Análisis de Opiniones y Sugerencias al Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Análisis de Opiniones y Sugerencias al Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión Regulación para el período Lima, abril de 2013

2 Resumen Ejecutivo El 20 de febrero de 2013 se realizó la publicación, en el diario oficial El Peruano, del proyecto de resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante SST ) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante SCT ), aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017 (en adelante PREPUBLICACIÓN ). Dicha PREPUBLICACIÓN se efectuó mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, estableciéndose en la misma como plazo máximo para la presentación de opiniones y sugerencias, el 15 de marzo de Dentro del plazo señalado, se recibieron las opiniones y sugerencias de veinticuatro (24) empresas Titulares de instalaciones de transmisión, dos (2) Compañías Mineras, el COES y dos (2) personas naturales. Como resultado del análisis de dichas opiniones y sugerencias y al análisis de oficio hecho por OSINERGMIN, se han efectuado algunas modificaciones a lo prepublicado, con base en las precisiones contenidas en el presente informe respecto a determinados aspectos desarrollados en los Informes del N GART al N GART, los cuales sustentan la PREPUBLICACIÓN. Los principales cambios con respecto a lo prepublicado, son los siguientes: Aunque no influye en los resultados de los cálculos que sustentan la PREPUBLICACIÓN, se ha uniformizado la nominación de los Titulares en todas las hojas de cálculo empleadas. Se comprobó que existen diferencias entre los indicadores económicos del cobre y aluminio empleados en la PREPUBLICACIÓN, con respecto a los correspondientes publicados en la página Web de OSINERGMIN. Aspecto que se ha tomado en cuenta para la etapa de publicación de los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT , oportunidad en que se utilizarán los indicadores económicos referidos al último día hábil del mes de marzo Se han incorporado los Elementos para los cuales los Titulares han cumplido con presentar las correspondientes Actas de puesta en servicio, debidamente suscritas por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN. Para el cálculo de Peajes se consideran las Altas y Bajas que cuentan con su respectiva acta, suscrita por la GFE, así como la (periodo ) i

3 justificación correspondiente a los casos de modificación de las fechas previstas en el respectivo Plan de Inversiones. Se comprobó inconsistencias en cierta información empleada en el modelo PERSEO, para el cálculo de los Ingresos Tarifarios, por lo que se ha procedido a realizar los ajustes al modelo PERSEO con información reciente y a recalcular los Ingresos Tarifarios de los Elementos correspondientes. Se corrigió dichas inconsistencias, así como la nominación de ciertos Elementos que forman parte de los SSTG y SSTGD, para luego determinar nuevamente a los generadores relevantes responsables del pago de los mismos. Se ha revisado el cálculo de los Factores de Pérdidas Medias, retirando los Elementos que no corresponde considerarlos en este cálculo e incorporando otros que sí son parte de los SST y SCT. Asimismo, se rectificó la codificación de algunos Elementos según la parte del sistema equivalente al que pertenecen y se corrigió los rangos de vinculación en las hojas de cálculo. Se precisa la proporcionalidad del pago por parte de terceros regulados que se han conectado a sistemas del tipo SSTL. Cabe mencionar que, para los casos en los que los Titulares no subsanaron adecuadamente las observaciones formuladas por OSINERGMIN a sus propuestas tarifarias o la información presentada en las diferentes etapas del presente proceso regulatorio no resultó consistente o no fue debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a determinar las Tarifas y Compensaciones correspondientes con base a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin. Como consecuencia de los cambios efectuados, en mérito a lo expresado en los párrafos anteriores, se recomienda: - Aprobar el Costo Medio Anual preliminar de los Elementos que conforman el Plan de Inversiones del período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, por Área de Demanda y por cada titular que la conforma. - Fijar, los valores actualizados del Costo Medio Anual de los Sistemas Secundarios de Transmisión y otras instalaciones que se rigen por contratos de concesión específicos; aprobados en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD y modificatoria. - Fijar de forma definitiva, el Costo Medio Anual de los Elementos dados de Alta posteriormente a la entrada en vigencia de la Ley N Fijar para el periodo 01 de mayo de de abril 2017: El Ingreso Tarifario para las instalaciones del SSTD, SCTD y SSTGD, cuya tensión sea 220 kb o 138 kb y que estén conectadas directamente a barras para las cuales se han fijado precios en Barra. Los Peajes y sus fórmulas de actualización por Área de Demanda, correspondientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión asignados a la demanda. El Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía-CPSEE, expresado en Ctm. S/./kWh y su fórmula de actualización. (periodo ) ii

