Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Informe OSINERG-GART/GRGT N Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Lima, 17 de setiembre de 2002

2 INDICE 1. ANTECEDENTES CÁLCULO DE LA RAG PAGO DE LOS GENERADORES RAG1(1) PAGO DE LOS CONSUMIDORES RAG2(1) Pago de los Consumidores Sistema Principal de Transmisión RAG SPT (1) Pago de los Consumidores Sistema Secundario de Transmisión RAG SST (1) AJUSTES DE LOS CARGOS REGULADOS AJUSTE DE RAGSST(1) Cargos por el uso del Sistema de Transmisión Secundaria AJUSTE DE RAGSPT(1) Cálculo del Peaje por Conexión de la SOCIEDAD CONCESIONARIA CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Anexo A Cálculo de la RAG 1 (1) Anexo B Anexo C CRITERIOS GENERALES PARA EL PAGO DE LA REMUNERACIÓN ANUAL GARANTIZADA RELACION DE CONTRATOS OPERATIVOS Y ADMINISTRATIVOS SUSCRITOS POR ETECEN Y ETESUR QUE SE TRANSFIEREN A LA SOCIEDAD CONCESIONARI Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 2 de 44

3 1. Antecedentes El 05 de setiembre de 2002 se suscribió el Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN ETESUR (en adelante el CONTRATO ) suscrito entre el Estado Peruano, representado por el Ministerio de Energía de Minas (en adelante el CONCEDENTE ), y la Sociedad Concesionaria Red de Energía del Perú S.A. (en adelante la SOCIEDAD CONCESIONARIA ). En dicho contrato, se le asigna al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante OSINERG ), la responsabilidad de establecer los mecanismos tarifarios para asegurar la remuneración que corresponde percibir a la SOCIEDAD CONCESIONARIA por los servicios prestados por sus instalaciones de transmisión. La CLÁUSULA DÉCIMO TERCERA REMUNERACIÓN ANUAL GARANTIZADA del CONTRATO, establece la garantía que el CONCEDENTE otorga a la SOCIEDAD CONCESIONARIA para que el OSINERG defina los mecanismos tarifarios y los correspondientes valores para asegurar que la Remuneración Anual Garantizada (en adelante RAG ), que asciende a US$ , sea íntegramente pagada a la SOCIEDAD CONCESIONARIA. Adicionalmente, el OSINERG deberá fijar las proporciones del pago mensual que deben efectuar los generadores y los consumidores finales. En el Anexo N 7 del CONTRATO, que se adjunta en el Anexo B del presente informe, se establecen los criterios y procedimientos básicos para la recaudación, actualización y liquidación o cierre anual de la RAG, los cuales han sido tomados en cuenta en la elaboración del presente informe. Conforme se señala en el referido Anexo N 7 del CONTRATO, el periodo anual de regulación está comprendido entre el 1 de mayo y el 30 de abril del año siguiente. Se establece también que durante el año 2002, el OSINERG calculará la compensación que corresponde percibir a la SOCIEDAD CONCESIONARIA, como la alícuota correspondiente al período del año comprendido entre la Fecha de Cierre y el 30 de abril del año 2003, con relación a los 365 días del año. Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 3 de 44

4 En razón de que la Fecha de Cierre corresponde al 5 de setiembre de 2002, en aplicación de lo señalado en el párrafo anterior, el factor que se deberá utilizar para establecer la alícuota correspondiente al primer período de regulación es igual a 238/365. El CONTRATO, establece el derecho de la SOCIEDAD CONCESIONARIA a ser remunerada por los servicios de sus instalaciones de transmisión a partir del 5 de setiembre de 2002, bajo los mecanismos establecidos en el Anexo N 7 del mismo. Ello trae consigo la modificación, desde dicha fecha, de los valores consignados en las resoluciones que fijaron las tarifas de transmisión de Etecen S.A. y Etesur S.A. (hoy la SOCIEDAD CONCESIONARIA). El siguiente informe contiene el mecanismo y los correspondientes montos de pago de los agentes (generadores y consumidores finales) para asegurar que la Remuneración Anual Garantizada de la SOCIEDAD CONCESIONARIA 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 de la información, que del CONTRATO y de las instalaciones, posee el OSINERG hasta antes de la fecha de la elaboración del presente informe, las mismas que fueran remitidas por ProInversión, así como por las empresas concesionarias Etecen S.A. (en adelante ETECEN ) y Etesur S.A. (en adelante ETESUR ). Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 4 de 44

