 99

sostener la no factibilidad de realización en el periodo de estudio, por parte de ellas.

4. Sobre el criterio de que sólo se adicionen proyectos sobre la base de un análisis de largo plazo cuando los proyectos factibles, según determine el COES-SINAC, no cubran la demanda, debe manifestarse que en la práctica no se sabe como se aplica, pues si bien existe una reserva respecto de la máxima demanda, esta reserva no es económica desde el punto de vista operativo, pues por sus características, la mayoría de estas unidades difiere de centrales de base. Por ello se considera que lo correcto sería evaluar los proyectos aún cuando no se presente exceso de demanda sobre la oferta, por cuanto es posible que desde el punto de vista económico se seleccione alguno por los ahorros que le producirá al sistema.

Por lo tanto, es claro que la metodología del COES-SINAC, si bien es lógicamente correcta, al menos en los puntos a), b) y c), en términos prácticos, presenta problemas de calidad de información por las razones expuestas, y por tanto es de muy difícil implementación práctica.

Por ello para superar estos problemas se considera que el punto d) no debe estar condicionado a que la demanda supere la oferta25, ni a los nombres propios de centrales que aun cuando presentes en el Plan Referencial en la práctica puedan haber renunciado a su concesión, sino que se debe considerar las tecnologías que son posibles desarrollar en el país y que se consideran en el Plan Referencial, a la vez que su inclusión debe realizarse siempre que el ahorro que produzcan al sistema en su conjunto supere los costos de inversión y operación que dicho proyecto le supone, siempre y cuando la factibilidad técnica y económica del proyecto se encuentre igualmente justificada.

Finalmente es necesario que todas las plantas seleccionadas mediante este proceso sean sometidas a una prueba de que sus ingresos cubran sus costos; este análisis se debe realizar tomando en cuenta que cualquier generador enfrenta necesariamente el mercado spot mientras que su participación en los mercados libre y regulado son decisiones de carácter comercial. Por ello se considera que se debe limitar al análisis de la bondad económica del proyecto por sí mismo, por lo que se propone:

• Respetar las fechas de puesta en operación informadas por los operadores de obras en construcción.

25 En un análisis más profundo se establece que ésta es una condición extraña como criterio para el desarrollo del sistema. La práctica usual es que el sistema evolucione con una cierta reserva que puede ser alta o baja. En ningún caso se espera a que la demanda supere a la oferta para que recién aquí se justifique el ingreso de una nueva unidad de generación.

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• Respetar las fechas establecidas en los contratos con compromisos de inversión asociados a proyectos de privatización otorgados, cuando las obras aún no se inicien.

• Identificar las tecnologías factibles más adecuadas para el desarrollo de la generación de energía eléctrica en el país, de acuerdo a las consideradas en el Plan Referencial.

• Hallar la combinación de tecnologías que minimiza el costo esperado de inversión, operación y racionamiento del sistema.

• Estimar los ingresos que obtendrían las nuevas plantas sólo de la venta de su energía y potencia en el mercado spot. No se debe incluir ingresos por decisiones de carácter comercial o financiero.

• Tomar en cuenta los costos de operación y mantenimiento inherentes a cada planta. No se debe incluir costos que son el resultado de decisiones comerciales ni financieras.

• Considerar el monto de inversión, ignorando el cronograma de desembolsos y la estructura de financiamiento.

• Si todos los proyectos seleccionados cuentan con un valor actualizado neto, de la diferencia entre sus ingresos y costos, mayor o igual que cero, considerando la tasa de descuento que establece la LCE, el proyecto es aceptado pues cumpliría con los requisitos de factibilidad técnica y económica impuestos.

En concordancia con lo anteriormente expresado, se concluye que a partir de la regulación de noviembre 2003, dada la limitación de tiempo para la presente regulación, el COES-SINAC deberá emplear, como referencia principal para la determinación del Programa de Obras, el resultado de examinar la expansión óptima del sistema, a fin de efectuar la debida aplicación de lo señalado en el Artículo 47°, inciso a), de la LCE.

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Anexo E

Mantenimiento Mayor de las Centrales (Mediano Plazo)

EE..11 PPrroobblleemmááttiiccaa El OSINERG, desde la fijación tarifaria de noviembre del año 2001, ha observado al COES-SINAC lo siguiente:

a) El hecho de que continuamente se corrige el programa de mantenimiento correspondiente al año de la fijación en curso, variándolo de valores notablemente altos, considerados en el proceso tarifario anterior cuando dicho año era proyectado, por valores razonables y correlacionados con los mantenimientos históricos. Ello evidencia que el programa de mantenimiento utilizado en la determinación de la tarifa distaría de ser óptimo en el sentido de minimizar los costos de operación y racionamiento.

b) La falta del sustento técnico de los denominados “mantenimientos estándar” del COES-SINAC, en el análisis de la experiencia operativa nacional, y en las recomendaciones de prácticas internacionales o del fabricante sólo cuando no se cuente con dicha experiencia.

c) La falta de correlación entre el programa de mantenimiento mayor estándar propuesto para los últimos cuatro años del periodo considerado en la determinación de la tarifa y los mantenimientos realizados históricamente.

d) La necesidad de conocer el proceso de determinación del mantenimiento equivalente en el caso de las centrales hidroeléctricas, que se entiende constaría de una hoja de calculo elemental, pero necesaria para conocer la lógica utilizada por el COES-SINAC.

Al respecto, la razón para las correcciones señaladas en el literal a) parece encontrarse en el mandato de los Artículos 115° y 116° del Reglamento de la LCE26 que obliga al COES-SINAC a determinar un

26 Artículo 115º .- El mantenimiento mayor de las unidades generadoras, y equipos de transmisión del sistema eléctrico será coordinado por el COES de acuerdo con el procedimiento señalado en el Artículo siguiente.

Se entenderá por mantenimiento mayor aquel cuya ejecución requiera el retiro total de la unidad generadora o equipo principal de transmisión, durante un período superior a 24 horas. El equipo principal de transmisión será calificado por el COES.

Artículo 116º .- El COES coordinará el mantenimiento mayor de acuerdo al siguiente procedimiento:

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programa de mantenimiento mayor anual que minimice los costos de operación y racionamiento del sistema antes del inicio de cada año calendario; por lo tanto, en el proceso de fijación tarifaria es ineludible utilizar dicho programa de mantenimiento mayor y por lo tanto se procede a su completa reformulación durante cada proceso tarifario.

En cuanto al literal d) no se ha recibido respuesta a la fecha, lo que ha impedido uniformizar criterios entre el COES-SINAC y el OSINERG.

Sobre los literales b) y c) el COES-SINAC se ha limitado a señalar que los programas de mantenimiento que se consideran en este periodo se basan en indisponibilidades estándar que tienen en cuenta, que al no conocerse el régimen de generación de las centrales por tratarse de una simulación con series hidrológicas aleatorias, se justifican ampliamente. Sin embargo las mencionadas duraciones estándar no se hallan sustentadas en algún análisis técnico de las prácticas de mantenimiento mayor que siguen los operadores de las centrales y de hecho se observa una alta desviación entre la duración de los mantenimientos realmente realizados y los denominados estándar.

Finalmente, en su ABSOLUCIÓN, el COES-SINAC ha manifestado lo siguiente:

1. Respecto del programa correspondiente al periodo 2004-2007 ha manifestado en respuesta a la observación sobre la falta de correlación entre los mantenimientos históricos y los del periodo en cuestión, que “Los programas de mantenimiento que se considera para este periodo se basa en indisponibilidades estándar que tiene en cuenta que al no conocerse el régimen de generación de las centrales por tratarse de una simulación con las series hidrológicas disponibles, no es posible establecer un programa de mantenimiento determinístico, por lo cual el uso de las duraciones de indisponibilidad programada estándar se justifica ampliamente”. Este tema es analizado más adelante en la sección E.3

2. Respecto del modelo PERSEO presenta una observación sobre la representación de las centrales hidroeléctricas, indicando que la

a) Elaborará para cada año calendario, a base de la información de los integrantes, un programa preliminar de mantenimiento mayor que minimice el costo anual de operación y de racionamiento del sistema eléctrico. Este programa será comunicado a los integrantes, a más tardar el 31 de octubre del año anterior;

b) Cada integrante comunicará al COES sus observaciones al programa preliminar, a más tardar el 15 de noviembre, indicando períodos alternativos para el mantenimiento mayor de sus unidades y equipos de transmisión;

c) Evaluados los períodos alternativos propuestos por los integrantes, el COES establecerá un programa definitivo con el mismo criterio de minimización señalado en el inciso a) de este Artículo, el que será comunicado a los integrantes a más tardar el 30 de noviembre; y,

d) Los integrantes deberán efectuar el mantenimiento mayor ciñéndose estrictamente al programa definitivo, comunicando al COES con siete (7) días calendario de anticipación, el retiro de servicio de la unidad generadora o equipo de transmisión correspondientes. Igualmente, comunicarán al COES la conclusión del mantenimiento.