4 Los factores de pérdidas medias para la expansión de Precios en Barra a las barras de los Sistemas Secundarios de Transmisión o Sistemas Complementarios de Transmisión, no comprendidos en la red de muy alta tensión a que se refiere el primer Item de esta lista. Las compensaciones y sus fórmulas de actualización, de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, asignados total o parcialmente a la generación. - Modificar los porcentajes de participación de cada Elemento de los Sistemas Secundarios de Transmisión que son remunerados de forma exclusiva por la demanda, respecto del total del Costo Medio Anual de los Titulares: Electroperú S.A., Electronoroeste S.A., Electronorte S.A., Proyecto Especial Olmos Tinajones, Hidrandina S.A., Electrocentro S.A. SN Power Perú S.A., Red de Energía del Perú S.A., Sociedad Eléctrica Del Sur Oeste S.A., Electro Sur Este S.A. y Enersur S.A. que conforman las Áreas de Demanda 1, 2, 3, 5, 6, 9, 10 y 12, respectivamente. Los valores correspondientes a esta fijación de Tarifas y Compensaciones resultantes, se muestran en los Anexos que forman parte del presente informe. (periodo ) iii

5 INDICE 1. INTRODUCCIÓN ASPECTOS REGULATORIOS PROCESO DE REGULACIÓN EN CURSO DE LOS SST Y SCT ANÁLISIS DE OPINIONES Y SUGERENCIAS ACTUALIZACIÓN DEL CMA DE SST FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DEL CMA DE SCT CMA DE TRANSFORMADORES DE RESERVA INFORMACIÓN PARA MODELO PERSEO ANÁLISIS DE OFICIO OMISIÓN DE CÁLCULO DE IT RETIRO DE VALORES IT CAMBIO DE CÓDIGOS MODULARES CORRECCIÓN DE PUESTA EN SERVICIO AMPLIACIÓN 7 DE CONTRATO REP CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ANEXOS ANEXO A ANÁLISIS DE OPINIONES Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIÓN A.1. GRUPO DISTRILUZ A.2. ELECTRO ORIENTE S.A. (ELOR) A.3. RESPECTO AL SISTEMA MALACAS TALARA A.4. PROYECTO ESPECIAL OLMOS TINAJONES (PEOT) A.5. RESPECTO AL SISTEMA TRUJILLO NORTE CAJAMARCA NORTE PAJUELA A.6. COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA S.A. (ANTAMINA) A.7. Sra. MAVILA CIEZA A.8. EDELNOR A.9. LUZ DEL SUR A.10. ELECTRODUNAS (ELDU) A.11. ISA PERÚ A.12. REP A.13. COES SINAC A.14. KALLPA GENERACIÓN A.15. DUKE ENERGY EGENOR (DUKE) A.16. FENIX POWER PERÚ A.17. CHINANGO A.18. EDEGEL A.19. ELECTROPERÚ A.20. EGEMSA A.21. EGESUR A.22. ENERSUR A.23. SAN GABÁN A.24. SN POWER A.25. REDESUR A.26. CELEPSA ANEXO B CMA PRELIMINAR DE ELEMENTOS DE PLAN DE INVERSIONES ANEXO C CMA ACTUALIZADO DE SSTD Y FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN ANEXO D CMA DE SCT EXISTENTE Y FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN (periodo ) Página 1 de 299

6 ANEXO E INGRESO TARIFARIO DE DETERMINADAS INSTALACIONES EN MAT Y MAT/MAT ANEXO F PEAJES Y SUS FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN ANEXO G CPSEE Y FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN ANEXO H FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ANEXO I REVISIÓN DE ALÍCUOTAS DE DETERMINADOS SSTD ANEXO J GENERADORES RELEVANTES ANEXO K RESPONSABILIDAD DE PAGO POR INSTALACIONES TIPO SSTG Y SSTGD ANEXO L COMPENSACIONES POR INSTALACIONES TIPO SSTG Y SSTGD REFERENCIAS (periodo ) Página 2 de 299