5 2. Cálculo de la RAG El segundo párrafo de la CLÁUSULA DÉCIMO TERCERA REMUNERACIÓN ANUAL GARANTIZADA del CONTRATO establece que El concedente garantiza que el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG) y/o quien le suceda en la función, establecerán los mecanismos tarifarios y los correspondientes valores para asegurar que la Remuneración Anual Garantizada de la Sociedad Concesionaria sea íntegramente pagada, de conformidad con lo establecido en el Anexo N 7 del Presente Contrato. En este sentido, para el cálculo de las tarifas de transmisión, el OSINERG ha tomado en cuenta estrictamente lo establecido en el Anexo N 7 del CONTRATO. Las remuneraciones adicionales a que se considere con derecho la SOCIEDAD CONCESIONARIA por efecto de los contratos que figuran en el Anexo N 11 del CONTRATO, y que se reproducen en el Anexo C del presente informe, deberán ser ejercidos por la SOCIEDAD CONCESIONARIA sin perjuicio de lo regulado por el OSINERG, ya que los mismos no han sido tomados en cuenta para los cálculos realizados en este análisis. Además, en la referida cláusula se establecen las consideraciones que deberá tener presente el OSINERG para la determinación de los cargos y montos de la RAG que deben ser pagadas por los consumidores y generadores. El monto de la RAG asciende a US$ , el cual debe ser pagado por los generadores y los consumidores finales. Esta cláusula se complementa con el Anexo N 7, que establece los criterios generales para el pago de la remuneración anual garantizada, señalando 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. Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 5 de 44

6 La RAG(n) comprende los siguientes conceptos: RAG 1 (n) que se paga mediante compensaciones mensuales que serán facturadas a los titulares de generación (Pago de los Generadores) y la RAG 2 (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 ). El monto de la RAG 1 (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 RAG 2 (n) debe establecerse mediante la siguiente diferencia: RAG 2 (n) = RAG(n) - RAG 1 (n). El pago RAG 2 (n) tiene dos componentes: El pago a través del Ingreso Tarifario Esperado y el Peaje por Conexión del SPT que constituyen la RAG SPT (n) (Pago de los consumidores Sistema Principal de Transmisión) y el pago a través del SST, RAG SST (n) (Pago de los consumidores Sistema Principal de Transmisión) que debe establecerse mediante la siguiente relación: RAG SST (n) = RAG 2 (n) - RAG SPT (n) RAG SPT (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. RAG SST (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. Finalmente, se señala que durante el año 2002, el OSINERG calculará la compensación de la SOCIEDAD CONCESIONARIA, como la alícuota correspondiente al período comprendido entre la Fecha de Cierre (5 de setiembre de 2002) y el 30 de abril del año 2003, con relación a los 365 días del año. En este caso, el factor de alícuota es igual a valor obtenido con la relación 238/365, tal como se muestra en el siguiente cuadro: Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 6 de 44

7 Cuadro N 2.1 Determinación del Factor de Alícuota de la RAG para el Primer Periodo de Regulación Por tanto, aplicando el Factor de Alícuota, se obtiene que la RAG para el primer año, RAG(1), es igual a US$ Pago de los Generadores RAG 1 (1) 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 RAG 1 (1) 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), tenemos los montos anuales de las siguientes compensaciones efectuadas mediante regulaciones específicas y procesos de dirimencia 1, los cuales han sido actualizados al mes de setiembre 2002 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 P/CTE En la determinación de la RAG 1 (1), se empleó la siguiente metodología: 1 Modificación efectuada por el D.S EM. Procesos de Dirimencias: Resolución N P/CTE entre ETECEN y ELECTROPERU Resolución N P/CTE entre ETESUR y EGEMSA Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 7 de 44

8 i) 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 setiembre ii) Se determina el valor futuro del monto mensual establecido en el párrafo anterior considerando el período del 5 de setiembre 2002 al 30 de abril 2003 Los montos obtenidos como resultado de la actualización de las compensaciones mensuales señaladas en las respectivas resoluciones tarifarias se muestran en el Cuadro N 2.2 siguiente. Los detalles del cálculo se presentan en el Anexo A que se adjunta al presente informe: Cuadro N 2.2 Actualización de las Compensaciones Mensuales Con lo montos anteriores y utilizando una Tipo de Cambio equivalente a 3,615 S/./US$, se ha obtenido el monto estimado como pago de los titulares de generación, el mismo que asciende a la suma de US$ , según el detalle siguiente: Cuadro N 2.3 Determinación del Pago de los Generadores Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 8 de 44

