Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de ELECTROSURMEDIO S.A.A.

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1 Informe OSINERG-GART/DGT N 024A-2003 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de ELECTROSURMEDIO S.A.A. Regulación de 2003 Lima, 07 de Julio de 2003

2 INDICE 1. RESUMEN PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA RESUMEN DE RESULTADOS PRINCIPALES MODIFICACIONES A LAS PROPUESTAS DE LOS TITULARES DE TRANSMISIÓN ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA PROPUESTA INICIAL DE ELECTROSURMEDIO Proyección de la Demanda Determinación del SEA Equipamiento del SEA Líneas de transmisión Equipamiento del SEA Subestaciones Determinación de los Costos de Inversión Costos de Inversión en Líneas de Transmisión Costos de Inversión en Subestaciones Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por ELECTROSURMEDIO PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA OBSERVACIONES DEL OSINERG A LA PROPUESTA INICIAL DE ELECTROSURMEDIO ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES Y PROPUESTA FINAL DE ELECTROSURMEDIO SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN PREPUBLICADO ANÁLISIS DEL OSINERG Proyección de la Demanda Determinación del SEA del SST de ELECTROSURMEDIO Evaluación del Costo de Inversión Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento Costos de Operación y Mantenimiento Costos de Gestión Costos de Seguridad y Seguros Determinación del Peaje Secundario Unitario para ELECTROSURMEDIO Fórmula de Actualización ANEXOS Anexo A Análisis de la Absolución de Observaciones Anexo B Comparación de los Costos de OSINERG con las Propuestas de ELECTROSURMEDIO Anexo C Análisis de las Observaciones y Sugerencias de ELECTROSUMERDIO al Proyecto de Resolución Página 2 de 65

3 5. REFERENCIAS Página 3 de 65

4 1. Resumen El siguiente informe contiene el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante OSINERG ), para la fijación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante SST ) de la Empresa Electro Sur Medio S.A.A. (en adelante ELECTROSURMEDIO ) correspondiente al Procedimiento de Regulación del año Para la elaboración del referido informe se ha considerado el estudio técnico económico presentado por dicho titular del SST de acuerdo con el procedimiento establecido en el Anexo B de la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados aprobado mediante Resolución OSINERG N OS/CD; así como los estudios propios desarrollados 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 la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ), el Reglamento de la LCE (en adelante RLCE ) y en la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados. El estudio determina los cargos de transmisión, definidos en los Artículos 44 y 62 de la LCE 1, y en los Artículos 128 y 139 del RLCE 2. Estos están 1 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...) Artículo 62º.- Las compensaciones por el uso de las redes del sistema secundario de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía. (...) Página 4 de 65

5 constituidos por los peajes y compensaciones por el uso de las instalaciones que conforman los SST; así como sus respectivas formulas de actualización. 1.1 Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de fijación de tarifas y compensaciones para los SST se inició antes del 01 de febrero de 2003 con la presentación de los Estudios Técnico Económicos con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones, preparados por los titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su evaluación. De acuerdo con el procedimiento aprobado, las referidas propuestas, dentro de las cuales se encontraba la de ELECTROSURMEDIO, fueron consignadas en la página WEB del OSINERG el 14 de febrero de Como parte del proceso regulatorio se convocó a audiencia pública, que se llevó a cabo el día viernes 7 de marzo de En esta audiencia los titulares de SST tuvieron la oportunidad de sustentar sus propuestas de fijación de tarifas, recibieron los comentarios y observaciones de los asistentes y dieron una primera respuesta a las observaciones recibidas. Posteriormente, el 28 de marzo de 2003, el OSINERG remitió a los titulares de los SST los informes correspondientes con las observaciones encontradas a los estudios técnico económicos señalados anteriormente. 2 Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en las barras unidas al Sistema Principal de Transmisión, mediante un sistema secundario, a que se refiere el Artículo 49º de la Ley, la Comisión observará el siguiente procedimiento: (...) c) Determinará el precio de Potencia de punta en Barra aplicando al precio en Barra de la respectiva barra del Sistema Principal de Transmisión un factor que incluya las pérdidas marginales de potencia. Al valor obtenido se agregará un peaje que cubra el Costo Medio del Sistema Secundario de Transmisión Económicamente Adaptado. El cálculo del peaje será efectuado de acuerdo a lo señalado en el Artículo 139º del Reglamento. Artículo 139º.- Las compensaciones a que se refiere el Artículo 62º de la Ley, así como las tarifas de transmisión y distribución a que se refiere el Artículo 44 de la Ley, serán establecidas por la Comisión. a) El procedimiento para la determinación de las compensaciones y tarifas para los sistemas secundarios de transmisión, será el siguiente: El generador servido por instalaciones exclusivas del sistema secundario de transmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de la respectiva instalación. El pago de esta compensación se efectuará en doce (12) cuotas iguales; La demanda servida exclusivamente por instalaciones del sistema secundario de transmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de las respectivas instalaciones. Esta compensación que representa el peaje secundario unitario que permite cubrir dicho Costo Medio anual, será agregada a los Precios en Barra de Potencia y/o de Energía, o al Precio de Generación pactado libremente, según corresponda. El peaje secundario unitario es igual al cociente del peaje secundario actualizado, entre la energía y/o potencia transportada actualizada, según corresponda, para un horizonte de largo plazo. b) Las compensaciones por el uso de las redes de distribución serán equivalentes al Valor Agregado de Distribución del nivel de tensión correspondiente, considerando los factores de simultaneidad y las respectivas pérdidas. El Valor Agregado de Distribución considerará la demanda total del sistema de distribución. Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas generales establecidas anteriormente, serán tratados de acuerdo con lo que determine la Comisión, sobre la base del uso y/o del beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios. La Comisión podrá emitir disposiciones complementarias para la aplicación del presente artículo. Página 5 de 65

