RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSINERGMIN N OS/CD

Transcripción

1 ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA CONSIDERANDO: Lima, 15 de junio de ANTECEDENTES Que, en fecha 15 de abril de 2017, fue publicada en el diario oficial El Peruano la Resolución N OS/CD ( RESOLUCION ), mediante la cual, se fijaron los Peajes y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT) del período comprendido entre el 01 de mayo de 2017 y el 30 de abril de 2021; Que, con fecha 08 de mayo de 2017, la empresa ENGIE Energia Perú S.A. ( ENGIE ) interpone recurso de reconsideración contra la RESOLUCION; siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión del citado recurso impugnativo. 2.- EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Y ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, ENGIE solicita en su recurso de reconsideración: 1. Recalcular las Compensaciones Mensuales Asignadas a la Generación por la Adenda 15 de REP, fijada en el Cuadro N 9.1 del Anexo N 9 de la RESOLUCIÓN. 2. Recalcular los Ingresos Tarifarios Esperados del Sistema Secundario de Transmisión (SST) y del Sistema Complementario de Transmisión (SCT), fijados en el Cuadro N 5.1 del Anexo N 5 de la RESOLUCIÓN. 2.1 RECALCULAR LAS COMPENSACIONES MENSUALES ASIGNADAS A LA GENERACIÓN POR LA ADENDA 15 DE REP SUSTENTO DE PETITORIO Que, señala ENGIE que, el 15 de marzo de 2015 se puso en servicio la cuarta terna de la L.T. 220 kv Chilca REP San Juan (L-2092), como parte del proyecto de Ampliación 15 de REP, según figura en el reporte de Contratos de Concesión y Ampliaciones de Líneas Transmisión Eléctrica En Operación ; Que, agrega ENGIE que, según se aprecia en el archivo de entrada SINAC.LIN del modelo PERSEO, Luz del Sur en abril 2015 puso en servicio la S.E. Alto Praderas 220 kv, la cual seccionó en dos tramos la L.T. 220 kv Chilca REP San Juan (L-2092), la L.T. 220 kv San Juan Alto Pradera (L-2092) y Alto Pradera Chilca REP (L-2088); asimismo, señala que ambas líneas se encuentran modeladas en el archivo SINAC.LIN con códigos LNX-04A y LNX-04B; Que, en ese sentido, señala ENGIE que, en la presente fijación de tarifas y compensaciones de los SST y SCT para el periodo mayo abril 2021, corresponde a Osinergmin fijar las compensaciones por dicha línea y asignar la responsabilidad de pago entre la demanda y la generación aplicando el Criterio de Beneficios establecido en la normatividad vigente;

2 Que, sin embargo, señala ENGIE que, de la información que sustenta la RESOLUCIÓN, el cálculo de beneficios para la Generación y Demanda se ha determinado comparando los resultados de la simulación del modelo PERSEO con todos los equipos en servicio (caso base) y los resultados de la simulación que considera la L.T. 220 kv Chilca REP San Juan (L- 2093), en lugar de comparar el caso base con los resultados de la simulación que considera la línea L-2092/L-2088 fuera de servicio, que es la línea que se puso en servicio como parte de la Adenda 15 de REP; Que, además, menciona ENGIE que, la L.T. 220 kv Chilca REP San Juan (L-2093) y sus respectivas celdas ya están en la fijación de Osinergmin como un elemento de SST Chilca San Juan; Que, por lo señalado, solicita ENGIE a Osinergmin, recalcular las Compensaciones Mensuales Asignadas a la Generación por la Adenda 15 de REP, en lo que respecta al elemento L.T. 220 kv Chilca REP San Juan (L-2092/L-2088), a fin de que se considere en la determinación de beneficios sin elemento, la desconexión de la L.T. 220 kv Chilca REP Alto Pradera San Juan (L-2092/L2088) en lugar de la línea L ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, de los argumentos presentados por ENGIE, luego de la revisión efectuada se verifica que, para el cálculo de Asignación de Pagos entre Usuarios y Generadores por el criterio de Beneficios Económicos de la Ampliación 15 de REP, en el archivo de entrada SINAC.LIN del modelo PERSEO, se consideró erróneamente fuera de servicio el enlace L.T. 220 kv Chilca REP San Juan ( L-2093 ), en lugar de considerar el enlace L.T. 220 kv Chilca REP Alto Pradera San Juan ( L-2092/L2088 ); Que, en ese sentido, se procede a recalcular las Compensaciones Mensuales Asignadas a la Generación por el Uso de la Ampliación 15 de REP, considerando fuera de servicio el enlace L.T. 220 kv Chilca REP Alto Pradera San Juan ( L-2092/L2088 ) para el caso SIN ELEMENTO; Que, en consecuencia, el recurso de reconsideración debe ser declarado fundado en este extremo. 2.2 RECALCULAR LOS INGRESOS TARIFARIOS ESPERADOS DEL SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN (SST) Y DEL SISTEMA COMPLEMENTARIO DE TRANSMISIÓN (SCT) ACTUALIZAR LOS ARCHIVOS DE ENTRADA DEL MODELO PERSEO SUSTENTO DE PETITORIO Que, ENGIE observa los archivos de entrada SINAC.CHH, SINAC.CGT, SINAC.LIN y SINAC.DEM del modelo PERSEO, en los siguientes puntos: i) Modificar la barra de conexión de la central hidroeléctrica Huinco, la cual debe ser la barra Huinco 220 kv en lugar de la barra Santa Rosa 220 kv; Página 2

