Observaciones al Informe Técnico - Económico Presentado por ELECTROSUR S.A.

Transcripción

1 ERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Informe OSINERG-GART/DGT N Observaciones al Informe Técnico - Económico Presentado por ELECTROSUR S.A. Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión Periodo Lima, Septiembre de 2006

2 Resumen Ejecutivo Con fecha 24 de Marzo de 2006, la Empresa ELECTROSUR S.A presentó ante el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía el Estudio Técnico Económico que contiene la Propuesta de Tarifas y Compensaciones por el uso de su Sistema Secundario de Transmisión (en adelante SST ), para el periodo Como resultado de su revisión se han encontrado, entre otras, las siguientes observaciones: - No se ha efectuado la proyección de la demanda de acuerdo a lo establecido en la NORMA CRITERIOS, los valores históricos utilizados de algunas variables explicativas, no corresponden a los oficiales y no se ha efectuado una validación y tratamiento adecuado de los valores históricos de la demanda eléctrica y de las variables explicativas empleadas. - No se ha efectuado un análisis adecuado de alternativas que demuestre que la alternativa seleccionada como el SEA del SST corresponda a la alternativa de mínimo costo. Además, han considerado dentro de su SEA instalaciones de los cuales no son los titulares. - No se presenta suficiente sustento respecto al dimensionamiento y metrado de los componentes de los módulos que conforman el SEA. No se determina los costos de recursos y de suministro de equipos mediante una base de datos que involucre costos correspondientes a los últimos cuatro años. No se presenta el sustento de los montos y porcentajes utilizados en la valorización de los módulos de inversión - No se demuestra que los costos de operación y mantenimiento correspondan a criterios de eficiencia económica, relación unívoca y estandarización, según lo establecido en la normativa vigente. - No considera en el cálculo de los factores de estacionalidad de demanda de potencia y energía la información histórica que disponen. - El cálculo de los ingresos tarifarios por potencia y energía han sido calculados con una metodología diferente a la establecida en la NORMA CRITERIOS. Tarifas y Compensaciones de SST Período i -

3 El titular del SST debe absolver las observaciones contenidas en el presente informe, dentro del plazo establecido para el efecto en el cronograma del Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones del SST correspondiente al año , que se presenta en la Figura 2.1 del presente informe. Tarifas y Compensaciones de SST Período ii -

4 ÍNDICE Resumen Ejecutivo i 1.- Introducción Aspectos Regulatorios Admisibilidad de Propuestas Observaciones al ESTUDIO Observaciones Generales Observaciones Específicas Proyección de la Demanda Determinación del SEA Costos de Inversión Costos de Operación y Mantenimiento Evaluación de los Peajes Secundarios, Ingresos Tarifarios y Factores de Pérdidas Marginales Audiencia Pública 26 Tarifas y Compensaciones de SST Período Página 1 de 26

5 1.- Introducción La norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, aprobada con la Resolución OSINERG N OS/CD, la cual se modificó con la Resolución OSINERG N OS/CD, fue implementada para cumplir con lo establecido en la Ley N Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos. En cumplimiento de dicha norma, con fecha 24 de marzo de 2006, la empresa Concesionaria de Distribución Eléctrica ELECTROSUR S.A. (en adelante ELECTROSUR ) presentó ante el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante "OSINERG") el Estudio Técnico Económico (en adelante el ESTUDIO ) que contiene su Propuesta de Tarifas y Compensaciones (en adelante PROPUESTA ) por el uso de su Sistema de Secundario de Transmisión (en adelante SST ), para el período comprendido entre mayo 2007 y abril Para el análisis del ESTUDIO y la formulación del conjunto de observaciones al mismo, que se desarrolla más adelante, el organismo regulador se ha basado en los criterios, modelos y metodología que utilizará para la fijación de los cargos de transmisión. Debe entenderse que la presentación de las respectivas observaciones contiene, por extensión, la manifestación del parecer del regulador con relación al proceso de regulación de los SST en su situación actual. Este informe de observaciones está dirigido para ser respondido por ELECTROSUR. La referida respuesta deberá ser remitida tanto en forma impresa como en medio magnético a fin de permitir su evaluación dentro de los límites de tiempo establecidos en las normas para el desarrollo del proceso. Así mismo, los cálculos justificatorios que se realicen deberán acompañarse de las respectivas planillas de cálculo que le permitan al OSINERG efectuar una evaluación rápida y objetiva. Tarifas y Compensaciones de SST Período Página 2 de 26

6 2.- Aspectos Regulatorios 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 Ley 1 de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ). Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43 de la LCE, modificado por la Ley N 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 según lo señala el Artículo 44 de la LCE 3. De forma similar el Artículo 62 de la LCE, modificado con la Ley establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por el OSINERG. Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, el Artículo 49 de la LCE, modificado por la Ley N , 1 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. (...) Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector. 2 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...) 3 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...) 4 Artículo 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG. (...) 5 Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Costo Medio de dicho Sistema Económicamente Adaptado. Tarifas y Compensaciones de SST Período Página 3 de 26