6 Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por los titulares de transmisión con fecha 22 de abril de Los informes con las propuestas finales de las empresas concesionarias fueron consignadas en la página WEB de OSINERG hasta el día 25 de abril de El 2 de junio de 2003 se realizó la prepublicación de los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, de modo que los agentes interesados pudiesen remitir sus observaciones y sugerencias al respecto. El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 24 de junio 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 de los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión del año 2003, previamente publicados. El 27 de junio de 2003 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. En este sentido, el OSINERG ha recibido y analizado las sugerencias presentadas por ELECTROSURMEDIO a los proyectos de resolución relacionados con las tarifas y compensaciones aplicables a su concesión. En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recolectada a lo largo del procedimiento descrito, incluidos los resultados de los estudios encargados por el OSINERG a consultores especializados sobre temas específicos de la regulación de la transmisión secundaria. 1.2 Resumen de Resultados En el siguiente cuadro se presenta un resumen con los Peajes Secundarios Unitarios 3, y los factores de pérdidas marginales de potencia y energía aplicables a los sistemas eléctricos Ica, Pisco, Nasca y Chincha: 3 Peajes no aplicables al sistema eléctrico de Edecañete, conectado eléctricamente al sistema eléctrico de Chincha cuya caso es tratado en el Informe OSINERG-GART/DGT N 026A Página 6 de 65

7 Cuadro No. 1.1 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 PEAJES SECUNDARIOS UNITARIOS PARA ELECTROSURMEDIO Los valores mostrados en el cuadro anterior han sido determinados con un Tipo de Cambio igual a 3,472 S/./US$ y un índice de precios al por mayor de 155, que corresponden al 30 de junio de Principales Modificaciones a las Propuestas de los Titulares de Transmisión Los resultados anteriores se obtuvieron a partir de la propuesta final de ELECTROSURMEDIO con las modificaciones efectuadas por el OSINERG. La siguiente relación describe los principales cambios incorporados: 1. Se ha modificado la proyección de la demanda, y se ha redefinido el Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ) para satisfacer la nueva demanda. 2. Se ha determinado el costo de inversión sobre la base de costos eficientes aplicados al SEA determinado para el sistema de ELECTROSURMEDIO. 3. Se ha determinado el costo de operación y mantenimiento sobre la base de costos eficientes aplicados al SEA de ELECTROSURMEDIO, para este fin se ha efectuado una racionalización de los costos propuestos por dicha empresa concesionaria. 4. Se ha determinado el peaje unitario en bases mensuales. Página 7 de 65

8 2. Aspectos Regulatorios y Metodológicos El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8 y 42 de la LCE 4. Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión principal y secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del literal b) de Artículo 43 de la LCE 5. En el caso de las tarifas de transmisión, la referida regulación será efectuada por el OSINERG, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia. De forma similar el Artículo 62 de la LCE 6 establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por el OSINERG. Para cumplir con estos mandatos de la LCE y el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, el OSINERG aprobó la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, cuyo Anexo B contiene el Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. (...) Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector. Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) b) Las tarifas y compensaciones a titulares de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...) Artículo 62º.- Las compensaciones por el uso de las redes del sistema secundario de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía. (...) Página 8 de 65

9 Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, la LCE reconoce el Costo Medio de un Sistema Económicamente Adaptado; tal como se señala en el Artículo 49 de la LCE 7 y en los Artículos 128 y 139 del RLCE. El Costo Medio, está definido en el Anexo de la LCE 8 y corresponde a los costos de inversión (en adelante CMI ), operación y mantenimiento (en adelante COyM ), en condiciones de eficiencia. El SEA, también se encuentra definido en el Anexo de la LCE 9 y corresponde al sistema eléctrico en el cual existe un equilibrio entre la oferta y demanda. Con relación a la asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, en concordancia con la Definición 17 del anexo de la LCE 10, establece el procedimiento a seguir, en los casos en que una generación o una demanda está siendo abastecida por instalaciones exclusivas del SST. Así mismo, prevé las situaciones excepcionales que no se ajustan exactamente a ninguno de los dos casos anteriores, encargando al Regulador resolver las situaciones particulares que pudieran presentarse, indicando para éstas únicamente las directrices que deben tomarse en cuenta para su determinación. Recientemente, mediante Decreto Supremo N EM 11 del 25 de septiembre de 2002, se dictaron disposiciones específicas para la Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Costo Medio de dicho Sistema Económicamente Adaptado. COSTO MEDIO: Son los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia. SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO: Es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del servicio. Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adaptado. 10 SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISION: Es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal. Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una Barra del Sistema Principal de Transmisión. 11 Artículo 1.- Para la aplicación del artículo 49 de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Sistema Económicamente Adaptado, para atender las demandas servidas exclusivamente por instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, deberá ser determinado considerando, también, los siguientes criterios: a. En los sistemas radiales se utilizará como demanda actualizada el valor presente de los flujos de energía y/o potencia que permita transportar las respectivas instalaciones en condiciones de eficiencia. La demanda anual mínima a considerar será igual al 50% de la capacidad de transporte de dichas instalaciones; b. En sistemas con otras configuraciones, las respectivas instalaciones de transmisión deberán permitir la atención eficiente de la demanda a la cual prestarán el servicio, cumpliendo con los estándares de calidad correspondientes; c. La tarifa resultante para una demanda atendida por una línea radial, utilizando los cargos de transmisión correspondientes, en ningún caso podrá superar la tarifa resultante de un sistema térmico aislado típico A definido por OSINERG para la fijación de tarifas en barra. Artículo 2.- El horizonte de largo plazo para determinar el peaje secundario unitario a que se refiere el inciso a) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, será un período de quince (15) años. Para la determinación del componente de inversión del Costo Medio se considerará una vida útil de las instalaciones de transmisión de treinta (30) años y la tasa de actualización fijada en el artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas. Las tarifas de Transmisión Secundaria serán determinadas para cada concesionario. Página 9 de 65

10 determinación del SEA cuando la demanda es servida exclusivamente por instalaciones del SST. El referido decreto, especifica adicionalmente, que sus Artículos 1 y 2, relativos con la determinación del SEA, son aplicables a partir del presente proceso de regulación de tarifas y compensaciones. Finalmente, siendo el presente un proceso de fijación de precios regulados para los Sistemas Secundarios de Transmisión, no corresponde revisar la actual composición del Sistema Principal de Transmisión (en adelante SPT ). Dicha revisión, de acuerdo con lo señalado en el Artículo 132 del Reglamento de la LCE 12, solo podrá ser efectuada cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el sistema. DISPOSICIÓN TRANSITORIA Única.- Lo dispuesto en los artículos 1 y 2 del presente Decreto Supremo, es aplicable al proceso de regulación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión a partir del año Artículo 132º. Las condiciones y criterios a considerarse para definir el Sistema Principal de Transmisión serán las siguientes: a) Deberá comprender instalaciones de alta o muy alta tensión; b) Deberá permitir el flujo bidireccional de energía; c) Cuando el régimen de uso de los sistemas no permite identificar responsables individuales por el flujo de las mismas. Cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el sistema, se evaluarán los sistemas de transmisión calificados como principales y en mérito a las modificaciones que se hubieran presentado se procederá a su redefinición. Página 10 de 65