El programa definitivo podrá ser reajustado por el COES, solamente cuando las circunstancias lo ameriten.

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producción de energía obtenida del modelo difiere de la realmente registrada, tal como muestra en el cuadro N° 7 del folio 38. Asimismo, solicita al OSINERG atender las observaciones que ha alcanzado respecto del modelo PERSEO desde mayo de 2001, que indica fue solicitada oportunamente. Este tema es analizado en la sección E.4.

EE..22 DDeell EEssttuuddiioo pprreesseennttaaddoo ppoorr eell CCOOEESS--SSIINNAACC eenn mmaayyoo ddee 22000022

Durante la fijación tarifaria de mayo del año 2002 el COES-SINAC presentó el Estudio para la Determinación de un programa de Mantenimiento de Largo Plazo de las Unidades de Generación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional para Propósitos Tarifarios como parte de su estudio técnico-económico, indicándose claramente lo siguiente como objetivo “Efectuar el análisis del mantenimiento mayor (ejecutado y programado) de las unidades de generación con los datos históricos que dispone el COES, para establecer las horas de indisponibilidad que se encuentren en los márgenes compatibles con los estándares internacionales a fin de que sean considerados en la programación del mantenimiento mayor de largo plazo del SEIN para propósitos tarifarios, con el criterio de minimizar el costo de operación y racionamiento”. El informe se limitó a comparar las horas de indisponibilidad ejecutadas entre los años 1998 y 2001 con las estadística de horas registradas por la NERC de EE.UU., para cada tipo de central, y a estimar los días de mantenimiento anuales necesarios, como la suma del promedio de días de mantenimiento mensual registrados entre los años 1998 y 2002; a la vez que señaló que “Los días de indisponibilidad anual de las unidades de generación para la programación del mantenimiento mayor de largo plazo para propósitos tarifarios, determinados en el Anexo VI, han sido establecidos en base a los periodos mensuales (numeral 7.1.1); sin embargo, se recomienda que la distribución mensual sea efectuada a criterio del COES para su mejor aplicación”.

Al respecto, el OSINERG debe manifestar que:

• Las estadísticas de la NERC corresponden a indisponibilidades ejecutadas, es decir que incluyen no sólo la indisponibilidad programada sino también la no programada. Además, contabilizan salidas por mantenimiento que, en el caso de las salidas de corta duración, pueden no tener impacto alguno sobre las pérdidas de producción, ya que, ocurren o se programan, en momentos en que la unidad hubiera estado de todas maneras fuera de servicio por no requerírsele para el despacho. Como es obvio, para efectos de su representación en el cálculo de las tarifas, sólo importan las salidas por mantenimiento que ocasionan pérdidas de producción.

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• Aún cuando las estadísticas de la NERC utilizadas se refirieran solamente a indisponibilidades programadas, la realidad que describen es exclusivamente la de los EE.UU. y por tanto, especialmente en el caso de las centrales hidroeléctricas, no necesariamente resulta aplicable a la realidad nacional. Una cantidad importante de las horas de mantenimiento de las unidades en el Perú se dan en periodos de corta duración en que las mismas no son requeridas para el servicio. Mantenimiento efectuado durante estos periodos tampoco puede contabilizarse para estimar pérdidas de producción de las unidades.

• Aún cuando las estadísticas de la NERC fueran aplicables al caso peruano, estas no brindan mayor información acerca de los trabajos de mantenimiento realizados, su duración y frecuencia, pues son resultados promedios de varias unidades de generación; y por tanto no resultan por ello, y por todo lo anteriormente indicado, una referencia adecuada para determinar estándares aplicables al Perú.

• Con respecto de la estadística de mantenimientos ejecutados entre los años 1998 y 2002, en el ESTUDIO no se realiza un análisis de cuales son los trabajos de mantenimiento mayor que se realizan en las centrales del SEIN, de su frecuencia y duración; sino que se limita a promediar las horas de indisponibilidad de los años pasados. Al respecto se deben mencionar lo siguiente:

o De acuerdo a los procedimientos del COES-SINAC, una indisponibilidad fortuita puede pasar a ser registrada como programada si excede los siete días de indisponibilidad después de haber ocurrido la falla, ello distorsiona completamente el análisis de los mantenimientos programados.

o Aún cuando en el Anexo VI del estudio del COES-SINAC se muestran los cuadros de indisponibilidad mensual, que demuestran que en general los días totales anuales de indisponibilidad no son continuos, sino que se distribuyen a lo largo del año, el COES-SINAC toma como criterio que el número de días indisponibles al año recomendado por el consultor sí lo son, ante la libertad otorgada por el consultor, sin mayor explicación y en clara contraposición con los registros históricos, los cuales a la vez son compatibles con las metas de máxima disponibilidad que persiguen las empresas generadoras como parte de su política, pues de este modo disminuyen sus riesgos comerciales al minimizar la necesidad de comprar energía a terceros para honrar sus contratos, además de favorecer su energía firme.

Finalmente, es claro que el estudio en mención no sustenta en criterios técnicos ni en el análisis adecuado de la información histórica, los valores propuestos como indisponibilidad, pues no analiza los trabajos que se realizan en cada central de generación, su duración, ni su

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frecuencia. Por esta razón el OSINERG en las fijaciones de mayo y noviembre de 2002 manifestó que:

• Mayo 2002 : “El análisis presentado por el COES-SINAC no es satisfactorio y carece de precisiones respecto al programa del año 2003-2006 en varias centrales. Se requiere la realización de un estudio para evaluar el programa propuesto por el COES-SINAC.”

• Noviembre 2002 : “En el caso del mantenimiento de las centrales se ha considerado el programa propuesto por el COES-SINAC. Se ha optado este criterio mientras se culminan los estudios encargados por el OSINERG para la revisión de los programas de mediano plazo (2002-2006) a fin de verificar la eficiencia de los requerimientos de mantenimiento que se plantean en la propuesta del COES-SINAC.”

EE..33 PPrrooggrraammaa ddee MMaanntteenniimmiieennttoo MMaayyoorr EEffiicciieennttee

El OSINERG informó al COES-SINAC, mediante oficio N° 184-2002-GART/GRGT, el encargo al consultor CESEL de la realización de un estudio con la finalidad de determinar un programa de mantenimiento mayor óptimo de largo plazo que pudiera ser utilizado en la fijación de tarifas; ello en concordancia con lo expresado en el informe OSINERG-GART/GRGT N° 081-2002.

Dicho estudio se fundamenta en el análisis de la información histórica y en el análisis de las prácticas operativas de acuerdo a la información recibida de las diferentes empresas generadoras que operan en el SEIN, además de la información que el propio COES-SINAC registra y la experiencia del consultor; dicha información fue recolectada bajo la forma de formularios que permitieron discriminar los diferentes tipos de mantenimiento que se realizan en las centrales del SEIN, a la vez que permitió cruzar la información registrada por el COES con la información de las empresas.

La idea básica que guió el estudio es que las horas por mantenimiento mayor programado realmente ejecutadas en los años pasados ha mostrado los requerimientos de las horas necesarias y la frecuencia de realización de los trabajos rutinarios para los siguientes años, a los que luego se agregó las horas requeridas para trabajos especiales previstos por los operadores para los próximos años según lo informado en los formularios entregados para dicho fin, complementado con entrevistas realizadas en el caso de las centrales más representativas y/o con mayor factor de planta.

Así, el consultor, luego de analizada la información, en base a su experiencia estandarizó los trabajos de mantenimiento mayor programado más importantes y representativos que son necesarios de

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ejecutar en un horizonte de cinco años, junto con sus duraciones y frecuencias estándar de acuerdo al análisis de las prácticas nacionales; además determinó la metodología para representar la duración equivalente a nivel de central a partir del análisis del efecto que dichos mantenimientos producen en la disponibilidad de las centrales. El análisis se ha efectuado con detenimiento en el caso de las siguientes centrales hidroeléctricas: de Mantaro, Restitución, Huinco, Chimay, Cañón del Pato, Charcani V, Yaupi y Machupicchu, considerando su calidad de aguas y antigüedad; en la termoeléctricas se han analizado aquellas con mayor factor de planta: C.T. Aguaytía, C.T. Malacas, C.T. Ilo1 y la C.T. Ilo2. En el resto de las centrales eléctricas se ha efectuado una revisión de la información histórica y un análisis con menos profundidad.