7 establece que en las barras del SST el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema, el mismo que será determinado según lo establecido en los Artículos 128 y 139 del Reglamento de la LCE 6. El concepto de Costo Medio al que hace referencia el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, está definido en el Anexo de la LCE 7 y corresponde a los costos de inversión, operación y mantenimiento, en condiciones de eficiencia (en adelante CI y COyM, respectivamente) El Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ) al que hace referencia el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, también se encuentra definido en el Anexo de la LCE 8 y corresponde al sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y demanda. 6 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, el OSINERG 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; y, d) El peaje secundario unitario calculado de acuerdo con lo señalado en el Artículo 139 del Reglamento, se agregará al Precio de Energía en Barra o al Precio de Potencia de Punta en Barra, según corresponda. Artículo 139º del Reglamento.- 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 reguladas por el OSINERG. a) El procedimiento para la determinación de las compensaciones y tarifas para los Sistemas Secundarios de Transmisión, será el siguiente: I) Las instalaciones destinadas a transportar electricidad proveniente de centrales de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión, serán remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores, los cuales pagarán una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de las instalaciones. El pago de esta compensación se efectuará en doce (12) cuotas iguales, aplicando una tasa de actualización mensual que utilice para su determinación la Tasa de Actualización anual a que hace referencia el artículo 79 de la Ley; II) Las instalaciones destinadas a transportar electricidad desde el Sistema Principal de Transmisión hacia una concesionaria de Distribución o consumidor final, serán remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente, la cual pagará el 100% del Costo Medio anual de las instalaciones. El Costo Medio anual, a ser remunerado por la demanda, es igual al ingreso tarifario esperado más el peaje secundario, determinados para el Sistema Secundario de Transmisión económicamente adaptado. El ingreso tarifario esperado se determina con los factores de pérdidas marginales de potencia y energía correspondientes. A partir del peaje secundario se define el peaje secundario unitario, como el cociente del peaje secundario actualizado, entre la energía y/o potencia transportada actualizada, según corresponda, para un horizonte de largo plazo. El peaje secundario unitario será agregado a los Precios en Barra de Potencia de Punta y/o de Energía, o al Precio de Generación pactado libremente, según corresponda. b) ( ) Para los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas generales establecidas anteriormente, el OSINERG definirá la asignación de compensaciones a la generación o la demanda o en forma compartida entre la demanda y generación. Para lo cual, tomará en cuenta el uso y/o el beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios. El OSINERG establecerá los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo. 7 COSTO MEDIO: Son los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia. 8 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. Tarifas y Compensaciones de SST Período Página 4 de 26

8 Para la determinación y asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, establece el procedimiento a ser seguido por el OSINERG para definir la asignación de compensaciones a la generación o la demanda o en forma compartida entre la demanda y generación, tomando en cuenta el uso y/o beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios. Mediante Decreto Supremo N EM 9 del 25 de setiembre de 2002, se dictaron disposiciones específicas para la determinación del SEA en aquellos SST que sirven de forma exclusiva a la demanda. Para cumplir con estos mandatos de la LCE y, considerando el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, de acuerdo con lo establecido en la Ley N Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, el OSINERG mediante Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 11 de enero de 2003, aprobó la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, en cuyo Anexo B se establece el Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. Posteriormente, la Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 21 de setiembre de 2004, modificó el numeral 5.2 del Artículo 5 de la referida Norma y el Anexo B mencionado. Dicha modificación respondía a la necesidad de establecer un período mayor para llevar a cabo la regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión, a fin de optimizar los requerimientos de información y su procesamiento para el cálculo de las tarifas y compensaciones de los SST, además del hecho de que las principales variables que intervienen en la determinación de las tarifas de los SST mantienen una tendencia estable en el mediano plazo. El cambio más resaltante fue, la modificación a cuatro (4) años de la vigencia de las tarifas, compensaciones y fórmulas de actualización 9 Artículo 1.- Para la aplicación del artículo 49 de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Sistema Económicamente Adaptado, para atender las demandas servidas exclusivamente por instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, deberá ser determinado considerando, también, los siguientes criterios: a. En los sistemas radiales se utilizará como demanda actualizada el valor presente de los flujos de energía y/o potencia que permita transportar las respectivas instalaciones en condiciones de eficiencia. La demanda anual mínima a considerar será igual al 50% de la capacidad de transporte de dichas instalaciones; b. En sistemas con otras configuraciones, las respectivas instalaciones de transmisión deberán permitir la atención eficiente de la demanda a la cual prestarán el servicio, cumpliendo con los estándares de calidad correspondientes; c. La tarifa resultante para una demanda atendida por una línea radial, utilizando los cargos de transmisión correspondientes, en ningún caso podrá superar la tarifa resultante de un sistema térmico aislado típico A definido por OSINERG para la fijación de tarifas en barra. Artículo 2.- El horizonte de largo plazo para determinar el peaje secundario unitario a que se refiere el inciso a) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, será un período de quince (15) años. Para la determinación del componente de inversión del Costo Medio se considerará una vida útil de las instalaciones de transmisión de treinta (30) años y la tasa de actualización fijada en el artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas. Las tarifas de Transmisión Secundaria serán determinadas para cada concesionario. 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 Tarifas y Compensaciones de SST Período Página 5 de 26