11 3. Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones se llevó a cabo de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N 25844, LCD y en el Reglamento de LCE, aprobado mediante Decreto Supremo N EM. El OSINERG, en aplicación del principio de transparencia contenido en el Artículo 8 del Decreto Supremo N PCM, ha incluido audiencias públicas dentro del procedimiento de regulación de las tarifas de generación, transmisión y distribución, con la finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestas tarifarias respectivas. En el esquema mostrado en el Cuadro No. 3.1 se resume el proceso que se sigue para la fijación de las tarifas y compensaciones para los SST, correspondiente al año Este esquema, que obedece a las disposiciones legales vigentes, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de las tarifas y compensaciones en el SST. Asimismo, con posterioridad a la decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas. Este estudio corresponde al análisis del Estudio Técnico Económico presentado por ELECTROSURMEDIO, el mismo que contiene su propuesta de tarifas y compensaciones para el SST de su concesión. Página 11 de 65

12 Figura No. 3.1 PROCEDIMIENTO DE FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO Propuesta Inicial de ELECTROSURMEDIO De acuerdo con lo dispuesto por el Ítem a) del Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, ELECTROSURMEDIO presentó, con fecha 31 de enero de 2003, el Estudio Técnico Económico que sustenta su propuesta inicial de Tarifas y Compensaciones para su SST (en adelante PROPUESTA INICAL ). La PROPUESTA INICIAL de ELECTROSURMEDIO involucra lo siguiente: a) La proyección de la demanda. b) La determinación del Sistema Económicamente Adaptado ó SEA. c) La evaluación del Costo Medio, que comprende: Costo de Inversión (CMI) Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) La propuesta de Peaje Secundario aplicable a los sistemas de Ica, Pisco, Nasca y Chincha (incluye la demanda del sistema de Edecañete S.A.) Proyección de la Demanda ELECTROSURMEDIO no ha utilizado modelos econométricos para la proyección de la demanda de energía. La empresa se limitó a proyectar la Página 12 de 65

13 demanda tomando como base los consumos registrados el año 2002, aplicando luego la tasa de crecimiento de la demanda de las barras Ica e Independencia, en la fijación de tarifas en barra de noviembre de 2002, a los sistemas de Ica, Pisco y Chincha. En el caso del sistema Nasca, se utilizó la tasa de crecimiento promedio de potencia de dicho sistema entre 1998 y Cuadro No. 3.1 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 PROPUESTA INICIAL ELECTROSURMEDIO La proyección global de cada sistema es luego desagregada por localidad y cliente utilizando la distribución del año 2002, ello lleva a que tanto los clientes libres como regulados incrementen su demanda con las mismas tasas de crecimiento Determinación del SEA Para la determinación del SEA, ELECTROSURMEDIO ha efectuado un estudio de planificación de la red de transmisión considerando un horizonte de 15 años ( ). En la realización de este estudio, ELECTROSURMEDIO ha considerado lo siguiente: 1) La configuración inicial analizada es aquella con la que en la actualidad cuenta la empresa. No se analiza el sistema Huaytara-Chocorvos, porque Página 13 de 65

14 aun cuando esta eléctricamente conectado al sistema de ELECTROSURMEDIO, es de propiedad de COELVISA. 2) A partir de los resultados de los flujos de potencia se determina el SEA incluyendo los refuerzos que necesita, de modo que se satisfagan los requerimientos de calidad que establece la Norma Técnica de Calidad de Servicios Eléctricos (NTCSE). Este análisis se realiza considerando periodos de cuatro años. Cabe mencionar que la empresa ha optado por aumentar el número e circuitos para manejar las caídas de tensión, en lugar de considerar un calibre mayor desde el año inicial. 3) No utiliza el criterio N-1 debido que el sistema es radial. Para asegurar la confiabilidad del servicio, indica que se utilizará un programa de mantenimiento preventivo adecuado. ELECTROSURMEDIO realiza un análisis técnico de flujo de potencia y estimación de costos de inversión, a partir del cual determina el peaje por transmisión secundaria Equipamiento del SEA Líneas de transmisión En la zona Costa, para el nivel de 60 kv, propone postes de concreto armado centrifugado, cadenas de aisladores de porcelana y conductores de aleación de aluminio. En la zona Sierra, para el nivel de 60kV, propone torres de acero galvanizado, cadenas de aisladores de porcelana, conductores de aleación de aluminio y cable de guarda de acero galvanizado tipo EHS. Los factores de seguridad empleados, son aquellos aceptados en la practica antes de la publicación del Código Nacional de Electricidad del año La selección del calibre del conductor se realiza mediante un análisis de mínimo costo de inversión y valorización de las pérdidas, ajustándose el calibre mediante simulaciones de flujo de potencia hasta lograr resultados adecuados. Los calibres determinados se hallan entre 70mm 2 y 300mm 2. Los aisladores son de porcelana en estructuras de suspensión y de anclaje. Para la puesta a tierra en cada estructura, ELECTROSURMEDIO ha considerado contrapesos longitudinales con conductor copperweld N 2 AWG, o cables de acero galvanizado y varillas de 5/8 de diámetro y 2,40m de longitud, de material copperweld. Además, como accesorios considera toda la ferretería necesaria. Se utiliza un solo cable de guarda de acero galvanizado tipo EHS, con ángulo de apantallamiento menor que 30 debido al nivel ceraúnico de la zona de sierra. En zonas de mayor altitud se utiliza cable de 3/8 de diámetro, mientras que en zonas bajas se utiliza cables de 5/16 de diámetro Equipamiento del SEA Subestaciones El SEA propuesto para el sistema de ELECTROSURMEDIO cuenta con trece subestaciones: Página 14 de 65