El resultado ha sido la formulación de un programa eficiente de mantenimiento mayor para el periodo 2004-2007 que complementa el programa propuesto por el COES-SINAC para el año 2003, con el cuál se correlaciona razonablemente, al igual que con los registros históricos; puesto que se basa, tal como ya se mencionara, en el análisis de las prácticas nacionales de mantenimiento que son producto de la experiencia de los operadores.

Cabe mencionar con respecto de la respuesta del COES-SINAC en la absolución de observaciones, que si bien los mantenimientos de las unidades termoeléctricas dependen de sus horas de operación y ello esta relacionado con la hidrología del sistema, los mantenimientos de las centrales hidroeléctricas suelen ser regulares y en todo caso los trabajos rutinarios se adelantan o retrasan dentro de un rango de tiempo muy estrecho, por lo que, para efectos prácticos, dicha variación se puede despreciar. En el caso de las centrales termoeléctricas se ha estimado el número de horas esperado de operación, lo que se ha utilizado para programar los respectivos mantenimientos.

La información sobre el mantenimiento de cada central analizada está contenida en el informe “Optimización del Programa de Mantenimiento para las Centrales del SEIN”, el cual se adjunta en la relación de información que sustenta las Tarifas en Barra.

EE..44 SSoobbrree eell MMooddeelloo PPEERRSSEEOO El modelo PERSEO, tal como se desprende de su descripción, es un modelo matemático desarrollado con la finalidad de fijar tarifas, aproximando razonablemente la operación del SEIN, bajo la premisa de tomar las mejores decisiones de operación de los recursos hídricos y termoeléctricos, tratando de satisfacer las restricciones fijadas por el usuario, de modo que se minimice el costo operativo del sistema en su conjunto. Estas decisiones no necesariamente serán las mismas que adopte el operador del sistema por cuanto ambos optimizan sus

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decisiones en horizontes de tiempo y utilizando resoluciones temporales diferentes.

En este sentido los resultados obtenidos son valores promedio, consecuencia directa de la información contenida en los datos utilizados, y que en este caso corresponden a las series hidrológicas de caudales naturales, la configuración hidrológica, los rendimientos de las centrales hidroeléctricas, la capacidad de regulación, la energía inicialmente almacenada en los embalses, los precios de combustibles, los rendimientos termoeléctricos, la configuración de la red de trasmisión y sus parámetros eléctricos, la disponibilidad de las unidades (programada y no programada), entre otros. Dicha información ha sido proporcionada por el COES-SINAC al OSINERG y durante cada fijación tarifaria es actualizada, habiéndose presentado en muchos casos incrementos de potencia efectiva que se han atribuido a mejoras en el rendimiento de las centrales, lo que directamente influye en la cantidad de energía producible con la misma cantidad de combustible.

Cabe además mencionar que, no es correcta la comparación que efectúa el COES-SINAC en su absolución de observaciones, por cuanto sería necesario introducir al modelo de operación toda la información realmente registrada del año que se desea analizar para poder emitir una apreciación apropiada. En este caso, se pretende comparar la producción esperada correspondiente a condiciones totalmente diferentes de oferta, demanda, disponibilidad y configuración del SEIN, lo que evidentemente no permite lograr conclusiones validas y aceptables.

Finalmente, se debe volver a mencionar que el modelo PERSEO como todo modelo matemático es una aproximación con cierto grado de detalle de la realidad y no la realidad misma, y por tanto es perfectible tomando en cuenta la experiencia y conocimiento de las partes involucradas, lo cual quedó claro en las reuniones con personal del COES-SINAC que se llevaron a cabo a inicios del año pasado en las oficinas de la GART del OSINERG, donde se solicitó al COES-SINAC propuestas de solución ante las observaciones que planteó ya que, por su condición de operador del sistema, cuenta con mejor información para su análisis. A la fecha no se han recibido propuestas por parte del COES-SINAC.

De otro lado, el OSINERG ha solicitado a un consultor el análisis del código fuente con la finalidad de superar los problemas de instalación y limitaciones con el sistema operativo que han reportado los usuarios, a la vez que busca facilitar su manejo por parte de ellos.

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Anexo F

Precio de los Combustibles

FF..11 PPrreecciioo ddeell GGaass NNaattuurraall ddee CCaammiisseeaa El Decreto Supremo N° 034-2001-EM27 (publicado el 04.07.2001 en el Diario Oficial El Peruano) establece que los costos variables a utilizarse en la determinación de la Tarifa en Barra de la energía para centrales termoeléctricas que utilicen gas natural como combustible y cuya explotación se derive de Contratos de Licencia o Servicios adjudicados según las modalidades establecidas en el Texto Único Ordenado de las Normas con Rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado mediante Decreto Supremo N° 059-96-PCM y sus normas complementarias, se obtendrán tomando el precio del gas natural definido como la suma de:

i) El precio del gas natural en boca de pozo, establecido en los contratos de suministro entre el productor y el generador, el cual no podrá ser superior al precio máximo definido entre el productor y el Estado;

ii) El 90% de la tarifa de transporte de gas natural desde boca de pozo hasta el City Gate o en su defecto hasta la central, considerando un factor de utilización del transporte de 1.0; y,

iii) El 90% de la tarifa de distribución de gas natural desde el City Gate hasta la central, si corresponde, considerando un factor de la distribución de 1.0.

Precio del Gas Natural en Boca de Pozo

En consideración a lo señalado en el literal i) precedente, el precio del gas natural en boca de pozo para fines tarifarios es aquel que se ha establecido en los contratos de suministro entre el productor y el generador. En el caso del gas proveniente de Camisea existe un Contrato de Suministro de Gas Natural suscrito entre Pluspetrol Perú Corporation S.A. y Electroperú S.A. (en adelante “CONTRATO”), cuya transferencia a terceros ha sido encargada a ProInversión. De acuerdo con las Bases del “Concurso Público Internacional para la Transferencia al Sector Privado del Contrato de Suministro de Gas

27 Este Decreto supremo en su Artículo 1° establece la sustitución de los Artículos 5° y 6° del Decreto Supremo N° 016-2000-EM (publicado el 14.09.2000 en el Diario Oficial El Peruano) con el objetivo de cambiar el régimen especial dado en dicho decreto para las centrales termoeléctricas que operen con gas natural

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Natural de Electroperú”, el CONTRATO será transferido mediante un contrato de cesión de posición contractual que conlleva las mismas condiciones y descuentos contenidos en el CONTRATO, de donde el precio en boca de pozo para fines tarifarios debe incluir los factores y descuentos estipulados en las cláusulas del CONTRATO.

En consecuencia, de acuerdo con lo establecido en las cláusulas 14.1 y 14.3 del CONTRATO, el precio del gas materia del CONTRATO se obtiene multiplicando el Precio Base por los factores A y B, todos ellos especificados en el Anexo III del CONTRATO. En dicho Anexo se tiene que el Precio Base es igual a 1,00 US$/MMBtu, que el factor A según la Cantidad Diaria Contractual pactada por ELECTROPERU S.A. (Anexo I del mismo CONTRATO) es igual a 0,96 y que el factor B según el porcentaje de “Take or Pay” contratado (Cláusula Quinta del CONTRATO) es igual a 0,98. Adicional a lo especificado, se deberá aplicar al Precio determinado conforme al Anexo III, el descuento especificado en el Anexo V del CONTRATO, es decir, un factor de 0,95 como medida promocional.

Por tanto, el precio del gas natural en boca de pozo para fines tarifarios es igual a 1,00 x 0,96 x 0,98 x 0,95 = 0,894 US$/MMBtu, valor que ha sido determinado sobre la base de lo establecido en el CONTRATO.

Tarifas de Transporte y Distribución del Gas Natural

De acuerdo con el numeral 9.3 del artículo 9° del Reglamento de la Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural aprobado por el DS 040-99-EM (publicado el 15.09.1999 en el Diario Oficial El Peruano), el Costo del Servicio ofertado por los Concesionarios de la Red Principal de Camisea, debe ser reajustado para considerar la Recaudación Proveniente del Adelanto en el Pago de la Garantía por Red Principal (en adelante “GRP”).

En ese sentido, se debe determinar un Nuevo Costo del Servicio (en adelante “NCS”) equivalente a la diferencia entre el Costo del Servicio ofertado (en adelante “CS”) menos los Ingresos del Pago Adelantado (en adelante “IPA”).

El IPA se determina con el esquema de peajes aprobado mediante el Decreto Supremo N° 046-2002-EM (publicado el 29.10.2002 en el Diario Oficial El Peruano) y la proyección de la Demanda Máxima Mensual para el periodo comprendido entre el 1° de noviembre de 2002 y la fecha anterior al inicio de la Recaudación de la GRP.