9 respectivas, motivo por el cual las tarifas que se fijen como consecuencia del presente proceso regulatorio de SST, se mantendrán vigentes desde mayo del año 2007 hasta abril del año Además, dicha Resolución OSINERG N OS/CD, dispuso en su Artículo 5, que los criterios, metodología y formularios para la presentación de los estudios técnico-económicos que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los SST, serán aprobados por el OSINERG, con el fin de que los titulares de los SST utilicen criterios uniformes y una misma metodología en la elaboración de dichos estudios; mientras que, los formularios permitirán que la información que incide directamente en la regulación de los SST sea presentada de manera ordenada y estandarizada. En cumplimiento a lo señalado en el párrafo anterior, mediante Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 19 de julio de 2005, se aprobaron los criterios, metodología y formularios para la presentación de los estudios técnico-económicos que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los SST (en adelante NORMA CRITERIOS ). Con carácter complementario, dicha Resolución OSINERG N OS/CD, en su Artículo 2, establece que los módulos estándares de líneas y subestaciones y el procedimiento para determinar el Costo de Operación y Mantenimiento, serán aprobados por el OSINERG. En mérito a lo cual, se aprobaron las siguientes normas complementarias: Norma de Módulos Estándar de Inversión para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión, aprobada mediante la Resolución OSINERG N OS/CD (en adelante NORMA INVERSIÓN ). Norma de Procedimiento para la Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión, aprobada mediante la Resolución OSINERG N OS/CD (en adelante NORMA COyM ). Por otro lado, las nuevas instalaciones que se requieran para satisfacer las demandas estimadas en el horizonte de análisis de 15 años, se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión definidas en el Artículo 27.1 de la Ley N , las mismas que en cumplimiento del inciso b) del Artículo 27.2 de dicha Ley 11 se regulan según los criterios establecidos en la LCE. En la figura 2.1 se muestra el cronograma correspondiente al presente procedimiento regulatorio Se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión aquellas que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios Agentes. Además, son parte del Sistema Complementario de Transmisión todas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: ( ) b) OSINERG establecerá el monto máximo a reconocer como costo de inversión, operación y mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión. ( ) Tarifas y Compensaciones de SST Período Página 6 de 26

10 Figura 2.1 Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de SST ( Período ) Figura 2.1 Proceso de tarifas y Compensaciones del SST Año 2006 Tarifas y Compensaciones de SST Periodo Página 7 de 26

11 3.- Admisibilidad de Propuestas De acuerdo con el procedimiento establecido, las propuestas de regulación tarifaria para SST, fueron evaluadas por el OSINERG a fin de determinar su admisibilidad como parte del presente proceso regulatorio. Dicha evaluación se efectuó según los siguientes criterios: o La propuesta debe contener todos los formularios requeridos en las normas indicadas en la Sección 2 anterior. En caso de que algún formulario no sea presentado, la empresa debe consignar explícitamente la razón por la cual dicho formulario no le es aplicable. o Los formatos presentados en los archivos magnéticos deben ser los mismos, en cantidad y contenido, a los presentados en forma impresa. o Cada formulario deberá estar debidamente rellenado con todos los datos completos y, en el formato, unidades y detalle establecidos en las normas. o Los archivos magnéticos deben estar organizados con un orden lógico, deben contener las fórmulas necesarias y estar debidamente vinculados, a fin que faciliten su identificación y revisión. Con Oficio N OSINERG-GART, OSINERG remitió a ELECTROSUR las observaciones de admisibilidad encontradas a su propuesta de regulación tarifaria de su SST, a las que la empresa dio respuesta dentro del plazo establecido para el efecto. Como resultado, mediante Oficio N OSINERG-GART, el OSINERG comunicó a ELECTROSUR que su propuesta de regulación tarifaria presentada para su SST había sido admitida como parte del proceso de fijación de tarifas, señalando que ello no otorga conformidad del contenido ni de los resultados presentados en su propuesta tarifaria y respuestas a las observaciones de admisibilidad, dado que ello será materia de revisión en las etapas posteriores del presente proceso. Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 8 de 26

12 4.- Observaciones al ESTUDIO Las siguientes observaciones al ESTUDIO se clasifican en generales y específicas. Las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas. Para efectos de la absolución respectiva, las observaciones están organizadas en los rubros siguientes: o o o o o o Proyección de la demanda; Determinación del SEA; Costos de inversión; Costos de operación y mantenimiento; Determinación de Compensaciones; y Evaluación de los peajes secundarios, ingresos tarifarios y factores de pérdidas marginales. Las absoluciones de las observaciones específicas, deberán sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales. Los sustentos e información que presente ELECTROSUR serán evaluados a fin de verificar su consistencia y el cumplimiento del criterio de eficiencia. 4.1 Observaciones Generales Demanda 1. No se ha efectuado la proyección de la demanda de acuerdo a lo establecido en la NORMA CRITERIOS. Debe explicarse las razones por las que no se da estricta aplicación a la misma y sustentar adecuadamente la utilizada. Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 9 de 26