15 1. Subestación Santa Margarita 60/22,9/10 kv, al exterior, simple barra en todos los niveles de tensión. 2. Subestación Ica Norte 60/10 kv, al exterior, simple barra en todos los niveles de tensión. 3. Subestación Tacama 60/10 kv, al exterior, simple barra en todos los niveles de tensión. 4. Subestación Pisco 60/10 kv, al interior, simple barra en todos los niveles de tensión. 5. Subestación Alto la Luna 60/10 kv, al interior, simple barra en todos los niveles de tensión. 6. Subestación Paracas 60/22,9/10 kv, al interior, simple barra en todos los niveles de tensión. 7. Subestación El Carmen 60/10 kv, al exterior, simple barra en todos los niveles de tensión. 8. Subestación Tambo de Mora 60/10 kv, al interior, simple barra en todos los niveles de tensión. 9. Subestación El Pedregal 60/10 kv, al exterior, simple barra en todos los niveles de tensión. 10. Subestación Pueblo Nuevo 60/10 kv, al exterior, simple barra en todos los niveles de tensión. 11. Subestación Llipata 60/22,9/10 kv, al exterior, simple barra en todos los niveles de tensión. 12. Subestación Puquio 60/22,9/10 kv, al exterior, simple barra en todos los niveles de tensión. 13. Subestación Nasca 60/10 kv, al exterior, simple barra en todos los niveles de tensión. Como criterio para la selección de la capacidad de transformación, ELECTROSURMEDIO indica haberla determinado de modo tal que se adapte al crecimiento de la demanda, proponiendo que en una primera etapa se utilicen con refrigeración ONAN, luego ONAF con el aumento de la demanda y finalmente, si requerido, se instale un nuevo transformador. Como criterio para la selección del numero de celdas, ELECTROSURMEDIO indica que, se ha realizado en función de un estudio de comportamiento de carga y a valores de carga/celda signados según zona (urbano, sub-urbano, rural). Cabe mencionar, que muchas de las subestaciones son consecuencia de plantear que las derivaciones de línea se deben realizar como subestaciones de derivación con celdas de línea con interruptores de potencia. Asimismo, se ha asignado de modo generalizado celdas de línea y de transformación, por lo Página 15 de 65

16 que en el caso de llegada de una linea a una subestación se tienen dos celdas en serie Determinación de los Costos de Inversión Para la determinación de los Costos de Inversión, ELECTROSURMEDIO en su PROPUESTA INICIAL, ha utilizado sus módulos de líneas de transmisión y elementos de subestaciones. Esta evaluación ha sido efectuada para el horizonte De acuerdo con lo señalado por la mencionada empresa eléctrica, estos módulos han sido determinados considerando precios actuales, basados en contratos de instalaciones similares recientes y precios de referencia de proveedores. A continuación se muestra un resumen de su propuesta Costos de Inversión en Líneas de Transmisión a) Costos unitarios modulares: Los costos modulares están basados en líneas modulares de 10 km, con secciones entre 70mm 2 y 300 mm 2, que originaron los siguientes resultados. Costa, zona corrosiva, líneas de 60kV, estructura de concreto armado: o Simple terna vertical: entre y US$/km. o Simple terna triangular: entre y US$/km. o Doble terna: entre US$/km y US$/km. Costa, zona no corrosiva, líneas de 60kV, estructura de concreto armado: o Simple terna vertical: entre y US$/km. o Simple terna triangular: entre y US$/km. o Doble terna: entre US$/km y US$/km. Sierra, líneas de 60kV, torres de fierro galvanizado: o Simple terna triangular: entre y US$/km. b) Costos directos: Costos de materiales: Se definen los costos de los suministros nacionales e importados. Para estos últimos considera costo de materiales (FOB), flete y seguro, aranceles y gastos de aduana. En el caso de los conductores no se ha considerado arancel, por cuanto estos normalmente se importan de países del Pacto Andino. Costos de obras civiles y montaje electromecánico: Señala haber determinado estos costos en base a costos oficiales de mano de obra y uso de maquinaria (sueldos y salarios para construcción civil y costos de equipos y materiales de construcción de acuerdo a los estándares de la Región Ica). Los costos por gestión de servidumbre han sido determinados como un porcentaje de los gastos por compensación de servidumbre en que señala incurre la empresa. Dicho costo indica es de 156 US$/km en costa y 188 US$/km en sierra. Página 16 de 65

17 Respecto de la utilidad del contratista se ha asignado un 10% del costo directo de las instalaciones, pues indica que en nuestro medio dicho porcentaje es el estándar. c) Costos Indirectos: Costos de ingeniería y supervisión: 6,73% del costo de ejecución de obra. Costos administrativos: 2,1% del costo total de suministros. Compensación por servidumbre: 156 US$/km en costa y 188US$/km en sierra. Gastos financieros: 6,73% del costo de ejecución mas el costo de ingeniería y supervisión Costos de Inversión en Subestaciones Se consideran subestaciones de tipo interior y exterior con estructuras metálicas para el sistema de barras y el soporte de los equipos. Los sistemas de protección considerados incluyen para las líneas de transmisión protección de sobrecorriente, y para los transformadores protección diferencial y de sobrecorriente. Asimismo, se ha considerado un sistema de puesta a tierra profunda mediante cable desnudo de cobre de 70mm 2 y electrodos complementarios de copperweld. El sistema de regulación de tensión es del tipo automático bajo carga, con un rango para el cambio de tomas de 10 a +10. Para las celdas en 10 kv y 22,9kV, se indica que serán del tipo Metal Clad, cuyo número, se indica, se ha determinado en función al estudio del comportamiento de la carga, teniendo en consideración la zona típica. a) Costo directos: Los costos han sido elaborados sobre la base de módulos de subestaciones aplicados según el sistema adaptado que presentan. Los precios unitarios de los componentes de la subestaciones se basan, según señala ELECTROSURMEDIO, en el análisis de información de fabricantes así como en precios ofertados a la dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas. Los gastos generales y utilidades del contratista se consideran igual al 8% del costo directo total (suministro y montaje, obras civiles y transporte). b) Costos Indirectos: Costos de ingeniería y supervisión: 6,73% del costo de ejecución de obra. Gastos financieros: 6,73% del costo de ejecución mas el costo de ingeniería y supervisión. Gastos administrativos: 2,1% del costo total de suministros. El Cuadro 3.2 resume los costos resultado de la valorización realizada por ELECTROSURMEDIO: Página 17 de 65