9 2.2. Pago de los Consumidores RAG 2 (1) 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 primer período de la RAG ( n igual a 1), se establece que la RAG 2 (1) debe calcularse como: RAG 2 (1) = RAG(1) - RAG 1 (1) Para el presente período, comprendido entre la Fecha de Cierre (5 de setiembre de 2002) y el 30 de abril de 2003, el monto del pago de los consumidores asciende a la suma de US$ , tal como se aprecia en el Cuadro N 2.4. Cuadro N 2.4 Determinación del Pago de los Consumidores RAG 2 (1) Como se ha señalado previamente, de acuerdo con el CONTRATO, dicho monto deberá ser pagado mediante los siguientes rubros: RAG SPT (1): 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. RAG SST (1): 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 Pago de los Consumidores Sistema Principal de Transmisión RAG SPT (1) En el caso del Sistema Principal de Transmisión, el pago por los consumidores finales, RAG SPT (n), debe ser asumido a través del Ingreso Tarifario Esperado y el Peaje por Conexión, los cuales han sido regulados de conformidad con la normatividad vigente y corresponden a los montos anuales establecidos en la regulación de las Tarifas en Barra de mayo 2002, debidamente actualizadas a setiembre de Dicho monto corresponde a Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 9 de 44

10 las instalaciones del SPT de ETECEN, ETESUR, a la L.T. en 138kV Dolorespata Quencoro y a la L.T. en 220kV Piura Talara que, en la actualidad, forman parte del SPT de la SOCIEDAD CONCESIONARIA. Para el período comprendido entre la Fecha de Cierre (5 de setiembre de 2002) y el 30 de abril de 2003, los montos estimados a recaudarse, por los conceptos de Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión, ascienden a las sumas de US$ y US$ , respectivamente, que en total suman la cantidad de US$ , según se aprecia en el Cuadro N 2.5. Cuadro N 2.5 Recaudación Prevista por el Sistema Principal de Transmisión Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 10 de 44

11 Pago de los Consumidores Sistema Secundario de Transmisión RAG SST (1) En el caso del Sistema Secundario de Transmisión, el pago por los consumidores finales debe ser asumido a través del Ingreso Tarifario Anual (ITA(1)) y el Peaje del Sistema Secundario de Transmisión (P SST (1)). El ITA(1) corresponde a los ingresos marginales como consecuencia de las diferencias de los precios en las barras. Se establece que el P SST (1) es la cantidad complementaria al ITA(1) necesario para igualar la RAG SST (1). De acuerdo con lo expresado anteriormente, la RAG SST (1) se obtiene por aplicación de la siguiente ecuación: RAG SST (1) = RAG 2 (1) - RAG SPT (1) Para el presente período comprendido entre la Fecha de Cierre (5 de setiembre de 2002) y el 30 de abril de 2003, la RAG 2 (1) el monto que se recaudaría por la RAG SPT (1) excede en US$ a la RAG 2 (1), tal como se aprecia en el Cuadro N 2.6. Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 11 de 44

12 Cuadro N 2.6 Pago de los Consumidores - RAG SST Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 12 de 44

13 3. Ajustes de los Cargos Regulados De acuerdo con el análisis anterior, la recaudación estimada de la RAG 1 (1) y dela RAG SPT (1) cubriría en más del 100% de la RAG. En consecuencia, es necesario reajustar los cargos de transmisión a fin de asegurar que la SOCIEDAD CONCESIONARIA reciba la RAG de acuerdo con lo previsto en Cláusula DECIMO TERCERA del CONTRATO Ajuste de RAG SST (1) La primera medida que se debe adoptar a fin de cumplir con lo anterior, es que la RAG SST (1) deberá ser establecido en cero, con ello, el pago de los consumidores por el uso del sistema secundario de transmisión de la SOCIEDAD CONCESIONARIA deberá también hacerse igual a cero Cargos por el uso del Sistema de Transmisión Secundaria De acuerdo con lo señalado en el párrafo anterior, se deberán reajustar, a cero, los cargos señalados a continuación: a) El cargo CPSEE01 para las Subestaciones Base Ica 220 kv y Marcona 220 kv, correspondientes a Etecen S.A. (hoy Red de Energía del Perú S.A.). b) El cargo CPSEE02 para todas las Subestaciones Base del SEIN. c) El cargo CBPSE aplicable por las empresas ELECTRONOROESTE e HIDRANDINA por las instalaciones de ETECEN, en Alta Tensión (AT acumulado) y Media Tensión (MT acumulado) Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 13 de 44