13 2. Los valores históricos utilizados de algunas variables explicativas, no corresponden a los oficiales. Debe verificarse que los valores de las variables utilizadas correspondan a los oficialmente publicados por los órganos competentes. 3. No se ha efectuado una validación y tratamiento adecuado de los valores históricos de la demanda eléctrica y de las variables explicativas empleadas. Debe verificarse que los valores empleados concuerdan con los valores reportados en su oportunidad al OSINERG y demostrarse que se han eliminado todos los valores atípicos que pudieran haberse presentado, en el tiempo, por razones coyunturales que no corresponden a una tendencia de crecimiento normal de la demanda eléctrica o de la variable utilizada. Determinación del SEA 4. No se ha efectuado un análisis adecuado de alternativas, donde se demuestre que la alternativa seleccionada, como el SEA del SST, corresponda a la alternativa de mínimo costo (inversión, operación, mantenimiento y pérdidas). Al respecto, debe efectuarse el análisis de alternativas de acuerdo con lo señalado en el Capítulo Segundo de la NORMA CRITERIOS. Asimismo, debe presentarse el análisis correspondiente que demuestre que el SEA seleccionado cumple con los requerimientos de confiabilidad y calidad del servicio que establece la NTCSE. Inversión 5. No se presenta suficiente sustento respecto al dimensionamiento y metrado de los componentes de los módulos estándares que conforman el SEA seleccionado. Debe presentarse los cálculos mínimos que justifiquen dicho dimensionamiento y metrado, de acuerdo con lo señalado en los Títulos I y II de la NORMA INVERSIÓN. 6. No se determina los costos de recursos y de suministro de equipos mediante una base de datos que involucre costos correspondientes a los últimos cuatro años. Al respecto, debe conformarse una base de datos debidamente sustentada (de manera documentada) de los costos unitarios de recursos y suministro de equipos, según lo señalado en el título III de la NORMA INVERSIÓN. 7. No se presenta el sustento de los montos y porcentajes utilizados en la valorización de los módulos de inversión (Por ejemplo, ingeniería de detalle, pruebas y puesta en servicio, costos indirectos, etc.). Lo cual debe sustentarse de manera detallada y documentada. 8. El tipo de cambio monetario consignado en los formularios de módulos de inversión, no corresponde a lo señalado en el numeral 26.4 de la NORMA INVERSIÓN. Debe consignarse el tipo de cambio correspondiente al último día hábil del mes de diciembre del año Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 10 de 26

14 Costos de operación y mantenimiento 9. No se demuestra que los costos de operación y mantenimiento correspondan a criterios de eficiencia económica, relación unívoca y estandarización, según lo establecido en la NORMA COyM. Al respecto, debe sustentarse de manera documentada, que los costos de mantenimiento, operación, gestión, seguros y seguridad, correspondan a valores promedio de mercado de los últimos 4 años. Determinación de Compensaciones y Fórmulas de Reajuste 10. El cálculo de compensaciones deberá ser calculado en función de las correcciones que se efectúen a los costos de inversión y de operación y mantenimiento, como consecuencia de lo observado en ambos rubros. 4.2 Observaciones Específicas Proyección de la Demanda 11. No se presenta un análisis de estabilidad estructural de los datos históricos. En la propuesta no se ha presentado el análisis de estabilidad estructural de la información histórica, es necesario recordar que a partir de este análisis se procede a definir la metodología a utilizar para las proyecciones. Se requiere que ELECTROSUR sustente la metodología empleada para la proyección de la las variables, con base a un análisis de estabilidad estructural de los datos históricos, de modo se permita evaluar la consistencia y eficiencia de la información presentada 12. No se presenta sustento para la metodología de proyección de las variables independientes. Las variables independientes utilizadas por ELECTROSUR para la estimación de los modelos econométricos se proyectaron con diferentes metodologías (Anexo del Capitulo IV: Proyección de la Demanda), que no se encuentra debidamente sustentada en su propuesta. Tal es el caso que el número de clientes se proyectó según la tasa de crecimiento que surge del promedio simple de las tasas ajustadas del periodo , mientras que en el PBI se ha considerado la tasa de crecimiento promedio del periodo Por este motivo, se requiere que se presente el sustento y la justificación de usar estas metodologías y precise qué otras alternativas fueron analizadas y las razones por las que se descartaron. 13. No se presenta información del año base No se presenta sustento debido de los valores del año base para los distintos sistemas eléctricos y su distribución por subestación. Así Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 11 de 26

15 mismo se tiene que actualizar la información histórica con la información registrada en el año No se presenta sustento de porcentajes utilizados en la demanda No presentan el sustento del nivel de pérdidas de distribución, ni del porcentaje de alumbrado público que se utiliza en el cálculo de la energía distribuida, así mismo, tampoco presentan el sustento de los factores de carga, factores de coincidencia y otros que se utilizan en el cálculo de la máxima demanda de potencia. 15. No coinciden los datos del PBI utilizados para estimar las proyecciones con los publicados por el INEI. ELECTROSUR presenta un cuadro con el PBI según departamento de publicado por el INEI; al respecto, la suma de los departamentos de Tacna y Moquegua no coincide con la presentada en el cuadro Evolución del PBI Departamento Tacna y Moquegua (página 2.3 de su propuesta inicial), cuyos datos fueron utilizados para estimar los modelos econométricos. Se solicita una justificación y el sustento correspondiente de porqué no se utilizó esta información. 16. No se ha presentado todos los datos históricos del PBI. No han sido presentados los datos históricos del PBI regional desde el año 2002 al 2005 (formulario F-102). Los datos presentados corresponden a una proyección realizada por la Consultora Apoyo, que comprende el período Se solicita a ELECTROSUR que aporte la información real de esta variable. 17. No coinciden las ventas que presenta la empresa en este estudio con las publicadas en sus memorias anuales. Los datos de ventas de energía que se utiliza para la proyección de demanda de la propuesta de ELECTROSUR, no coincide con los datos que publica dicha empresa en sus memorias anuales, en especial el referido a las ventas del 2003, donde el valor considerado en su propuesta es 160,16 GWh, mientras que, la información que aparece en la memoria anual de este año, el valor correspondiente es 166,62 GWh. Al respecto, se requiere una justificación del porqué la diferencia en esta información. 18. No se presenta el dato histórico de las ventas de energía para el año La información histórica de las ventas de energía se presenta hasta el año 2004, las ventas del año 2005 son proyectadas (formularios F-103) y su valor no coincide con las ventas publicadas en la memoria anual de la empresa, ni con las ventas reportadas al OSINERG. Se requiere la actualización de los datos históricos para esta variable. Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 12 de 26