18 Cuadro No. 3.2 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 PROPUESTA INICIAL ELECTROSURMEDIO Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento Los costos de operación y mantenimiento, en esta PROPUESTA INICIAL de ELECTROSURMEDIO, han sido determinados como un valor de 4,07% con respecto al CMI. Sobre este particular, la empresa concesionaria señala que dicho valor ha sido obtenido luego de evaluar los costos de operación y mantenimiento, costos de gestión y costos de seguridad aplicables al SEA. a) Costos de Operación y Mantenimiento: se valorizaron procesos de mantenimiento y se tomo en cuenta sus respectivas duraciones y frecuencias. Los costos unitarios de los recursos y mano de obra utilizados, se indica, corresponden a costos de mercado. b) Costos de Gestión: los costos directos, relacionados con el personal, se calcularon a partir de la información de sueldos y salarios de la propia empresa. Los costos indirectos (servicios, mobiliario, tributos, etc) se estimaron a partir de los resultados contables de los últimos periodos anuales en archivos históricos. c) Costos de Seguridad: se fundamenta en la información de costos de la propia empresa. En el Cuadro 3.3 se muestra el resumen de los costos de operación y mantenimiento efectivamente aplicados al determinar su propuestas de tarifas. Página 18 de 65

19 Cuadro No. 3.3 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 PROPUESTA INICIAL ELECTROSURMEDIO Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por ELECTROSURMEDIO A partir de los costos de explotación señalados en las secciones anteriores, ELECTROSURMEDIO ha determinado el Costo Medio de su SEA propuesto. El ingreso tarifario considerado por ELETROSURMEDIO ha sido determinado como el 10,5% del valor del peaje, según señala esta empresa concesionaria, en función del porcentaje de perdidas de energía y potencia. Para la determinación del Peaje Secundario Unitario (en adelante PSU ), esta empresa ha determinado del valor presente de la energía considerando períodos anuales. El resultado del PSU ha sido determinado para cada nivel de tensión, de acuerdo con los siguientes valores: Cuadro No. 3.4 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 PROPUESTA INICIAL ELECTROSURMEDIO 3.2 Primera Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia pública para el 7 de marzo de 2003, con el objeto que ELECTROSURMEDIO, al igual que el resto de los Titulares de Transmisión, exponga su propuesta de Tarifas y Compensaciones para la regulación tarifaria del año En concordancia con lo anterior se dispuso la publicación, en la página WEB del OSINERG, de los estudios técnico económicos presentados por los Titulares de Transmisión con el propósito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a los estudios mencionados y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o Página 19 de 65

20 comentarios relacionados con los estudios tarifarios, durante la realización de la audiencia pública. De esta forma, se promueve la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento Administrativo General. 3.3 Observaciones del OSINERG a la Propuesta Inicial de ELECTROSURMEDIO Con fecha 28 de marzo de 2003 el OSINERG, a través del Informe OSINERG-GART/DGT N , comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al estudio técnico económico presentado por ELECTROSURMEDIO. En este mismo informe se incluyeron las observaciones y/o comentarios emitidos por los interesados durante la primera audiencia pública. El referido documento ha sido consignado en la página WEB del OSINERG con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, al igual que en el caso de la propuesta de los Titulares de Transmisión, tuvieran acceso al documento mencionado y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas de la audiencia pública. Las principales observaciones planteadas por el OSINERG fueron las siguientes: Con relación a la proyección de la demanda y consumo de energía, se formularon las siguientes observaciones: a) ELECTROSURMEDIO debe realizar la proyección de demanda diferenciado los segmentos de consumo libre y regulado. b) ELECTROSURMEDIO debe realizar su proyección sobre la base de información histórica de al menos 15 años sobre los consumos de energía y potencia. La proyección deberá basarse en algún método econométrico. c) La proyección debería considerar el aspecto espacial de la demanda. d) Considerando que la empresa Edecañete S.A. ha presentado su estudio, el cual incluye la proyección de demanda de su sistema, ELECTROSURMEDIO debe tomar en cuenta esta proyección. Con relación a la determinación del SEA, se formularon las siguientes observaciones: a) Se solicitó que ELECTROSURMEDIO detallara las alternativas evaluadas que le permitieron definir la configuración del SEA. e) La empresa debe sustentar el SEA seleccionado. Página 20 de 65

21 f) Considerando que la empresa Edecañete S.A. presenta en su estudio un SEA que no esta eléctricamente conectado al sistema de ELECTROSURMEDIO, éste debe proceder a evaluar los escenarios con y sin el sistema de Edecañete conectado al sistema de ELECTROSURMEDIO. g) Se indicó posibles alternativas, como por ejemplo el reemplazo de subestaciones de derivación por derivaciones en T, que podría considerar ELECTROSURMEDIO para mejorar su SEA. h) Se solicitó se justifiquen las estructura seleccionadas, así como la procedencia de los factores utilizados en su cálculo. i) Se solicitó se justifique la longitud de los vanos utilizados. j) Se solicitó se explique ciertas contradicciones encontradas en los niveles de aislamiento de las subestaciones. k) Se solicitó justificación para el uso de transformadores de medición capacitivos, de celdas metalclad y del uso de interruptores unipolares. l) Se solicitó que ELECTROSURMEDIO presente el estudio de carga que sustenta la elección del número de celdas en las subestaciones. m) Se solicitó la justificación de utilizar celdas convencionales. n) Se solicitó la justificación del uso de subestaciones de derivación y de celdas en serie en los casos de llegada de línea a una subestación. Con relación al costo medio, se formularon las siguientes observaciones: a) ELECTROSURMEDIO debe presentar el detalle y sustento de los costos modulares, costos indirectos, costos de suministros, obras civiles y montaje electromecánico con valores de mercado tomando como base información disponible tal como la base de datos de importación de equipos y materiales de Aduanas y otros. b) Debe sustentar sus costos unitarios, ya que los mismos son mayores que los precios promedio de mercado. c) ELECTROSURMEDIO debe presentar la información que sustente el metrado de las subestaciones. d) Se debe presentar el sustento de los costos de ingeniería y detalle, en líneas y subestaciones. e) Se debe eliminar la duplicidad del costo de infraestructura básica en las subestaciones. f) Se debe sustentar los costos de ingeniería, financieros y administrativos en subestaciones. g) Se debe justificar los costos por replanteo topográfico, caminos de acceso; y costos unitarios de estructuras. Página 21 de 65