Por lo tanto, la Tarifa Base se deberá determinar empleando en las fórmulas descritas en el Reglamento de la Ley de Promoción de la Industria del Gas Natural, el NCS en lugar del CS.

Aún cuando el proceso de fijación de tarifas de transporte de gas se encuentra en pleno desarrollo, es posible aplicar lo expuesto en los párrafos precedentes, empleando los datos de máxima demanda

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proyectada a nivel de clientes y la capacidad garantizada, para estimar una mejor aproximación a las tarifas reguladas de transporte y distribución del gas natural para su uso en generación eléctrica, las cuales serían de 0,810 US$/MMBtu y 0,133 US$/MMBtu, respectivamente, tal como se muestra en el cuadro siguiente28.

Cuadro N° F.1

De otro lado el OSINERG, en cumplimiento de lo establecido en el Procedimiento para Fijación de Precios Regulados fijó, mediante Resolución OSINERG N° 030-2003-OS/CD (publicada el 16.02.2003 en el Diario Oficial El Peruano), como fecha máxima para la presentación de las Propuestas Tarifarias de los Concesionarios de Transporte de Gas Natural por Ductos de Camisea a Lima y de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, el 28 de febrero de 2003.

Las empresas Transportadora del Gas del Perú S.A. (en adelante “TGP”) y Gas Natural de Lima y Callao S.R.L. (en adelante “GNLC”) presentaron al OSINERG sus propuestas tarifarias el 28.02.2003 considerando entre otros aspectos (i) el efecto en el Costo del Servicio debido a la recaudación proveniente del pago de la Garantía por Red

28 Este cuadro ha sido revisado con respecto al publicado en el Informe OSINERG-GART/DGT N° 010-2003, habiéndose corregido los valores de máxima demanda a clientes para los meses de noviembre y diciembre de 2002 y, asimismo, el factor que se utiliza para determinar la máxima demanda proyectada a ser entregada a los clientes que se mantiene igual al vigente: 0,9275 (en la prepublicación se había utilizado el factor propuesto por el COES-SINAC: 0,9207). Como resultado de los ajustes indicados, las tarifas de transporte y distribución del gas natural para su uso en generación eléctrica se mantienen inalterables y, en consecuencia, iguales a las consignadas en el informe que sustentó el Proyecto de Resolución.

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Principal, (ii) la proyección de las demandas a transportar y distribuir por la Red Principal durante el período de análisis y (iii) las fórmulas de reajuste de las tarifas reguladas.

Las propuestas de TGP y GNLC para las tarifas reguladas de transporte y distribución del gas natural para su uso en generación eléctrica, son iguales a 0,814 US$/MMBtu y 0,134 US$/MMBtu, respectivamente.

Las tarifas propuestas por TGP y GNLC constituyen valores que pueden ser tomados como referencia para demostrar que las tarifas halladas por el OSINERG representan valores cercanos a los valores propuestos por estas empresas con la única diferencia de que la estimación del OSINERG, por el mejor conocimiento de la demanda eléctrica, constituye una mejor estimación para el cálculo del IPA.

En conclusión, los valores que se muestran en el Cuadro N° C.1 se han utilizado para determinar el precio del gas natural con fines de la regulación de Tarifas en Barra.

Precio del Gas Natural

En consecuencia, siguiendo el procedimiento señalado al principio del presente Anexo, el precio del gas natural para las centrales termoeléctricas a considerar en el proyecto Camisea, de acuerdo con los precios y tarifas contenidos en los contratos de suministro, transporte y distribución de gas natural, es igual a la suma de:

US$/MMBtu

Precio del gas natural en boca de pozo: 0,894 Tarifa transporte boca de pozo-City Gate: 0,730 (= 0,9 x 0,810) Tarifa distribución City Gate-Central: 0,120 (= 0,9 x 0,133) Total: 1,744

FF..33 PPrreecciioo ddeell CCoommbbuussttiibbllee ppaarraa CCeennttrraalleess TTeerrmmooeellééccttrriiccaass ddee MMaallaaccaass yy VVeerrddúúnn

En atención a los argumentos expuestos por el COES-SINAC, el OSINERG ha considerado el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) en la determinación del precio del combustible que utilizan las centrales de Malacas y Verdún, de propiedad de la Empresa Eléctrica de Piura S.A. (EEPSA). Esta determinación se adopta sobre la base de la documentación probatoria suministrada por EEPSA, consistente en su estatuto social, en donde se aprecia que el objeto social de la compañía, que originalmente era el dedicarse exclusivamente a la generación eléctrica, fue ampliado posteriormente, para incluir también la actividad de procesamiento de gas natural.

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Anexo G

Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Principal de Transmisión

En este Anexo se describe el análisis efectuado por OSINERG para la determinación del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones que forman parte del Sistema Principal de transmisión (SPT).

GG..11 IInnssttaallaacciioonneess ddee RREEPP La valorización de las instalaciones del SPT de REP corresponden a los fijados en la regulación tarifaria de mayo 2002, la Resolución OSINERG N° 0181-2002-OS/CD, Resolución OSINERG N° 1449-2002-OS/CD y Resolución OSINERG N° 1472-2002-OS/CD.

En el siguiente cuadro se presenta el valor establecido por OSINERG y una comparación con las propuestas del COES-SINAC.

CCuuaaddrroo NNoo.. GG..11 –– VVNNRR SSPPTT ddee RREEPP ((mmiilleess UUSS$$)) DATOS DIFERENCIA

CÓDIGO DE AINSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN

L-248 Talara Piura Oeste 10 812 10 812 10 812 0 0%SE Talara Reactor 20 MVAR 1 017 1 017 1 017 0 0%

SE Piura Oeste Reactor 20 MVAR 763 763 763 0 0%L-236 Chiclayo Oeste Guadalupe 8 825 8 825 8 825 0 0%

SE Chiclayo Oeste SVC +/- 30 MVA 2 663 2 663 2 663 0 0%L-234 Guadalupe Trujillo Norte 9 993 9 993 9 993 0 0%

SE Guadalupe Transformador 220/60/10kV; 60MVA 2 740 2 740 2 740 0 0%SE Guadalupe Reactor 20 MVAR 924 924 924 0 0%

SE Trujillo Norte SVC +30/-20 MVAR 3 081 3 081 3 081 0 0%

L-215 Chimbote 1 Paramonga Nueva 19 661 19 661 19 661 0 0%

SE Chimbote Banco 35 MVAR 499 499 499 0 0%

L-213 Paramonga Nueva Zapallal 16 514 16 514 16 514 0 0%

SE Paramonga Nueva Reactor 40 MVAR 1 026 1 026 1 026 0 0%SE Huacho Celdas en 220 kV 1 505 1 505 1 505 0 0%

L-2003 L-2004 Chavarria Santa Rosa 4 773 4 773 4 773 0 0%SE San Juan Banco 45 MVAR 2 392 2 392 2 392 0 0%

L-120 Paragsha II Huánuco 6 355 6 355 6 355 0 0%L-121 Huánuco Tingo María 6 756 6 756 6 756 0 0%

ETECEN Centro de Control 3 196 3 196 3 196 0 0%L-1019 Cerro Verde Mollendo 6 004 6 004 6 004 0 0%

L-1006A Tintaya Azángaro 8 515 8 515 7 804 711 9%SE Tintaya SVC -15 / +15 MVAR 3 078 3 078 3 078 0 0%ETESUR Centro de Control Regional 239 239 239 0 0%

SE Pachachaca Celda en 220 kV 767 767 994 - 227 -23%

TOTAL REP 122 093 122 093 121 611 482 0%

PROP.COES FINAL-OSINERG

PROP.COES FINAL/OSINERG-1

PROP.COES INICIAL

PROP.COES FINAL

OSINERG

La diferencia existente con la propuesta del COES-SINAC se debe a que éste no ha excluido de la valorización de la L.T. Tintaya – Azángaro, la celda de línea en 138 kV en la subestación Azángaro perteneciente a San Gabán. Por otro lado, de acuerdo con la Resolución OSINERG N° 1450-2002-OS/CD el valor de la celda de

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línea en 220 kV en la subestación Pachachaca es de miles US$ 994, monto que difiere con el propuesto por el COES-SINAC.

GG..22 SSPPTT ddee RReeddeessuurr Con relación a las instalaciones de Redesur, que fueron incorporadas al SPT en la regulación de mayo 2001, en dicha oportunidad fue determinado el correspondiente VNR. Los valores propuestos por el COES-SINAC y que se muestran en el siguiente cuadro, corresponden a los establecidos en la regulación de mayo 2002.