16 19. No se presenta información de ventas históricas de energía de los clientes regulados por sectores de consumo. No se presenta la información histórica y las proyecciones del mercado regulado desagregada según sectores de consumo: doméstico, comercial, industrial y alumbrado público (formularios F-103 y F-106). Se requiere que se realice el análisis de la demanda de manera desagregada en los sectores mencionados, y se presente toda la información de sustento de la misma que permita al OSINERG evaluar la consistencia y eficiencia. 20. No se ha sustentado la eficiencia de la metodología de proyección de ventas globales de energía. La metodología utilizada en la propuesta para proyectar las ventas globales de energía consiste en un promedio simple de las tasas de crecimiento ajustadas con los modelos estimados de tendencia y econométrico Global y por Sistema Electrico.xls ). ELECTROSUR deberá justificar la aplicación de esta metodología previo análisis de otras alternativas que han sido descartadas, de modo que se evalúe su consistencia y eficiencia. 21. No se ha efectuado la elección de los modelos estimados de acuerdo con la NORMA CRITERIOS La elección de los modelos, para la proyección de la demanda, se realiza solo en base de comparación del coeficiente de R 2, que en muchos casos por la complejidad de los modelos no resultan ser muy representativos para comparar la bondad de sus estimaciones Global y por Sistema Electrico.xls y formularios F-104 y F- 105). En este caso, la norma establece que se debe seleccionar el mejor ajuste basado en el resultado de las pruebas estadísticas necesarias, que implican pruebas con los estadísticos F y t. Al respecto, se solicita que se presente el análisis estadístico correspondiente y sus resultados, de acuerdo a lo especificado en la NORMA CRITERIOS. 22. No se ha sustentado la eficiencia de la metodología de proyección de ventas de energía por nivel de tensión. La metodología utilizada para proyectar las ventas de energía en baja tensión Global y por Sistema Electrico.xls ) consiste en un promedio simple de las tasas de crecimiento ajustadas de los modelos de tendencia estimados, en los cuales, para su estimación se han excluido las ventas de los años 1994 y 1999, no presentando justificación. Las ventas de energía en media tensión se calculan por diferencia entre las ventas globales y las ventas en baja tensión. Se requiere que ELECTROSUR presente el sustento de esta metodología comparada con otras metodologías alternativas. 23. No se sustenta el nivel de pérdidas. El nivel de pérdidas utilizado para calcular la energía distribuida no se encuentra debidamente sustentado en su propuesta, habiéndose tomado para la propuesta un porcentaje de 9% y manteniéndolo Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 13 de 26

17 constante para el resto de los años de análisis. En este sentido, se requiere el sustento de este porcentaje de pérdidas de modo que corresponda al criterio de eficiencia y sea consistente con la tendencia del porcentaje de pérdidas que viene registrando la empresa en los últimos años. 24. No se justifica la inclusión de un porcentaje por alumbrado público en el cálculo de la energía distribuida. Para el cálculo de la energía distribuida se incluye un porcentaje de la demanda correspondiente a alumbrado público (5%). Según las informaciones que reportan las distribuidoras, el concepto de alumbrado público se encuentra dentro de las ventas de energía a los mercados regulado y libre. Al respecto, se requiere que se corrija esta información de manera que sea consistente con las ventas de energía. 25. No se sustentan los valores ni la proyección de los factores de carga de cada subestación. Los factores de carga que ELECTROSUR utiliza para calcular las máximas demandas de potencia son valores registrados para cada subestación en el año 2004 y se mantienen constantes para los 15 años del estudio (formulario F-111). Sobre el particular, en el Artículo 11 de la NORMA CRITERIOS, se establece que para la estimación de los factores de cargas deben tomarse en cuenta la evolución histórica de los mismos. En ese sentido, se requiere que presente el sustento de dichos valores y del criterio utilizado para su proyección conforme a la NORMA CRITERIOS y se presente la información histórica de los factores de carga, de modo que se pueda evaluar su consistencia y eficiencia. 26. Inconsistencia en la información de potencia del año 2004 Los valores de máxima demandas históricas del año 2004 que se considera como base de las proyecciones de su propuesta Global y por Sistema Electrico.xls ), no coinciden con los valores que aparecen en el cuadro de Máximas Demandas Históricas por SET para ese año inicial (Figura N 1). En este sentido, se requiere que se sustente adecuadamente el motivo de esta diferencia en la información considerada, la cual también debe ser actualizada con la información registrada en el año Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 14 de 26