22 h) Se debe corregir la inconsistencia entre los aisladores escogidos y los efectivamente utilizados en la valorización. i) Se debe justificar el número de estructuras de ángulo, los costos indirectos de las líneas, el sistema de comunicación del Centro de Control. j) Se debe determinar la parte de la inversión en el Centro de Control asignable al SST. Con relación a los costos de operación y mantenimiento, se formularon las siguientes observaciones: a) Se requiere se explique como se determinaron las actividades de mantenimiento. b) Se requiere justificación de los costos unitarios utilizados en la valorización. c) Se requiere se explique la razón del uso de frecuencias no uniformes en las actividades en diferentes subestaciones. d) Se debe justificar el uso de actividades no reconocidas como eficientes, asimismo se debe justificar los rendimientos y frecuencias de otras actividades. e) Se debe presentar el sustento del personal asignado a las subestaciones, y su remuneración. f) Se debe justificar la asignación de los costos de gestión al área de transmisión. g) Debe sustentar los costos de seguridad utilizados. Con relación a la evaluación del peaje secundario, se formularon las siguientes observaciones: a) Existe una incoherencia entre el CMI y el COyM utilizados para calcular el peaje, respecto de los valores mostrados en otras hojas de cálculo. Se debe presentar las hojas de calculo manteniendo las fórmulas utilizadas. b) ELECTROSURMEDIO no especifica cómo determina el porcentaje de pérdidas que utiliza en el procedimiento de cálculo del ingreso tarifario; en consecuencia, debe proceder a proporcionar el detalle del cálculo, así como el sustento de los factores de pérdidas marginales empleados en su determinación. c) ELECTROSURMEDIO debe modificar la fórmula para el cálculo de los valores descontados de acuerdo con los procedimientos del OSINERG, es decir, las demandas deben considerarse distribuidas a lo largo del año por lo que debe aplicarse una fórmula de descuento mensual, con los valores al final del mes; en cambio, los CMI deben considerarse que se recuperan al final del año, por lo que debe usarse un periodo de descuento anual. Página 22 de 65

23 d) ELECTROSURMEDIO debe presentar las fórmulas de actualización de su propuesta de tarifas y su correspondiente detalle de cálculo sustentatorio. 3.4 Absolución de las Observaciones y Propuesta Final de ELECTROSURMEDIO El 22 de abril de 2003, ELECTROSURMEDIO remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG y presentó un informe con los resultados modificados de su estudio (en adelante PROPUESTA FINAL ). Con relación a la proyección de la demanda, se tiene lo siguiente: a) ELECTROSURMEDIO, presenta datos históricos para el servicio regulado desde 1987 hasta el año 2002 a partir de los cuales proyecta la demanda de dicho segmento. En el caso de los clientes libres indica que no presentarán crecimiento alguno. b) ELECTROSURMEDIO explica, que ha determinado la tasa de crecimiento de sus clientes regulados a partir de una proyección lineal. c) Respecto de la proyección espacial de la demanda, considera que no es necesaria para los fines del estudio. d) La propuesta final de ELECTROSURMEDIO corresponde al caso sin incorporar la demanda de Edecañete S.A. Página 23 de 65

24 Cuadro No. 3.5 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 PROPUESTA FINAL ELECTROSURMEDIO Con relación a la determinación del SEA, se presentó lo siguiente: a) Respecto de los criterios utilizados para determinar el SEA, ELECTROSURMEDIO ha descrito la metodología para dimensionar las líneas de transmisión y las subestaciones. b) ELECTROSURMEDIO señala que ha utilizado la topología existente en su sistema eléctrico en la determinación del SEA, debido a que sostiene que es radial y que ha sido construido teniendo en cuenta la mejor alternativa técnico-económica. c) El SEA de la PROPUESTA FINAL no considera la demanda del sistema de Edecañete por cuanto, dicha empresa ha propuesto que su demanda sea atendida desde una subestación de 220kV ubicada en medio de una línea de Red de Energía del Perú. d) Se ha modificado el SEA de ELECTROSURMEDIO, redimensionando las instalaciones de los sistema Ica, Pisco, Chincha y Nazca, habiendo reemplazado las subestaciones de derivación por derivaciones en T con seccionadores bajo carga y eliminado las celdas en serie de la PROPUESTA INICIAL. Menciona que el número de celdas se ha determinado en función de la demanda y no de la capacidad máxima de éstas. Página 24 de 65

25 e) Indica que mantiene el uso de postes de concreto puesto que los postes de madera nacional no cumplen con la calidad requerida y los postes importados son más costosos. Indica además haber utilizado los factores de la tabla del Código Nacional de Electricidad del año f) Se señala que hubo errores de digitación en el caso del nivel de aislamiento de la subestaciones, los interruptores unipolares y las celdas metalclad. g) Se cambiaron los transformadores de medición capacitivos por los del tipo inductivo, por ser más económicos y permitir la comunicación por onda portadora. h) Señala que el estudio de comportamiento de carga citado en su PROPUESTA INICIAL se refiere a la proyección de demanda cuyo análisis indica detallar en el anexo D de la PROPUESTA FINAL. i) Respecto del número de celdas en Media Tensión consideradas en las subestaciones, indica que se justifican en valores de un estándar aceptable que corresponden a una carga promedio y no a la máxima capacidad de la celda, por cuanto ello implicaría una desestimación en el diseño de las redes de distribución. Con relación al costo medio se tiene lo siguiente: a) ELECTROSURMEDIO señala que el detalle de costos de líneas y subestaciones se encuentra en sus hojas electrónicas, a la vez que adjunta en su documento de absolución la cotización para el transformador de potencia 12/15MVA, interruptores de potencia, pararrayos. Asimismo ha incorporado algunos de los costos sugeridos por el OSINERG en la formulación de observaciones. b) Se procedió a corregir la duplicidad de los costos de infraestructura básica de subestaciones. c) Indica los rubros que incluye los costos de ingeniería de detalle y supervisión, y costos financieros y administrativos; pero no los sustenta. d) Indica que el interés intercalario al ser un porcentaje de un subtotal general es indiferente considerarlo en un módulo o en el agregado de módulos. e) ELECTROSURMEDIO adjunta el calculo justificatorio del costo de estructuras, el trazado de ruta que justifica el numero de estructuras de ángulo. Asimismo, indican que los caminos de acceso se justifican debido a que la mayor parte de las líneas se encuentran alejadas de la carretera. f) Respecto al Centro de Control, indica que sería diseñado exclusivamente para el sistema de transmisión por lo cual se le asigna el total de su costo al SST. Respecto del sistema de comunicación, indica que se consideró un sistema de comunicación digital basado en equipos transreceptores de radiofrecuencia. La implementación de su sistema SCADA se realizaría por etapas. Página 25 de 65