CCuuaaddrroo NNoo.. GG..22 –– VVNNRR SSPPTT ddee RREEDDEESSUURR ((mmiilleess UUSS$$)) DATOS DIFERENCIA

CÓDIGO DE AINSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓNL-2025 L-2026 Socabaya Montalvo 17,789 18,833

L-2029 Montalvo Tacna 18,118 76,780 51,498 6,449 9.2%L-2030 Montalvo Puno 33,834

TOTAL REDESUR 69,741 76,780 70,331 6449 9.2%

PROP.COES FINAL-OSINERG

PROP.COES FINAL/OSINERG-1

PROP.COES INICIAL

PROP.COES FINAL OSINERG

El monto propuesto por el COES-SINAC equivalente a Miles US$ 76 780 no ha sido sustentado completamente. En consecuencia, de acuerdo con el análisis del OSINERG, sobre la base del correspondiente Contrato BOOT, el VNR de las instalaciones de transmisión de REDESUR, debidamente actualizado con el índice WPSSOP3500 que se presenta en el Cuadro N° I.4 del Anexo I, asciende a Miles US$ 70 331.

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Anexo H

Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión

En este Anexo se describe el análisis efectuado por OSINERG para la determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) de las instalaciones de Redesur que forman parte del Sistema Principal de Transmisión.

HH..11 CCOOyyMM ddee RReeddeessuurr La información proporcionada sobre el COyM del SPT perteneciente a Redesur es, esencialmente, similar a la que fuera presentada por el COES-SINAC con ocasión de la fijación tarifaria de mayo 2002, con la diferencia que el rubro del costo de los seguros de infraestructura ha sido incrementado, además de adicionar los rubros correspondientes a Gastos Financieros de O&M así como Asistencia Técnica del Operador Estratégico. A continuación se efectúa el análisis de cada uno de estos rubros.

H.1.1 Costos de Seguros

La propuesta del COES-SINAC en relación con los costos de seguros de las instalaciones de transmisión de Redesur representan un incremento del 34% con respecto al valor fijado, para el mismo rubro, en la regulación de mayo 2002, tal como se aprecia en el Cuadro N° H.1.

CCuuaaddrroo NNoo.. HH..11 –– CCoossttoo ddee SSeegguurrooss ((UUSS$$)) RUBRO

Propuesta COES-SINAC

Fijación Mayo 2002 Incremento

Costos de Seguros 348 269 260 008 34%

De acuerdo con los documentos presentados como sustento de los costos de seguro propuesto por Redesur, se ha establecido que el monto incluye la prima más los gastos por emisión, tal como se muestra en el siguiente cuadro.

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CCuuaaddrroo NNoo.. HH..22 –– CCoossttoo DDeessaaggrreeggaaddoo ddee SSeegguurrooss ((UUSS$$))

POLIZAPRIMA NETA

ANUAL

DERECHO DE EMISION

IGVPRIMA BRUTA ANUAL

Incendio 265 000 7 950 49 131 322 081

Vehículos 2 900 87 538 3 525

Responsabilidad Civil 70 225 2 107 13 020 85 351Totales 338 125 10 144 62 688 410 958

Total prima + Emisión 348 269

Del análisis de las pólizas de seguro, así como de las cláusulas, términos y condiciones establecidos con la misma se puede concluir que la póliza está adecuadamente diseñada para los riesgos a que se encuentra expuesta la Empresa. En tal sentido, correspondería actualizar los valores fijados anteriormente para este rubro al monto de US$ 348 269.

H.1.2 Gastos Financieros O&M

La interpretación efectuada por Redesur en el sentido que los costos de operación y mantenimiento no expresan la anualidad de los costos totales al final del año, sino que están constituidos únicamente por la sumatoria de los gastos corrientes que se devengan mensualmente, no es exacta. En los estudios realizados por el OSINERG, los costos de operación y mantenimiento utilizados para el cálculo de las tarifas de transmisión, en todos los casos y en estricto cumplimiento de las leyes aplicables, han sido expresados al final del periodo anual, motivo por el cual la declaración de Redesur de que la metodología empleada por el OSINERG, resulta confiscatoria, no tiene sustento.

Por lo expresado, las propuestas planteadas por Redesur, como posibles alternativas para resolver el problema mencionado por ella, no constituyen una necesidad para efectos del cálculo de los costos de operación y mantenimiento, dado que, justamente, la primera de ellas es la que utiliza el OSINERG para la correspondiente regulación.

En consecuencia, la incorporación por parte de REDESUR de un nuevo concepto denominado “Gastos financieros O&M”, cuyo monto inicial propuesto fue US$ 146 911 para el año 2003, bajo el argumento de corresponder a gastos generados por los cobros descontados de los pagos por concepto de operación y mantenimiento a la tasa estipulada por la normatividad vigente (12%) no resulta aplicable. Cabe aclarar que el mencionado monto inicial propuesto fue luego incrementado a US$ 182 100 en el documento de Absolución de Observaciones del COES-SINAC, valores que en consideración a lo antes expuesto, no pueden ser materia de reconocimiento.

En lo que respecta a la liquidación del periodo tarifario que concluye, debe precisarse que la incorporación efectuada por Redesur del concepto “Gastos Financieros O&M” no corresponde ser tomada en cuenta, por las razones expresadas anteriormente. La liquidación del

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periodo correspondiente a la regulación de mayo 2002, conforme al contrato BOOT suscrito con el Estado Peruano, debe incluir únicamente lo necesario para asegurar que la facturación, a que tiene derecho Redesur, le permita cubrir el Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión establecidos en su oportunidad.

H.1.3 Asistencia Técnica Operador Estratégico

En el documento de Absolución de Observaciones del COES-SINAC se reitera la inclusión de este punto como parte del COyM, bajo el argumento de que “(...) este servicio de asistencia técnica es totalmente distinto e independiente de la inversión de capital de una determinada empresa, por lo que corresponde una remuneración distinta a la utilidad-o pérdida- que recibe un accionista por su inversión”.

Al respecto se debe precisar que de acuerdo a la normatividad vigente, la remuneración de los sistemas de transmisión se efectúa a través de costos correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico en condiciones de eficiencia. En consecuencia, los costos de operación y mantenimiento establecidos por el OSINERG para las instalaciones de transmisión de Redesur con costos eficientes de mediano plazo ya fueron determinados de acuerdo al régimen de precios establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas29, considerando costos eficientes determinados para el conjunto de instalaciones, independientemente de su calificación en sistema principal y secundario, de modo de asegurar el servicio adecuado al cliente a un precio que no incluye ineficiencias de la empresa y a la vez garantice una gestión sostenida en el tiempo por parte de Redesur.

Bajo estas consideraciones, en la determinación del COyM eficiente para Redesur, se contempló un equivalente a la Asesoría a cargo del Operador Estratégico en virtud de las implicancias del Contrato BOOT, tal como fue propuesto por la propia Redesur en aquella oportunidad, dentro de los costos iniciales de operación y mantenimiento. Reconocer nuevamente un costo por el mismo concepto no resulta pertinente ni menos eficiente.

En consecuencia, queda desestimada la propuesta de Redesur para incorporar el rubro correspondiente a la asistencia del operador estratégico dentro del COyM de sus instalaciones del SPT.

Finalmente, como consecuencia del análisis efectuado en el presente Anexo, el monto anual del COyM que corresponde pagar por el SPT de Redesur asciende a US$ 2 220 805, tal como se indica en el siguiente Cuadro.

29 Artículos 8° y 42° de la Ley de Concesiones Eléctricas

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CCuuaaddrroo NNoo.. HH..33 –– CCoossttoo ddee OOppeerraacciióónn yy MMaanntteenniimmiieennttoo ((UUSS$$)) RUBRO LINEAS SSEE CC TOTAL

Operación 170 685 142 221 312 905

Mantenimiento 421 991 224 839 153 023 799 853

Gestión 786 720

Seguridad 65 528

Seguro Infraestructura 348 269

Costos Iniciales 58 419

Total General 2 371 694

% VNR 3,184%

COyM SPT 2 220 805

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Anexo I

Determinación de la Remuneración Anual Garantizada (RAG)

En este Anexo se describe el mecanismo y los correspondientes montos de pago de los agentes (generadores y consumidores finales) para asegurar que la Remuneración Anual Garantizada de REP sea íntegramente pagada en conformidad con lo establecido en el CONTRATO.

Se debe destacar, que los cálculos efectuados por el OSINERG han sido determinados sobre la base del CONTRATO, las Resoluciones OSINERG N° 1449-2002 y 1471-2002-OS/CD, y de la información que posee el OSINERG hasta antes de la fecha de la elaboración del presente informe, las mismas que fueran remitidas por el COES-SINAC.