18 Figura N No se sustenta la incorporación de cargas adicionales. No se ha presentado el sustento necesario para los nuevos proyectos de inversión que involucrarán incremento de demanda, de acuerdo con el numeral del Artículo 5 de la NORMA CRITERIOS. A partir del año 2007, ELECTROSUR incluye cargas adicionales a la energía distribuida en la subestación ILO (figura N 2), sin embargo, dicha incorporación no se encuentra debidamente justificada en la propuesta. ELECTROSUR debe aportar el sustento adecuado para la justificación de la incorporación de estas cargas adicionales en su proyección de demanda, de acuerdo con lo que establece la NORMA CRITERIOS. Figura N 2 CARGAS ADICIONALES (MW) SUBESTACIÓN DESCRIPCIÓN Procesadora de Productos Marinos Austral Zona Norte de Ilo Pesquera Rubi ILO Arpes Empresa de Cámaras Frigoríficas SUB-TOTAL Factor de Coincidencia de cargas TOTAL Determinación del SEA 28. No se ha presentado la evaluación de los SEA propuestos No se presenta la evaluación de alternativas de configuraciones, donde se efectúen varias simulaciones de cambios en los calibres de los conductores, cambios en los niveles de tensión de transmisión, transformadores con distintos factores de carga y otros; de tal manera, que se demuestre la conveniencia técnica económica de la configuración propuesta. Así mismo, para validar la metodología de cálculo de la sección óptima del conductor, como la determinación del número y capacidad de los transformadores, deben presentar las planillas de cálculo que responden a esta determinación, la cual debe contener las fórmulas empleadas y los vínculos habilitados. Además, deben incluirse el Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 15 de 26

19 sustento de los factores considerados en las fórmulas, el detalle de las estructuras utilizadas que sustente las distancias estimadas para el cálculo de las constantes primarias de las líneas, los cálculos mecánico de las estructuras, el cálculo de aislamiento, el cálculo de efecto corona y red de puesta a tierra. 29. No se ha justificado el número de celdas de media tensión en las subestaciones. En el Inciso e) del Punto 1.2 del Capítulo V DETERMINACIÓN DEL SISTEMA ECONÓMICAMENTE ADAPTADO de su propuesta se indica que para el cálculo del número de celdas de MT se considera una demanda de 4 MVA por salida de 10 kv y 8 MVA por salida en 22,9 kv. Sin embargo, no se presenta en la propuesta la justificación de cómo se obtienen estos valores. Al respecto, se requiere que ELECTROSUR sustente adecuadamente estos valores asumidos, incorporando toda aquella información necesaria que sustente que estos valores son eficientes. 30. No se han sustentado los criterios establecidos en el análisis de Confiabilidad para ser considerados como eficientes. En el numeral 1.4 del Capítulo V ( Análisis de Confiabilidad ) se expresa que las inversiones adicionales a realizar con el objeto de disponer de reserva para el restablecimiento del servicio, deberán justificarse a través de los ahorros en las penalizaciones por exceso en las tolerancias de la calidad de suministro. En base a este criterio, se determina en qué condiciones resulta conveniente contar con reserva de transformación. Las condiciones de análisis son básicamente la zona de localización de la subestación (urbana, urbano rural o rural) y factores de carga para cada uno de éstas localizaciones. Estos resultados se aplican al diseño de los SEA de los distintos sistemas de ELECTROSUR, incluyendo en todos los casos dos transformadores para que se cumpla con las condiciones anteriormente descritas. Además, en el análisis que presenta en su propuesta para determinar la reserva de subestaciones, analiza la subestación de forma aislada; es decir, sin considerar su ubicación relativa dentro de la red y la influencia relativa de las fallas en la misma sobre los índices de confiabilidad del sistema. Debido a ello, por ejemplo, se encuentra en algunos SEA, subestaciones en extremo de alimentadores radiales de considerable longitud (50 km o más) con dos transformadores, supuestamente por motivos de mejora en la confiabilidad. Resulta claro que la tasa de falla de una línea de una longitud como la indicada presenta una tasa de falla muy superior a la de un transformador, por lo que duplicar el transformador para mejorar el nivel de confiabilidad sería lo más eficiente. Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 16 de 26