3 ii) Incluir la central hidroeléctrica La Joya que tiene la barra de conexión la S.E. Repartición 138 kv; iii) Actualizar la fecha de puesta en operación comercial de las centrales hidroeléctricas 8 de Agosto y El Carmen, tomando en cuenta lo informado en el último reporte de "Supervisión de Contratos de Proyectos de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica en Construcción" de la División de Fiscalización de Osinergmin y la fecha contemplada en el último Programa de Mediano Plazo del COES, donde detalla que, la centrales ingresaran recién en febrero 2018 y en diciembre 2017 respectivamente; iv) Modificar la barra de conexión de las centrales hidroeléctricas Hydrika1, Hydrika2, Hydrika3, Hydrika4, Hydrika5 e Hydrika6, señalando que la barra de conexión debe ser La Ramada 220 kv en lugar de la barra Huallanca 138kV de acuerdo con el último reporte de "Supervisión de Contratos de Proyectos de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica en Construcción" de la División de Fiscalización de Osinergmin publicado en marzo 2017; v) Modificar la barra de conexión de la central termoeléctrica Oquendo, señalando que debe ser la barra Chavarría 220kV en lugar de la barra Ventanilla 220 kv, debido central se encuentra más cercana de la barra Chavarría 220k V; vi) Actualizar los parámetros eléctricos de la línea en 220 kv de La Planicie - Industriales, de acuerdo con el Estudio de Pre Operatividad aprobado por COES, en base a ello, señala que, la capacidad de cada línea es de 400 MVA, y tiene una longitud total de 17,19 km, la resistencia unitaria equivalente es de 0,0409 ohmios/km y la reactancia unitaria equivalente es de 0,3235 ohmios/km; vii) Incluir a las líneas en 220 kv Carabayllo Mirador y Mirador - Malvinas, debido a que la representación de estos enlaces mediante el modelamiento de cargas no funciona para este caso, porque no refleja adecuadamente los traslados de cargas de otras subestaciones. Asimismo, señala que, la representación de estos enlaces mediante el modelamiento de cargas en las barras de salida (Carabayllo 220 kv y/o Zapallal 220 kv) no representa la operación real de la red de transmisión, dado que no se está modelando la alimentación de las cargas de las subestaciones Santa Rosa y Chavarría que se suministran a través de estas líneas. Asimismo, indica que, la omisión de estas líneas en el modelo PERSEO, genera sobrecargas en las líneas del enlace 220 kv Zapallal Ventanilla Chavarría Santa Rosa que no ocurren en la actualidad y tampoco han sido detectadas en los estudios del Plan de Transmisión, señala que dichas sobrecargas incrementan erróneamente los Ingresos Tarifarios del SST y SCT; viii) Actualizar la demanda de las barras Industriales 220 kv y Balnearios 60 kv para el periodo enero - Julio 2017, debido al traslado de carga debe realizarse recién a partir de agosto 2017, cuando se ponga en servicio la línea en 220 kv La Planicie Industriales. Asimismo, indica que, el considerar este traslado de carga desde enero 2017, genera que las líneas San Juan Santa Rosa operen con flujos de potencia muy altos que no reflejan la operación del SEIN, asimismo señalan que, Página 3