De acuerdo con el CONTRATO el OSINERG debe definir los mecanismos tarifarios y los correspondientes valores para asegurar que la RAG, debidamente actualizada con el índice WPSSOP3500 que se presenta como Cuadro N° I.4 al final de este anexo, cuyo monto de US$ 58 638 000,00 sea íntegramente pagada a la Sociedad Concesionaria. Asimismo deberá fijar las proporciones del pago mensual que deben efectuar los generadores y los consumidores finales. A este respecto, los cálculos correspondientes se exponen más adelante.

II..11 CCáállccuulloo ddee llaa RRAAGG De acuerdo con el CONTRATO el OSINERG debe definir los mecanismos tarifarios y los correspondientes valores para asegurar que la RAG, que asciende a US$ 58 638 000,00, sea íntegramente pagada a la Sociedad Concesionaria.

Los criterios generales contemplados en el CONTRATO establece las siguientes consideraciones:

• Se menciona que las instalaciones de transmisión de ETECEN y ETESUR pertenecen a dos grupos: Instalaciones de Generación e Instalaciones de Demanda.

• La RAG(n) comprende los siguientes conceptos: RAG1(n) que se paga mediante compensaciones mensuales que serán facturadas a los titulares de generación (Pago de los Generadores) y la RAG2(n) que debe ser pagado por los consumidores finales (Pago de los Consumidores) por el Sistema Principal de Transmisión (en adelante “SPT”) y Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”).

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• El monto de la RAG1(n) que corresponde ser pagado por las instalaciones de Generación, debe ser establecido por el OSINERG, antes del 30 de abril del año “n”. Este monto debe ser asumido por los titulares de generación en función del uso físico que realicen de dichas instalaciones de transmisión. Asimismo, se establece que el procedimiento para la asignación de la responsabilidad del pago de las compensaciones mensuales debe basarse en la determinación de los “Factores de Distribución Topológicos”.

• El pago de los consumidores finales RAG2(n) debe establecerse mediante la siguiente diferencia:

RAG2(n) = RAG(n) - RAG1(n).

• El pago RAG2(n) tiene dos componentes: El pago a través del Ingreso Tarifario Esperado y el Peaje por Conexión del SPT que constituyen la RAGSPT(n) (Pago de los consumidores – Sistema Principal de Transmisión) y el pago a través del SST, RAGSST(n) (Pago de los consumidores – Sistema Principal de Transmisión) que debe establecerse mediante la siguiente relación:

RAGSST(n) = RAG2(n) - RAGSPT(n)

• RAGSPT(n): Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión correspondiente al Sistema Principal de Transmisión que debe ser pagado por los consumidores de acuerdo con las leyes aplicables al mismo.

• RAGSST (n): Ingreso Tarifario del Sistema Secundario de Transmisión y Peaje del Sistema Secundario de Transmisión que debe ser pagado por los consumidores a través de los cargos de transmisión secundaria.

I.1.1 Pago de los Generadores – RAG1(2)

En el Anexo N°7 del CONTRATO, se define a las instalaciones de Generación como instalaciones pertenecientes a los sistemas secundarios de transmisión, cuya remuneración por aplicación de lo dispuesto en el Reglamento de la LCE, corresponde a ser asumido por uno o más titulares de generación.

Asimismo, se establece que la RAG comprende la RAG1 que debe ser pagada mediante compensaciones mensuales que serán facturados a los titulares de generación.

Del análisis de la regulación de los SST efectuado por el OSINERG (antes Comisión de Tarifas Eléctricas o Comisión de Tarifas de Energía), se tiene los montos anuales de las siguientes compensaciones efectuadas mediante regulaciones específicas y procesos de dirimencia30, los cuales han sido actualizados al mes de

30 Modificación efectuada por el D.S. 017-200-EM.

Procesos de Dirimencias:

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febrero 2003 mediante las fórmulas de actualización que fueron señaladas junto con las respectivas compensaciones.

Cabe mencionar que se han incluido las instalaciones de transmisión que son utilizadas por la Empresa Cahua S.A. que se encuentra regulada mediante la Resolución 01-96 P/CTE

En la determinación de la RAG1(1), se empleó la siguiente metodología:

• Actualización de los montos de las compensaciones mensuales con el tipo de cambio, índice de precio al por mayor y tasa arancelaria correspondiente al mes de febrero 2003.

• Se determina el valor futuro del monto mensual establecido en el párrafo anterior considerando el período del 1° de mayo 2003 al 30 de abril 2004

Los montos obtenidos como resultado de la actualización de las compensaciones mensuales señaladas en las respectivas resoluciones tarifarias se muestran en el Cuadro N° I.1 siguiente:

Cuadro N° I.1

Actualización de las Compensaciones Mensuales

APago de los Generadores - RAG1(1) en Soles - Abril 2003 (montos mensuales) 12 110 207

Equipamiento de Generación (Res. N°01-96 P/CTE)* 222 886

Equipamiento de Generación (Contrato CAHUA - REP) 81 505

Equipamiento de Generación (Res. N°14-96 P/CTE) 14 011

Sistema Mantaro Lima (Res. N° 004-2001 P/CTE) 8 479 434

L.T. Quencoro - Tintaya (Res. OSINERG N° 2127-2001-OS/CD) 493 762

L.T. Azángaro - Juliaca - Puno (Res. OSINERG N° 0180-2002-OS/CD) 384 525

L.T. Toquepala - Aricota 109 076

Celdas SE Santa Rosa (Res. OSINERG N° 0179-2002-OS/CD) 72 611

Celda de LT Carhuamayo-Paragsha en SE Paragha II (Res. OSINERG N° 1443-2002-OS/CD) 20 542

Celda de Trafo en SE Chimbote (Res. OSINERG N° 1443-2002-OS/CD) 19 408

Casos Excepcionales ETECEN (Res. OSINERG N° 1417-2002-OS/CD) 1 667 747

Casos Excepcionales ETESUR (Res. OSINERG N° 1443-2002-OS/CD) 544 700

* Incluye activos en SE Chiclayo y SE Chimbote. No incluye las instalaciones que están reguladas por Contrato entre CAHUA y REP

BPago de los Generadores - RAG1(1) en Soles - Abril 2003 (monto anual) 118 469

Equipamiento de Generación (Contrato CNP ENERGIA - REP) 118 469

Con los montos anteriores y utilizando una Tipo de Cambio equivalente a 3,475 S/./US$, se ha obtenido el monto estimado como pago de los titulares de generación, el mismo que asciende a la suma de US$ 44

• Resolución N° 001-96 P/CTE entre ETECEN y ELECTROPERU

• Resolución N° 014-96 P/CTE entre ETESUR y EGEMSA

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110 616, según el detalle siguiente:

Cuadro N° I.2 Determinación del Pago de los Generadores

Alícuota Monto Mensual Monto - V.Futuro

Mes Soles Soles

Mayo-03 1 12,110,207 13,435,941

Junio-03 1 12,110,207 13,309,648

Julio-03 1 12,110,207 13,184,543

Agosto-03 1 12,110,207 13,060,613

Septiembre-03 1 12,110,207 12,937,849

Octubre-03 1 12,110,207 12,816,238

Noviembre-03 1 12,110,207 12,695,771

Diciembre-03 1 12,110,207 12,576,436

Enero-04 1 12,110,207 12,458,222

Febrero-04 1 12,110,207 12,341,120

Marzo-04 1 12,110,207 12,225,118

Abril-04 1 12,110,207 12,110,207

RAG1(1) al mes de abril de 2004 (A) S/ 153,151,706

RAG1(1) al mes de abril de 2004 (B) S/ 132,685

RAG1(1) al mes de abril de 2004 S/ 153,284,391

RAG1(1) al mes de abril de 2004 US$ 44,110,616

Mes

I.1.2 Pago de los Consumidores – RAG2(2)

En el Anexo N° 7 del CONTRATO, se define a las instalaciones de Demanda como instalaciones pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión, así como a las instalaciones del sistema secundario que no pertenecen al conjunto de instalaciones de generación.

Por otro lado, en aplicación del segundo período de la RAG (“n” igual a 2), se establece que la RAG2(2) debe calcularse como:

RAG2(2) = RAG(2) - RAG1(2) + LA

El nuevo término que aparece en la expresión anterior (LA) corresponde a la liquidación anual que es necesario determinar en cumplimiento de lo dispuesto por el CONTRATO.

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Para el presente período, comprendido entre el 1° de mayo de 2003 y el 30 de abril de 2004, el monto del pago de los consumidores asciende a la suma de US$ 14 031 371, tal como se aprecia en el Cuadro N° I.3.