14 d) El cargo adicional en la zona de ELECTROANDES PASCO NORTE, que corresponde pagar a la demanda del mercado no regulado por la celda 138 kv de la línea L-704 ubicada en la subestación Paragsha II. e) El cargo adicional en los sistemas eléctricos PASCO, PASCO RURAL 1 y PASCO RURAL 2, que corresponde pagar a la demanda del mercado regulado por la celda 138 kv de la línea L-704 ubicada en la subestación Paragsha II. f) Los cargos de peajes por transmisión, CBPST y CBPSL, de las instalaciones de propiedad de Etecen S.A. y Etesur S.A. (hoy Red de Energía del Perú S.A.) que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión y que son asumidos por la demanda serán iguales a cero. Igualmente. g) La compensación a que se refiere la Resolución OSINERG N OS/CD Ajuste de RAG SPT (1) La segunda medida que se debe adoptar para la garantía de la RAG, es que el Peaje por Conexión de US$ , correspondiente al período restante del año 1, deberá ser reducido a US$ ( US$ US$ ). Considerando un Ingreso Tarifario de US$ el nuevo valor de la RAG SPT (1) será US$ Para tener el valor anual del Ingreso Tarifario y del Peaje por Conexión, se utiliza la relación (365/238). Con ello, los nuevos montos de Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión ascienden a: Ingreso Tarifario = US$ * 365 / 238 = US$ Peaje por Conexión = US$ * 365 / 238 = US$ Estos valores llevados a mayo de 2002, aplicando la relación correspondiente entre el Tipo de Cambio utilizado para la regulación de las Tarifas en Barra y el Tipo de Cambio correspondiente a setiembre 2002, resultan ser: Ingreso Tarifario = US$ * / = US$ Peaje por Conexión = US$ * / = US$ Los que expresados en soles resultan: Ingreso Tarifario = US$ * = S/ Peaje por Conexión = US$ * = S/ Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 14 de 44

15 Cálculo del Peaje por Conexión de la SOCIEDAD CONCESIONARIA El Peaje por Conexión Unitario (PCSPT), referido al mes de mayo es igual a 1,93 S/./kW-mes, el que actualizado al mes de setiembre corresponde a 1,99 S/./kW-mes, tal como se muestra en la siguiente tabla: Cuadro N 3.1 Determinación del PCSPT para Red de Energía del Perú S.A. Para determinar el PCSPT del período de la alícuota se utiliza la siguiente relación (RAG2(1) / Peaje por Conexión sin corregir) por tanto el PCSPT es igual a 1,78 S/./kW-mes ( 1,99 * / ). Para expresar el PCSPT a mayo de 2002, se utiliza la relación correspondiente a los tipos de cambio de la regulación de las Tarifas en Barra y el correspondiente a setiembre (3,446/3,615), con lo cual el nuevo valor del PCSPT es igual a 1,69 S/./kW-mes. El PCSPT para las otras empresas que tienen instalaciones de transmisión es igual a 4,25 S/./kW-mes, con lo cual el PCSPT a nivel del sistema interconectado nacional será igual a S/./kW-mes 5,94. Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 15 de 44

16 4. Conclusiones y Recomendaciones Del análisis del informe se han establecido las siguientes conclusiones y recomendaciones: 1) En el primer periodo de aplicación de la RAG, que corresponde al 5 de setiembre 2002 hasta el 30 de abril de 2003, el monto de la RAG que deberá ser asumida por los consumidores finales del Sistema Secundario de Transmisión de Red Eléctrica del Perú S.A. es igual a cero. En consecuencia, deben aprobarse los cambios en los peajes secundarios establecidos por el uso de las instalaciones secundarias de ETECEN S.A. y ETESUR S.A. 2) Modificar el Cuadro N 1 del Artículo 1 de la Resolución OSINERG N OS/CD, en lo concerniente al Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía Local CPSEE01, de las siguientes instalaciones secundarias, quedando como sigue: 3) Modificar el Cuadro N 2 del Artículo N 1 de la resolución OSINERG N OS/CD, en lo concerniente al Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía General CPSEE02, de las siguientes instalaciones secundarias, quedando como sigue: Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 16 de 44