4 actualmente, no es posible incrementar la demanda de la S.E. Industriales 220kV por sobrecarga en la Línea San Juan 220 kv - Industriales 220 kv; Que, por lo tanto, solicita ENGIE en base a estas observaciones, corregir el cálculo de los Ingresos Tarifarios Esperados del Sistema Secundario de Transmisión (SST) y del Sistema Complementario de Transmisión (SCT), del Cuadro N 5.1 del Anexo N 5 de la RESOLUCION ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que de la revisión de lo señalado por ENGIE, se tiene los siguientes resultados: i) Corresponde modificar la barra de conexión de la central hidroeléctrica Huinco, de la barra Santa Rosa 220kV a la barra Huinco 220 kv debido a que, a diferencia de las anteriores regulaciones, en esta fijación se ha modelado la línea Santa Rosa Huinco en 220 kv; ii) Corresponde incluir la central hidroeléctrica La Joya, que se encuentra en operación. De igual manera, como resultado de la revisión, también corresponde incluir las centrales hidroeléctricas Nuevo Imperial, Huasahuasi I y II, Chancay, Roncador, Rucuy y Shima en el Modelo Perseo; iii) No corresponde modificar la fecha puesta en operación comercial de las centrales hidroeléctricas 8 de Agosto y El Carmen, debido a que la información oficial que se tiene es la informada por la empresa Generación Andina, mediante la Carta N 011/2017, donde informa que su fecha de Puesta en Operación Comercial (POC) es para fines de julio de Mientras que, en el caso del reporte de División de Supervisión de Electricidad que hace referencia la recurrente, se consigna que los proyectos tienen avances en más 85% y que a la fecha tiene retrasos en su desarrollo, pero no consigna fecha de ingresos, mientras que, en el Programa de Mediano Plazo del COES no se tiene sustento de las fechas que consideran; iv) No corresponde modificar la barra de conexión de las centrales hidroeléctricas Hydrika1, Hydrika2, Hydrika3, Hydrika4, Hydrika5 e Hydrika6, debido que a la empresa propietaria de los proyectos se le ha negado el pedido de mandato de conexión en la barra de La Ramada de 220 kv; v) Corresponde modificar la barra de conexión de la central termoeléctrica Oquendo, a la S.E. Chavarría 220 kv; vi) Corresponde actualizar los parámetros eléctricos de la línea en 220 kv La Planicie - Industriales, en lo que es capacidad de la línea, la longitud total, la resistencia unitaria y la reactancia unitaria; vii) No corresponde incluir las líneas en 220 kv de Carabayllo - Mirador y Mirador - Malvinas, debido a que sería necesario modelar detalles hasta el nivel de distribución de la zona de Lima, que no es materia de la presente regulación. Sin embargo, se va a reflejar de forma adecuada los traslados de carga por estas líneas de transmisión, reajustando los porcentajes de reparto de las barras Santa Rosa Página 4