20 Debido a ello, el SEA debe ser diseñado de tal modo que minimice los costos de inversión, operación y mantenimiento; así como, las pérdidas. Posteriormente, se debe realizar análisis de confiabilidad para comprobar el cumplimiento de los niveles establecidos en la NTCSE, e incorporar los sistemas o dispositivos que sean necesarios para el cumplimiento de estos niveles. Por otro lado, la NORMA CRITERIOS establece en el numeral de su Artículo 14 que sólo para el caso de líneas en MAT y AT del sector típico 1 o para aquellas que alimentan cargas especiales, se considera el criterio de planificación conocido como N-1 y para las SET s se considerará transformadores de reserva y subestaciones móviles, debidamente justificados. En este sentido, se solicita que se sustente adecuadamente en su propuesta, que estos análisis de confiabilidad están de acuerdo con los criterios de determinación del SEA que establece la NORMA CRITERIOS 31. No se ha justificado el agregado de nuevos niveles de tensión en los SEA de cada sistema. En algunas subestaciones del SEA (formulario F-210) se han agregado niveles de tensión que no existen en la realidad, sin la debida justificación de que corresponden a los más eficientes. Por ejemplo: En las subestaciones Tacna, Yarada y Parque Industrial se han considerado tres niveles de tensión, 60 kv, 22.9 kv y 10 kv, siendo que los últimos dos niveles son de salida de la estación. Sin embargo, el sistema real solo tiene el nivel de tensión de 10.5 kv en la salida. En la subestación MOQUEGUA se han considerado tres niveles de tensión, 60 kv, 22.9 kv y 10.5 kv, siendo que los últimos dos niveles son de salida de la estación. Sin embargo, el sistema real solo tiene el nivel de tensión de 10.5 kv en la salida para media tensión. En la subestación ILO se han considerado tres niveles de tensión, 60 kv, 22.9 kv y 10.5 kv, siendo que los últimos dos niveles son de salida de la estación. Sin embargo, el sistema real solo tiene el nivel de tensión de 10.5 kv en la salida para media tensión. ELECTROSUR debe presentar el sustento para cada caso donde se presente esta situación, que incluya la evaluación de alternativas de alimentación en otros niveles de tensión, para determinar la alternativa óptima. Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 17 de 26

21 32. En la propuesta de SEA no se ha tomado en cuenta el SEA establecido por OSINERG en anteriores fijaciones En el establecimiento de los SEA no se ha tomando en cuenta las configuraciones de SEA ya establecidas por OSINERG para las empresas con las que comparten instalaciones, ó las que resultan del actual proceso regulatorio, tales son los casos de los sistemas de ILO y Moquegua que se encuentran en el sistema de Enersur y del sistema Puquina - Omate - Ubina que se encuentra en el sistema de SEAL. En este sentido, se debe tener en cuenta que la configuración que tengan el SEA de sus sistemas, dependerán del SEA que se establezcan para el sistema de las empresas con las que comparten instalaciones. SISTEMA TACNA y YARADA 33. No presenta justificación de incluir equipos que no son propietarios. La línea los Héroes Tacna y la celda de salida de la subestación Héroes son de propiedad de EGESUR (formulario F-215), por lo cual no debería figurar dentro del SEA a compensar a ELECTROSUR. En este sentido, se solicita que la empresa sustente o justifique la inclusión de este equipo dentro de su propuesta. SISTEMA MOQUEGUA 34. Sistema mal representado De acuerdo a la información presentada en su propuesta, el sistema que allí se indica, como Moquegua se alimenta desde una barra (BOTIFLACA 138 Kv) distinta a la barra en la que se alimenta en la actualidad. En el año 2005 estas instalaciones se conectan directamente a la subestación MOQUEGUA 138 kv a través de un transformador en 10 MVA real. En ese sentido, se requiere que se presente el sustento por el cual se demuestre que la alimentación desde la subestación Botiflaca 138 V resulta ser la alternativa de mínimo costo. SISTEMA PUQUINA-OMATE-UBINA 35. No se considera el SEA establecido para SEAL. Para la configuración del SEA del sistema. Puquina-Omate-Ubina no se ha tomado en cuenta la configuración del SEA del sistema de SEAL, al cual se conecta. Para el SEA de SEAL están definidas las tensiones de 138 kv y 22.9 kv o los que resultan del proceso regulatorio. Se requiere que para la configuración del SEA de este sistema se debe tomar en cuenta las configuraciones y características del SEA correspondiente a SEAL, conforme a la NORMA CRITERIOS. Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 18 de 26

22 4.2.3 Costos de Inversión 36. Modificación de las partidas y/o subpartidas de los módulos estándares En los componentes de las partidas y/o subpartidas de los módulos estándares del SEA seleccionado se ha adicionado y retirado partidas a las especificadas en los formularios de la NORMA INVERSIÓN para cada modulo, por lo cual se solicita que presente el sustento de estas modificaciones. 37. Información incompleta de costos de inversión No se presentan el sustento de costos de inversión de varios ítems de los formularios de módulos estándar, como por ejemplo de obras civiles que establece en el formulario I-104. Por este motivo, se solicita que sustenten todos los costos inversión que están utilizando en los módulos estándares. 38. En la elección de los equipos y materiales, de uso como referencia una zona que no corresponde a la concesión En la elección de las características de equipos y materiales que se utilizan para los módulos del SEA propuesto, lo cual influye directamente en los costos, se está considerando las características de zonas geográficas que no corresponde a la zona de su concesión. Así se tiene, que en el Capitulo VI de su propuesta, establecen que los equipos corresponden al ambiente tropical de la zona norte del Perú, cuando sus concesiones están ubicadas en la zona sur del Perú. 39. No están justificados los costos de Capataz Mayor (Capataz A ) y Capataz Menor (Capataz B ). En la propuesta (Recursos.xls) se indica que el puesto de Capataz no está en las Normas del Régimen Laboral de la construcción Civil por lo que define su costo multiplicando el Costo Hora-Hombre de Operario por un coeficiente mayor que la unidad. Al respecto, se requiere que ELECTROSUR sustente, en base a una encuesta o estudio que lo respalde, el por qué considera el coeficiente 1,4 y 1,2 para el costo de Capataz en las categorías A y B. 40. No se ha presentado el sustento de los costos representativo de los costos unitarios de los módulos del SEA. Se observa que en la propuesta se utiliza el precio promedio de un año como el mejor valor representativo para los costos unitarios (Recursos.xls). Al respecto, la NORMA INVERSION establece que este cálculo se debe realizar para información de costos de los últimos 4 años a rendimiento óptimo de los suministros. Así mismo en el archivo magnético (Recursos.xls) que contiene estos costos, se lee que la información corresponde a otras empresas, como ELECTRONORESTE y SEAL, no corresponden a ELECTROSUR. En este sentido, se debe aclarar y corregir los errores que está originando Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 19 de 26