17 4) Modificar el Cuadro N 3 de la resolución OSINERG N OS/CD (Artículo 2 ), que a su vez modificó dicho cuadro de la resolución OSINERG N OS/CD (Artículo 1 ), quedando como sigue: 5) El cargo adicional en la zona de ELECTROANDES PASCO NORTE que corresponde pagar a la demanda del mercado no regulado, consignado en el Artículo 1 de la Resolución OSINERG N OS/CD (0,0051 ctm. S/./kWh) por la celda 138 kv de la línea L-704 ubicada en la subestación Paragsha II, perteneciente a ETECEN debe ser igual a cero. 6) El cargo adicional en los sistemas eléctricos PASCO, PASCO RURAL 1 y PASCO RURAL 2 que corresponde pagar a la demanda del mercado regulado, consignado en el Artículo 1 de la Resolución OSINERG N OS/CD (0,0335 ctm. S/./kWh) por la celda 138 kv de la línea L-704 ubicada en la subestación Paragsha II, perteneciente a ETECEN debe ser igual a cero. 7) El Peaje por Conexión Unitario (PCSPT) correspondiente a las instalaciones del SPT de Red de Energía del Perú S.A., aplicable a partir del 5 de setiembre del 2002, será de 1,69 S/./kW-mes. Este cargo se encuentra valorizado a la fecha de vigencia de la Resolución OSINERG N OS/CD y sustituye a los cargos del PCSPT que fueron establecidos para Etecen S.A. (SPT de Etecen), Etesur S.A.(SPT de Etesur), así como para la L.T. Dolorespata Quencoro 138 kv y la L.T. Piura Talara 220 kv, consignados en el Cuadro N 2 de la Resolución OSINERG N OS/CD, modificada por la Resolución OSINERG N OS/CD. En consecuencia, el PCSPT total a aplicarse en todas las Barras Base del SEIN será de 5,94 S/./kW-mes. Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 17 de 44

18 8) Los cargos señalados para Red de Energía del Perú S.A. deberán ser debidamente actualizados, antes de su aplicación, con la fórmula de reajuste del PCSPT consignada en la Resolución OSINERG N OS/CD, empleando como parámetros l=1,000 y m=0,000. 9) El Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario Esperado correspondiente a las instalaciones del SPT de Red de Energía del Perú S.A., aplicable a partir del 5 de setiembre del 2002, será de Nuevos Soles y de Nuevos Soles, respectivamente. Este Peaje e Ingreso Tarifario se encuentran valorizados a la fecha de vigencia de la Resolución OSINERG N OS/CD y sustituyen a los consignados en el Cuadro N 8 de la misma, modificado por la Resolución OSINERG N OS/CD, para Etecen S.A. (SPT de Etecen), Etesur S.A.(SPT de Etesur), así como para la L.T. Dolorespata Quencoro 138 kv y la L.T. Piura Talara 220 kv. Los montos antes indicados para el Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario de Red de Energía del Perú S.A. corresponden a la remuneración anual. Los valores que el concesionario deberá recuperar por el primer periodo de fijación anual serán calculados multiplicando los valores indicados por el factor 238/ ) Los cargos de peajes por transmisión, CBPST y CBPSL, de las instalaciones de propiedad de Etecen S.A. y Etesur S.A. (hoy Red de Energía del Perú S.A.) que forman parte del Sistema Secundario de Transmisión y que son asumidos por la demanda serán iguales a cero. Igualmente, se hará igual a cero la compensación a que se refiere la Resolución OSINERG N OS/CD. Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 18 de 44

19 Anexo A CÁLCULO DE LA RAG 1 (1)

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29 Anexo B CRITERIOS GENERALES PARA EL PAGO DE LA REMUNERACIÓN ANUAL GARANTIZADA Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 29 de 44

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35 Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 35 de 44

36 Anexo C RELACION DE CONTRATOS OPERATIVOS Y ADMINISTRATIVOS SUSCRITOS POR ETECEN Y ETESUR QUE SE TRANSFIEREN A LA SOCIEDAD CONCESIONARI Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 36 de 44

37 Revisión de Tarifas de Transmisión por Concesión de ETECEN ETESUR Página 37 de 44

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