Cuadro N° I.3

Determinación del Pago de los Consumidores – RAG2(2)

1/05/2002 - 30/04/2003 01/05/2003 - 30/04/2004

US$ US$

Remuneración Anual Garantizada - RAG (1) 58 638 000 58 833 200

Liquidación Anual de la RAG - 691 212

RAG1(1) al mes de abril de 2004 44 110 616

Período

05/09/2002 - 30/04/2003

US$

Remuneración Anual Garantizada - RAG (1) 58 141 988

Pago de los Generadores - RAG1(1) 44 110 616

Pago de los Consumidores - RAG2(1) 14 031 371

Período

Como se ha señalado previamente, de acuerdo con el CONTRATO, dicho monto deberá ser pagado mediante los siguientes rubros:

• RAGSPT(2): Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión correspondiente al Sistema Principal de Transmisión que deben ser pagados por los consumidores de acuerdo con las leyes aplicables al mismo.

• RAGSST(2): Ingreso Tarifario del Sistema Secundario de Transmisión y Peaje del Sistema Secundario de Transmisión que deben ser pagados por los consumidores a través de los cargos de transmisión secundaria.

Los cuales son calculados en las siguientes secciones.

I.1.2.1 Pago de los Consumidores – Sistema Principal de Transmisión RAGSPT(2)

En el caso del Sistema Principal de Transmisión, el pago por los consumidores finales, RAGSPT(2), debe ser asumido a través del Ingreso Tarifario Esperado y el Peaje por Conexión.

De acuerdo con lo señalado en el Capítulo 4 del presente informe, los valores correspondientes del Peaje por Conexión e Ingreso Tarifarios ascienden a US$/año 13 928 320 y US$/año 103 051, respectivamente. En consecuencia el monto de la RAGSPT(2) equivale a US$/año 14 031 371.

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I.1.2.2 Pago de los Consumidores – Sistema Secundario de Transmisión RAGSST(2)

En el caso del Sistema Secundario de Transmisión, el pago por los consumidores finales debe ser asumido a través del Ingreso Tarifario Anual (ITA(2)) y el Peaje del Sistema Secundario de Transmisión (PSST(2)). El ITA(2) corresponde a los ingresos marginales como consecuencia de las diferencias de los precios en las barras.

Se establece que el PSST(2) es la cantidad complementaria al ITA(2) necesario para igualar la RAGSST(2).

De acuerdo con lo expresado anteriormente, la RAGSST(2) se obtiene por aplicación de la siguiente ecuación:

RAGSST(2) = RAG2(2) - RAGSPT(2)

En consecuencia, para el presente período comprendido entre el 1° de mayo de 2003 y el 30 de abril de 2004, la RAGSST(2) es igual a cero.

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Cuadro N° I.4

Producer Price Index Finished Goods Less Food and Energy Serie ID: WPSSOP3500

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Anexo J

Comentarios y Observaciones de REP al Proyecto de Resolución

En este Anexo se describe el análisis efectuado por el OSINERG al documento GC-356-2003 de fecha 26 de marzo de 2003 (en adelante “Documento”) presentado por Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”) con los comentarios y observaciones al Proyecto de Resolución contenida en la Resolución OSINERG N° 037-2003-OS/CD.

A continuación se efectúa el análisis correspondiente a cada uno de los comentarios y observaciones formulados:

JJ..11 RReemmuunneerraacciióónn AAnnuuaall GGaarraannttiizzaaddaa REP menciona que el OSINERG no ha efectuado la actualización de la Remuneración Anual Garantizada (RAG) para el período 01 de mayo 2003 – 30 de abril 2004. Al respecto, cabe mencionar que el OSINERG, en la Resolución N° 037-2003-OS/CD, consideró el índice de actualización WPSSOP3500 igual a 150,2, correspondiente al mes de setiembre de 2002, por cuanto era el índice definitivo vigente al mes de febrero de 2003. Sin embargo, el último valor disponible del índice definitivo vigente corresponde al mes de octubre de 2002. Por tanto, la RAG actualizada, para el período 01 de mayo 2003 – 30 de abril 2004, asciende a US$ 58 833 200, que corresponde al valor de 150,7 tal como se muestra en el Cuadro N° I.4 del Anexo I.

JJ..22 LLiiqquuiiddaacciióónn ddee llaa RRAAGG REP menciona que para el cálculo de liquidación de la RAG correspondiente al período 05 de setiembre 2002 – 28 de febrero de 2003, el OSINERG ha considerado ”...las cantidades facturadas por REP a las empresas CAHUA y Energía Pacasmayo...”, señalando que dichos montos no pueden ser considerados dentro del procedimiento de liquidación anual, por cuanto en el contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN-ETESUR se debe considerar a los contratos contenidos en el Anexo 11 numeral 11.1.1, entre los cuales se incluyen los contratos de REP con CAHUA S.A. y Energía Pacasmayo S.A. como ingresos adicionales. Al respecto, REP adjunta copia del Oficio N°4-CPI/2002/PROINVERSION del 26.02.2003.

Sobre el particular, el OSINERG considera que dentro de la liquidación de la RAG, para el período 05 de setiembre 2002 – 28 de febrero de 2003, se debe utilizar lo consignado en las Resoluciones OSINERG N° 1470-2002-OS/CD y 1471-2002-OS/CD, las mismas que

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determinaron la remuneración que debe recibir REP por dicho período. En aquella oportunidad, el OSINERG determinó el cálculo de la RAG en aplicación estricta de lo señalado en el Contrato de Concesión de REP.

JJ..33 CCáállccuulloo ddeell PPaaggoo ddee llooss GGeenneerraaddoorreess RRAAGG11((22))

REP manifiesta que para el cálculo del pago de los generadores respecto a la RAG para el período 01 de mayo de 2003 – 30 de abril de 2004, el OSINERG no debe considerar “..los ingresos que serán facturados por los contratos suscritos con CAHUA y Energía Pacasmayo...” , de acuerdo a lo que menciona REP en el acápite anterior.

Asimismo, manifiesta que existen diferencias en la actualización de las compensaciones establecidas para EGESUR por la línea de transmisión 138 kV Toquepala – Aricota, así como en las compensaciones que debe efectuar EGENOR a REP (Resolución OSINERG N° 01-96 P/CTE) y los casos excepcionales (Resolución OSINERG N° 1443-2002-OS/CD).

Al respecto, de los ingresos por los contratos que tiene REP con CAHUA y Energía Pacasmayo, la inclusión en la RAG ha sido ampliamente analizada en la regulación anterior. Respecto a las diferencias que existen por las compensaciones que deben efectuar EGESUR, EGENOR y otros titulares de generación por los casos excepcionales, se han revisado los montos considerados, estableciéndose los valores que se presentan en el Anexo I.

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Anexo K

Comentarios y Observaciones de REDESUR al Proyecto de

Resolución En este Anexo se describe el análisis efectuado por el OSINERG al documento RDS N° 166/2003 de fecha 28 de marzo de 2003 (en adelante “Documento”) presentado por REDESUR S.A. con los comentarios y observaciones al Proyecto de Resolución contenida en la Resolución OSINERG N° 037-2003-OS/CD.

A continuación se efectúa el análisis correspondiente a cada uno de los comentarios y observaciones formulados:

KK..11 AAssiisstteenncciiaa TTééccnniiccaa ddeell OOppeerraaddoorr EEssttrraattééggiiccoo

En las observaciones formuladas por el OSINERG al Estudio Técnico económico (en adelante “ESTUDIO”) presentado por el COES-SINAC se observó la pretensión de Redesur de incluir como parte de los costos de operación y mantenimiento la remuneración del Operador Estratégico. Para lo cual se solicitó el sustento legal que justifique que el usuario tenga que pagar en la tarifa el rubro indicado, teniendo en cuenta tácitamente lo establecido en el marco regulatorio vigente en que la remuneración del sistema de transmisión se efectúa de acuerdo a criterios de eficiencia; dado que, el sustento utilizado por Redesur, para traspasar este rubro a las tarifas que deben pagar los usuarios, consistió en la presentación de un Contrato de Gestión entre el Operador Estratégico y la concesionaria, en el cual se pacta un monto por concepto de asesoramiento para una “(...) correcta conducción en la operación del servicio y para mejor rentabilidad del contrato de concesión”. En este sentido, no existe demostración alguna, por lo menos Redesur no lo ha hecho, que los costos establecidos en un contrato privado reflejen costos eficientes de la prestación del servicio en análisis, principalmente cuando la parte que prestará el referido servicio es una accionista de la parte que lo requiere. Más aún cuando en una primera instancia se declara un determinado valor y luego se pretende modificarlo.

Es en este enfoque, que el OSINERG planteó, en las observaciones efectuadas a la propuesta inicial presentada en el ESTUDIO, que este rubro no debe formar parte de los costos de operación y mantenimiento, sino mas bien, como parte de la inversión.