26 Con relación a los costos de operación y mantenimiento, se determinó como un 3,67% del costo medio, y se presentó lo siguiente: a) ELECTROSURMEDIO describe los motivos por los cuales a su juicio se deben incluir ciertas actividades, a la vez que indica rectificarse en la designación de algunas actividades (p.e. señala que donde se indique la actividad Mantenimiento y Reparación de retenidas debe decir Cambio y Reparación de retenidas ). b) Señala que la justificación de costos de personal y su asignación al SST se adjunta en anexo, indicando que el personal al que se hace mención en los cuadros responde a criterios de eficiencia. c) Señala haber corregido los cuadros de operación y Mantenimiento, uniformizando en algunos casos los rendimientos y en otros los intervalos de ejecución, indicando las correcciones realizadas. Asimismo, señala que los rendimientos son diferentes en algunas actividades para las distintas zonales, debido a que las condiciones predominantes que las afectan varían de acuerdo a al lugar en que se realicen. d) Adjunta sustento de costos de seguridad (servicios de vigilancia). Con relación a la evaluación del peaje secundario, se presentó lo siguiente: a) ELECTROSURMEDIO señala que considera adecuado calcular el peaje utilizando periodos anuales y no mensuales, por cuanto el costo medio se determina por periodos anuales y corresponde que la energía también se determine del mismo modo. b) ELECTROSURMEDIO adjunta el detalle de la metodología de cálculo del ingreso tarifario y los factores de pérdidas de potencia y energía. Cabe mencionar que para los transformadores AT/MT no realizó ningún análisis ya que asumió lo valores fijados anteriormente por OSINERG. c) ELECTROSURMEDIO adjunta la fórmula de actualización de su propuesta de tarifas, sin embargo no existe detalle de la composición de la inversión ni del COYM que sustenten las proporciones de moneda nacional y extranjera. En los siguientes cuadros se resume la propuesta de ELECTROSURMEDIO después de la absolución de las observaciones. El Cuadro 3.6 presenta los costos de inversión propuestos, el Cuadro 3.7 presenta los costos de operación y mantenimiento efectivamente aplicados al determinar su propuestas de tarifas. Finalmente el Cuadro 3.8 presenta los Peajes Unitarios Secundarios propuestos. Página 26 de 65

27 Cuadro No. 3.6 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 PROPUESTA FINAL ELECTROSURMEDIO Cuadro No. 3.7 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 PROPUESTA FINAL ELECTROSURMEDIO Cuadro No. 3.8 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 PROPUESTA FINAL ELECTROSURMEDIO Página 27 de 65

28 3.5 Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 24 de junio 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 de los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión del año En esta audiencia pública, los consumidores, las empresas concesionarias, las asociaciones de usuarios y demás personas interesadas en la regulación de las tarifas de transmisión secundaria, pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el procedimiento en ejecución y su resultado tarifario. 3.6 Opiniones y Sugerencias respecto al Proyecto de Resolución Prepublicado El 27 de junio de 2003 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. En este sentido, el OSINERG ha recibido y analizado las sugerencias presentadas por la empresa ELECTROSURMEDIO al proyecto prepublicado de las Tarifas y Compensaciones de su SST, mediante la Carta N GG de fecha 27 de junio de Dichas opiniones se hallan referidas a las tarifas y compensaciones determinadas para su concesión; y su análisis respectivo se ha incorporado en la redacción del Anexo C del presente informe. 3.7 Análisis del OSINERG El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por ELECTROSURMEDIO tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL, así como en las opiniones y sugerencias remitidas por esta empresa respecto al proyecto de resolución prepublicado. En este sentido, en el caso de las observaciones al estudio técnicoeconómico de ELECTROSURMEDIO, que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG, correspondió a este Organismo Regulador establecer los valores finales y fijar las Tarifas y Compensaciones dentro de los márgenes que se señalan en la Ley Proyección de la Demanda Con relación a la proyección de demanda, OSINERG ha tenido por conveniente modificar la demanda propuesta por ELECTROSURMEDIO por las siguientes razones: Página 28 de 65

29 No es razonable suponer que durante los próximos quince años la demanda de los clientes no regulados no se incremente. La metodología de proyección del segmento regulado no se basa en técnica econométrica alguna, por lo cual no es susceptible de ser sometido a pruebas que revelen su bondad. En consecuencia, se ha procedido a realizar la proyección respectiva sobre la base de métodos econométricos apropiados y la información recibida de la empresa, así como de la información con que cuenta el OSINERG. Cuadro No. 3.9 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 OSINERG Determinación del SEA del SST de ELECTROSURMEDIO Con relación a la determinación del SEA, OSINERG ha utilizado como horizonte de análisis el período , debiéndose mencionar que como resultado de la corrección en la proyección de demanda ha sido necesario redimensionar las líneas de transmisión y las subestaciones de todos los subsistemas. Adicionalmente los siguientes cambios específicos en la PROPUESTA FINAL de ELECTROSURMEDIO han sido realizados. a) Sistema Ica Página 29 de 65