5 60 kv, Chavarría 220 kv y Zapallal 220 kv, considerando para el año 2016 información histórica real, y la proyección de demanda de acuerdo al Plan de Inversiones aprobado para el periodo ; viii) Corresponde actualizar la demanda de las barras Industriales 220 kv y Balnearios 60 kv para el periodo enero julio 2017, con el fin de reflejar los traslados de carga de forma adecuada, para lo cual se procedido a reajustar los porcentajes de reparto de las subestaciones que comprenden a barras Balnearios 60 kv y Industriales 220 kv, en base a la información histórica real del año 2016, y la proyección de demanda de acuerdo al Plan de Inversiones aprobado para el periodo mayo 2017 abril 2021; RECALCULAR LOS INGRESOS TARIFAIOS DE LA LÍNEA L.T. ZAPALLAL-HUACHO 220 KV SUSTENTO DE PETITORIO Que, ENGIE manifiesta que, el Ingreso Tarifario (en adelante, IT ) se determina como la diferencia entre la valorización de la energía que llega a la barra de recepción al costo Marginal de esta barra y la valorización de la energía que sale de la barra de envío al costo marginal de esta barra; Que, agrega ENGIE que, al existir una demanda en la S.E. Lomera 220 kv, el IT de la línea L.T. en 220 kv Zapallal Lomera Huacho se debe calcular como la suma de los IT individuales de cada tramo de línea utilizando tanto las energías inyectadas y retiradas, así como los costos marginales de las tres subestaciones Zapallal, Lomera y Huacho; Que, asimismo, señala ENGIE que, para el cálculo del IT de la L.T. Zapallal Lomera Huacho no se ha seguido el procedimiento descrito en el párrafo anterior, lo cual se puede apreciar en los archivos publicados en la web de Osinergmin: F-500_IT_A15(P).xlsx y Flujos_2017_2021(P).xlsx ; Que, agrega ENGIE que, los IT de esta línea ha sido determinado por Osinergmin considerando una simplificación errada, al sumar la energía de llegada y salida de Lomera a las barras de Huacho y Zapallal respectivamente; Que, concluye señalando que, la aplicación de este procedimiento genera mayor impacto cuando los sentidos de los flujos de cada tramo de la línea tienen sentidos opuestos, además de originar que el IT de la L.T. Zapallal Huacho sea de aproximadamente el 400% de su valor real, lo cual no ocurriría si se considerase de cada tramo de la línea en forma independiente; Que, en este sentido, ENGIE solicita a Osinergmin corregir el cálculo del IT de la L.T. 220 kv Zapallal Lomera Huacho. Página 5

6 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, con relación a la forma de cálculo de los IT, se debe precisar que en el artículo 22 de la NORMA TARIFAS, se establece que, para la determinación de los IT, se aplican los mismos procedimientos establecidos para el Sistema Principal de Transmisión; Que, al respecto, sobre el caso particular que señala ENGIE de la línea 220 kv L.T. Zapallal Lomera Huacho, luego de la revisión efectuada se verifica que en el proceso de cálculo del IT, no se ha seguido el procedimiento en estricto, debido a que no se consideró la subestación Lomera 220 kv; en consecuencia, las energías de las subestaciones Zapallal y Huacho se adicionaron sin tomar en cuenta el sentido de flujo, como tampoco las energías de entrada y salida de la subestación Lomera. Asimismo, no se consideró el costo marginal asociada a la subestación Lomera; Que, en consecuencia, por los motivos expuestos, corresponde corregir el cálculo del IT de la línea L.T. 220 kv Zapallal Lomera Huacho, en aplicación al procedimiento señalado en el artículo 22 de la NORMA TARIFAS y se hace extensivo para otras líneas que mantenían el criterio inadecuado; Que, en consecuencia, el recurso de reconsideración, debe ser declarado fundado en parte en este extremo; Que, finalmente, se han expedido los informes N GRT y N GRT de la Gerencia de Regulación de Tarifas, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el artículo 3, numeral 4, de la Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y De conformidad con lo establecido en la Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N PCM; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N PCM; en el Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N EM; en la Ley N 28832, en el Texto Único Ordenado de laley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias y complementarias; y, Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N SE RESUELVE: Artículo 1.- Declarar fundado el extremo 1 del recurso de reconsideración interpuesto por ENGIE Energía Perú S.A. contra la Resolución N OS/CD, de conformidad con lo señalado en el numeral de la parte considerativa de la presente Resolución. Artículo 2.- Declarar fundado en parte el extremo 2 del recurso de reconsideración interpuesto por ENGIE Energía Perú S.A. contra la Resolución N OS/CD, de Página 6

7 conformidad con lo señalado en los numerales y de la parte considerativa de la presente Resolución. Artículo 3.- Incorpórese los Informes N GRT y N GRT, como parte integrante de la presente resolución. Artículo 4.- Las modificaciones en la Resolución N OS/CD, como consecuencia de lo dispuesto en la presente resolución, serán consignadas en resolución complementaria. Artículo 5.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada junto con los Informes a que se refiere el artículo 3 precedente, en la página Web de Osinergmin: CARLOS BARREDA TAMAYO Presidente del Consejo Directivo (e) Página 7