23 la utilización de información que corresponden a otras empresas que están ubicadas en zonas geográficas y ambientales diferentes a la de ELECTROSUR. 41. No presentan el sustento para el número de estructuras especiales En la propuesta (formulario I-104) no se presenta el sustento del número estructuras especiales en la conformación del costo de inversión de los módulos de líneas (por ejemplo estructuras de suspensión angular, retensiones, entre otros). En ese sentido, se requiere que presente dicho sustento, tanto en forma física como en forma magnética. 42. No está justificado el porcentaje de herramientas, almacenamiento, manipuleo, mermas y viáticos del personal en los costos de obras civiles En la propuesta no se indica los criterios técnicos en el que se ha basado la determinación de los porcentajes de costos asignados a las herramientas, almacenamiento, manipuleo, mermas y viáticos empleados en la valorización del SEA. Se requiere que se presente el sustento de estos valores, de modo que se verifique su consistencia y eficiencia. 43. No corresponde aplicar un porcentaje para repuestos en los módulos. En la propuesta (módulos de inversión) se indica que en los suministros de repuestos, se consideran el 5% de los costos de cada suministro principal. Al respecto, la NORMA INVERSION incluye un módulo para materiales de stock de respaldo, por lo cual no corresponde aplicar el porcentaje mencionado. ELECTROSUR deberá corregir dicho criterio en conformidad a la NORMA INVERSION. 44. No está justificado el porcentaje utilizado para el cálculo de costo stock de respaldo. En la propuesta (formulario I-601) se indica que el costo de stock de respaldo se calcula con un porcentaje (1.47%) de los costos de inversión, pero no se presenta el sustento de la forma cómo se obtuvo este porcentaje. En este sentido, se requiere que se presente el debido sustento para la aplicación de este porcentaje y, se presente llenado adecuadamente, el formulario I No están indicados los criterios para la estimación de los gastos administrativos de la empresa. En la propuesta no se indica los criterios que se han utilizado para la estimación de los gastos administrativos de la empresa (archivo Gestion.xls) y la fuente de información utilizada. En este sentido, se requiere que ELECTROSUR justifique dicha estimación con base a una Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 20 de 26

24 encuesta o estudio que demuestren que los mismos corresponden a gastos eficientes. 46. No están indicados los criterios para la estimación de los gastos generales directos del contratista de obras. En la propuesta no se indican los criterios considerados para la estimación de los gastos generales y utilidades del contratista (módulos de inversión) y la fuente utilizada para los salarios. Por lo cual se requiere que se presente la justificación que sustente los valores considerados. 47. No está debidamente justificado el costo de los edificios de centro de control. En su propuesta se indica que para los costos de los edificios de centro de control se han utilizado el Cuadro de Valores Oficiales de Edificaciones para la Costa, Sierra y Selva afectados por un factor de amplificación dado que los mismos fueron elaborados en parámetros de construcción de viviendas que presentan parámetros diferentes a los parámetros de los edificios de control. Al respecto, se debe sustentar la aplicación y el valor de dicho factor de amplificación, así como los criterios utilizados para su validación. 48. No se sustenta el equipamiento de módulo de centro de control En la propuesta del módulo de centro de control (formulario I-301), no se especifica el número de señales bajo control y el sustento de la cantidad de componentes por cada partida/subpartida. Se requiere que se presenten el sustento correspondiente de las señales y cantidades de las partidas, que tenga en cuenta el tamaño de empresa pequeña asignado al centro de control. 49. Las referencias utilizadas no son consistentes En la propuesta se observa que para la asignación del conductor de las líneas transmisión se toma en cuenta el ambiente tropical que presenta la zona norte del Perú (Capitulo VI módulos estándares de inversión operación y mantenimiento), sin embargo, las instalaciones de ELECTROSUR están ubicadas en la zona sur del Perú. 50. No se encuentra debidamente justificados la tasa de los costos financieros en las obras. En la propuesta se asume una tasa del 12% como tasa de interés para calcular los gastos financieros de los módulos estándares (módulos de inversión) en la etapa de construcción; sin embargo, no se presenta el sustento de cómo se llega a estimar esta tasa para cada uno de estos módulos. En este sentido, se solicita que se sustente dicha tasa, tomando la característica de construcción de las obras y las tasas de interés que brinda mercado financiero local para préstamos a este tipo de proyectos. Tarifas y Compensaciones en SST Período Página 21 de 26