30 La derivación hacia Villacurí al haber sido determinada como una sola línea que puede ser desconectada mediante un simple seccionador instalado en la mampostería de la derivación, no se justifica el contar con una celda de línea. b) Sistema Pisco Se ha integrado la demanda de la subestación Alto de la Luna a la de la subestación Pisco (ubicada a 3,4km de distancia), debido a que es posible alimentarla en 10 kv pues así lo permite el radio económico de cobertura de una red de distribución en dicho nivel de tensión. No se ha considerado los seccionadores propuestos en las derivaciones a Creditex y Minsur, debido a que la corta longitud de la derivación no los justifica. c) Sistema Chincha No se ha considerado la subestación 22,9/10 kv en Tambo de Mora debido a que no se justifica, en el SEA, el uso de transformadores con ambas tensiones de transformación a nivel de distribución. Se ha considerado que la subestación Chincha es alimentada por una línea independiente que puede ser seccionada mediante un simple seccionador cuando se requiera. Ello permite disminuir los costos de inversión, respecto de la configuración propuesta por ELECTROSURMEDIO. d) Sistema Nasca No se ha considerado la subestación 60/22,9/10 kv en Puquio propuesta por ELECTROSURMEDIO, debido a que es suficiente el nivel de tensión de 22,9 kv para alimentar dicha localidad; y dicho nivel de tensión es considerado un nivel de distribución. Se ha considerado que la subestación Nasca contempla la transformación 60/22,9/10 kv (en lugar de 60/10 kv como propuso ELECTROSURMEDIO) para poder alimentar la demanda de Puquio con mayor economía. Se ha considerado que la derivación hacia la subestación Palpa (o Llipata según la propuesta de ELECTROSURMEDIO) requiere únicamente de un seccionar simple de línea para su seccionamiento, cuando requerido. Finalmente, se debe mencionar que todas las subestaciones son del tipo exterior y cuentan con operadores, debido a que no se incluye Centro de Control, puesto que el sistema no lo justifica desde el punto de vista operativo y económico. Asimismo, no se considera el uso de cable de guarda en las instalaciones. Página 30 de 65

31 3.7.3 Evaluación del Costo de Inversión Con relación a los Costos de Inversión se han efectuado las siguientes modificaciones más notables a la PROPUESTA FINAL de ELECTROSURMEDIO: a) Se han ajustado los costos sobre la base de información complementaria con que cuenta el OSINERG, así como de datos del Programa de Adquisiciones de Suministros de la DEP/MEM e información de aduanas. b) Se ha optado por utilizar postes de madera cuando el trazado de la línea se desarrolle alejado de la carretera, y postes de concreto en caso contrario. c) Se han considerado subestaciones al exterior, ello por constituirse en las opciones más económica, sin afectar la calidad del servicio. d) Mediante el análisis de costos desarrollado, se ha determinado los costos indirectos en vista de la falta de sustento de los mismos por parte de ELECTROSURMEDIO. Asimismo, se han determinado los módulos aplicables al SEA En consecuencia el monto de inversión aprobado para las instalaciones de ELECTROSURMEDIO es el que se muestra en el cuadro siguiente: Cuadro No FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 OSINERG Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento La racionalización de costos se realizó sobre la base del análisis de la propuesta final del COyM presentada por ELECTROSURMEDIO y de las instalaciones de transmisión consideradas por OSINERG en el costo medio de inversión del SST de ELECTROSURMEDIO. Página 31 de 65

32 Costos de Operación y Mantenimiento a) En el caso de las líneas de transmisión y subestaciones, se racionalizaron los costos eliminando actividades no estándares como la inspección nocturna, lavado en caliente de estructuras y revisión de planos, y suprimiendo actividades no aplicables al SEA o que se superpusieran, tales como, el mantenimiento y reparación del cable de guarda, y pintado de edificaciones. b) Se ajustaron los alcances de acuerdo a las actividades a realizar, como es el caso de cambio y reparación de retenidas y ajuste de retenidas, las cuales se orientan a las estructuras de anclaje y cambio de dirección; las cuales representan en promedio el 30% del total de la Línea. Se asignaron alcances en proporción a las estructuras de anclaje. c) Se ajustaron los rendimientos, tomando como base los valores de los módulos con que cuenta el OSINERG-GART, y los tiempos y movimientos del personal asignado. Asimismo se adecuaron las unidades para lograr uniformidad en la actividad y poder asignar rendimientos, tal es el caso de la unidad asignada como cadena de aisladores para la limpieza manual por funcionar como un conjunto y no aislador como estaba propuesto Costos de Gestión a) Para el caso de los costos de gestión se ha observado que en la propuesta de ELECTROSURMEDIO se mantiene duplicidad en ciertos costos, como por ejemplo el del Técnico Supervisor de Operaciones que ya se encuentran incluidos como parte de los costos directos en los Costos de Operación de cada Subestación. Por lo que se ha procedido a eliminar dichas duplicidades de costos. b) Se han redefinido los porcentajes aplicables por costos de gestión de aquellas gerencias que no cumplen tareas exclusivas relacionadas al SST Costos de Seguridad y Seguros a) Se asignó un puesto de vigilancia de 24 horas únicamente a las subestaciones susceptibles de robo. Asimismo, se considera que las líneas de transmisión no están sometidas a vandalismo ni delincuencia. b) Al no contar con información de la empresa sobre el tema de seguros, dichos costos se estimaron como una fracción del costo medio de inversión. En consecuencia, los montos aprobados como COyM de las instalaciones de ELECTROSURMEDIO son los siguientes: Página 32 de 65

33 Cuadro No FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 OSINERG Determinación del Peaje Secundario Unitario para ELECTROSURMEDIO Para la determinación del PSU 13 para ELECTROSURMEDIO (sistemas Ica, Pisco, Chincha y Nasca), se ha utilizado un horizonte de 15 años ( ) para actualizar los Peajes Secundarios y los consumos de energía eléctrica. Asimismo se ha tomado en cuenta lo dispuesto por el Decreto Supremo N 029-EM En consecuencia los PSU resultantes y los factores de pérdidas marginales, para las redes de ELECTROSURMEDIO, son los siguientes: Cuadro No FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST AÑO 2003 OSINERG 13 No aplicable a la demanda del sistema de Edecañete, eléctricamente conectado al sistema de Chincha, cuya caso es tratado en el Informe OSINERG-GART/DGT N Página 33 de 65