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En el documento de Absolución de Observaciones del COES-SINAC Redesur reitera la inclusión de este punto como parte del COyM sustentándose en los mismos argumentos planteados en el ESTUDIO. Redesur se reafirma en que la asistencia del Operador Estratégico constituye una obligación derivada del Contrato BOOT. A este respecto se debe precisar que, efectivamente, el Operador Estratégico está contemplado dentro de las cláusulas del Contrato BOOT, asunto que Redesur analiza extensamente y lo presenta como el sustento legal solicitado en el documento de las observaciones. Sin embargo, este aspecto no está en discusión, sino, el monto de la retribución que por este concepto tenga que ser remunerada por los usuarios finales en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.

En consecuencia, la afirmación de Redesur que señala que “Habiéndose, por tanto, absuelto plenamente la observación formulada por el OSINERG, resulta contrario a derecho que el proyecto de resolución tarifaria pretenda desconocer nuestra legítima pretensión sobre la base de los argumentos distintos que no fueron incluidos en las observaciones. Ello supone un recorte de derecho de defensa que tiene todo administrado, además de una violación del procedimiento establecido en el artículo 122° de la Ley de Concesiones Eléctricas.”, no es exacta, ya que como se mencionó anteriormente, Redesur únicamente se ha limitado a sustentar su propuesta sobre la base del análisis del contrato BOOT en lo que concierne a la función del Operador Estratégico, tema que, como se dijo, no está en discusión, mas no se presenta el sustento legal referente a que la retribución por el asesoramiento del Operador Estratégico tenga que ser asumida por el usuario sin sujetarse a lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento.

Por otro lado, el monto reconocido por el OSINERG como costos iniciales, el cual incluye el rubro del asesoramiento del Operador Estratégico, tal como su nombre lo indica, corresponden a costos que tienen naturaleza temporal relacionados con el periodo inicial de la puesta en operación de las instalaciones de transmisión de Redesur, lo cual ha sido aceptado por Redesur al no haber interpuesto recurso de reconsideración contra la Resolución N° 020-2000 P/CTE.

KK..22 GGaassttooss FFiinnaanncciieerrooss OO&&MM Con relación a los gastos financieros, Redesur solicita que el OSINERG añada en la resolución tarifaria los costos desagregados del COyM, el sustento de los costos adoptados y la descripción de la metodología empleada por el OSINERG.

Los valores fijados por el OSINERG corresponden a costos eficientes determinados y explicados en el Informe Técnico SEG/CTE N° 030-2000 que sirvió de sustento técnico para la Resolución N° 020-2000 P/CTE. En el citado informe, se efectuó el análisis del OSINERG a las propuestas presentadas por Redesur. Por lo tanto, los detalles que

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Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 129 de 129

requiere Redesur están plasmados en el informe referido, el mismo que forma parte del expediente del proceso regulatorio correspondiente y que se encuentra a disposición de las empresas.

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Anexo L

Precio Básico de la Potencia

LL..11 CCOOSSTTOOSS FFIIJJOOSS DDEE OOPPEERRAACCIIÓÓNN YY MMAANNTTEENNIIMMIIEENNTTOO

Las inspecciones y labores de mantenimiento que deben ser realizadas a una máquina cualquiera se determinan de acuerdo al programa de inspecciones que un fabricante establece para sus máquinas. Estas recomendaciones establecidas en los manuales de mantenimiento reflejan la experiencia del fabricante obtenida de todas las unidades instaladas a nivel mundial. Ocurre lo mismo con los fabricantes de turbinas a gas, quienes ponen en conocimiento de los usuarios, mediante los boletines de servicio, las necesidades de inspecciones y mantenimiento requeridas por sus turbinas.

Si el propietario de una máquina cualquiera decide realizar inspecciones más frecuentes, incrementándose de esta manera sus costos de mantenimiento, es su potestad hacerlo. Desde el punto de vista de un regulador, no es aceptable para propósitos de determinación de tarifas los sobrecostos de mantenimiento en que incurre un operador al exceder las recomendaciones dadas por el fabricante. La regulación de precios del servicio que presta debe realizarse en función a costos eficientes obtenidos a partir de las recomendaciones del fabricante, recomendaciones que son normalmente conservadoras a fin de proteger la unidad.

El COES-SINAC menciona que ha empleado por recomendación y experiencia del operador, una fórmula a la que denomina “Alterna”, que no está contenida en las recomendaciones del fabricante establecidas en el Boletín de Servicio, y no ha presentado ninguna prueba de que dicha afirmación sea cierta. Menciona además que los resultados de la fórmula Alterna deben ser empleados con las tablas de intervalos de inspecciones establecidas en el Boletín de Servicio, solicitando la aplicación de dichos resultados, que a juicio del OSINERG resulta incorrecto y eleva considerablemente el costo fijo de operación y mantenimiento.

ETEVENSA propuso, en el año 1996, una metodología en la que se incluía el empleo de dicha fórmula, como una manera razonable de resolver el problema de la determinación de los costos fijos y de los costos variables de operación y mantenimiento no relacionados al consumo de combustible. Sin embargo, esta manera de resolver el problema lleva implícito el reconocimiento de que las horas equivalentes de operación (por operación con gas, por operación con

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Diesel 2, o por efecto de los arranques) deben reducirse a un equivalente de operación de la máquina con gas natural. En esta forma de tratar el problema, el impacto del uso del Diesel 2 es reconocido en la fórmula Alterna a través de un factor que penaliza el número de horas efectivas de operación con Diesel 2, mediante un incremento de 30% para convertirlas a horas equivalentes de operación con gas natural. En este caso, es obvio que el efecto del Diesel 2 ya se encuentra reconocido en la metodología y utilizar las tablas del fabricante para determinar la frecuencia de mantenimiento correspondiente al uso exclusivo de Diesel 2 corresponde a una doble contabilidad que sería inaceptable desde todo punto de vista.

Por tanto, no existe duda para el OSINERG que el combustible empleado por la unidad de punta es el petróleo diesel N° 2, ni lo ignora como menciona el COES-SINAC en la Absolución de Observaciones, de modo tal que resulta injustificado afirmar que existe un desconocimiento o violación del Principio de Verdad Material. No es el combustible empleado el tema de discusión, como pretende el COES-SINAC aparentar, sino la correcta frecuencia de intervenciones que debe emplearse para determinar el costo por mantenimiento.

No es exacta la afirmación del COES-SINAC en la Absolución de Observaciones, al mencionar que OSINERG emplea “un modelo matemático que se sustenta en una operación con gas natural cuando ello es una ficción ajena a la realidad”. En realidad el modelo matemático empleado corresponde al propuesto por el COES-SINAC en el Proceso de Regulación del noviembre de 2002, modelo que, como se ha señalado anteriormente, convierte la operación con petróleo diesel N° 02 a una operación equivalente con gas natural, arrojando como resultados “horas equivalentes de operación en carga base con gas natural”, hecho tratado y demostrado en el Proceso de Regulación Tarifaria de Noviembre del 2002 y no objetado por el COES-SINAC en el presente proceso de regulación.

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Anexo M

Relación de Información que sustenta la Resolución de Fijación

de las Tarifas en Barra

1. Informe Técnico OSINERG-GART/DGT N° 010A-2003

2. Informe Legal OSINERG-GART-AL-2003-011

3. Informe Legal OSINERG-GART-AL-2003-025

4. Informe Legal OSINERG-GART-AL-2003-043

5. Absolución de Observaciones del Informe OSINERG-GART/DGT N° 007-2003 (COES-SINAC)

6. Informe OSINERG-GART/DGT N° 007-2003 “Observaciones al Informe Técnico Económico presentado por el COES-SINAC para la Regulación de Mayo 2003”

7. Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo de 2003 (COES-SINAC)

8. Informe “Optimización del Programa de Mantenimiento para las Centrales del SEIN” – CESEL Ingenieros

9. Informe sobre la propuesta del COES de incluir la demanda de energía del Ecuador como criterio para la fijación de las Tarifas en Barra del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional” – Dr. Fabián Novak

10. Informe Situacional de los Contratos de Concesión Definitiva de Generación Eléctrica – Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERG

11. Modelos:

• “Modelo Perseo”: Modelo para el Cálculo de los Costos Marginales de Energía, incluye manuales y simulaciones con casos típicos

• “Modelo Demanda por Barras”: Cálculo de la demanda global y por barras para el período 2003-2007

12. Planillas de cálculo diversas en medio óptico

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Anexo N

Resumen Observaciones y Diagrama Unifilar SEIN

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DIAGRAMA DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (Esquema Unifilar del Sistema Simplificado en el Modelo PERSEO)