7 1. Introducción El presente informe contiene el análisis de las opiniones y sugerencias que se han presentado respecto a la publicación del proyecto de resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante SST ) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante SCT ), aplicables para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017, de cada una de las 15 Áreas de Demanda definidas mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, posteriormente modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD, N OS/CD y N OS/CD. Dicha publicación se efectuó el 20 de febrero de 2013 en el diario oficial El Peruano, mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (en adelante PREPUBLICACIÓN ). Para la elaboración del presente informe, se han tomado como base los Informes del del N GART al N GART, los cuales sustentan los criterios, metodología y modelos empleados para la PREPUBLICACIÓN. Este informe, a su vez, toma en cuenta los estudios técnicos económicos presentados, el 5 de noviembre de 2013, por 27 empresas titulares de instalaciones de transmisión, con lo que se dio inicio al presente proceso regulatorio, así como la información y documentos relacionados que han venido presentando las mismas en las etapas anteriores; además de los estudios desarrollados sobre el particular por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (en adelante GART ) de OSINERGMIN. En aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, OSINERGMIN ha incluido como parte del proceso de regulación de los SST y SCT la publicación de toda la información relacionada y los proyectos de resolución que fijan las respectivas tarifas y compensaciones, así como la realización de audiencias públicas, con la finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las mismas. 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 éstas sean (periodo ) Página 3 de 299

8 consideradas por OSINERGMIN antes de adoptar su decisión para la aprobación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT. 1.1 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 los sistemas de transmisión, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43 de la LCE, modificado por la Ley N Según lo señalado en el Artículo 44 de la LCE 3, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, 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, modificado con la Ley , establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por OSINERGMIN. Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, el Artículo 49 de la LCE, modificado por la Ley N , 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 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: (...) c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...) 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 y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG. (...) Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema. Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en Barra de energía, a que se refiere el Artículo 49º de la Ley, el sistema de transmisión a considerar comprenderá todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven en forma exclusiva a la demanda y hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación. Artículo 139º.- ( ) (periodo ) Página 4 de 299

9 El concepto de Costo Medio Anual (en adelante CMA ) al que hace referencia el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, está definido en el literal b), numeral I) del Decreto Supremo N EM para el caso de los SST, y para los demás casos corresponde a la suma de la anualidad de los costos de inversión y el costo anual de operación y mantenimiento, en condiciones de eficiencia (en y COyM, respectivamente). El Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ) al que hace referencia el Artículo 139 del Reglamento de la LCE en su literal c), numeral II), también se encuentra definido en el Anexo de la LCE 7 y corresponde al sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y la demanda. Por otro lado, las nuevas instalaciones que se requieran para atender las demandas estimadas en el horizonte de análisis de 10 años, se consideran como instalaciones del SCT definidas en el Artículo 27.1 de la Ley N , Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44 y 62 de la Ley; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27 de la Ley N 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente: a) Criterios Aplicables I) El pago mensual que efectúen los generadores por las instalaciones de transmisión se denomina compensación. II) Las instalaciones de transmisión a que se refiere este artículo comprenden tanto las pertenecientes al Sistema Secundario de Transmisión como al Sistema Complementario de Transmisión, salvo que se indique lo contrario. III) El Plan de Transmisión se refiere al definido en el Artículo 21 de la Ley N IV) El pago que realicen los consumidores se denomina Peaje que se aplicará como un cargo por unidad de energía consumida. Para el caso de instalaciones que comprenden el sistema de transmisión, a que se refiere el Artículo 128, el pago incluirá además del Peaje, la aplicación de los factores nodales de energía y los factores de pérdidas de potencia. V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte mínimo de diez (10) años, hasta un máximo establecido por OSINERGMIN, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda. VI) El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión corresponde al monto anual que permite retribuir los costos de inversión, operación y mantenimiento. VII) Los costos de explotación son los definidos en el Artículo 1 de la Ley N VIII) Los Ingresos Esperados Anuales corresponden al monto que se debe liquidar anualmente. IX) La Tasa Mensual para el cálculo de las Tarifas y Compensaciones; así como, para la actualización de los ingresos mensuales de la liquidación anual, se determina aplicando fórmulas de interés compuesto y la Tasa de Actualización anual establecida en el Artículo 79 de la LCE. b) ( ) e) Responsabilidad de Pago ( ) III) Para las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión no contempladas en ninguno de los casos anteriores, OSINERGMIN definirá la asignación de responsabilidad de pago a la generación o a la demanda, o en forma compartida entre ambas. Para ello, deberá tener en cuenta el uso y/o el beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o demanda, así como, lo dispuesto por el cuarto párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N 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 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. (periodo ) Página 5 de 299

10 las mismas que en cumplimiento del inciso b) del Artículo 27.2 de dicha Ley 9 se regulan según los criterios establecidos en la LCE. El Sistema Eléctrico a Remunerar (en adelante SER ) al que hace referencia el literal c) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, es la configuración del sistema de transmisión considerado para la determinación de los Peajes y Compensaciones de cada titular. 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 OSINERGMIN para definir la asignación de compensaciones a la generación o a la demanda o en forma compartida entre la demanda y la generación, tomando en cuenta el uso y/o beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios. 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, mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se aprobó el Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, la cual fuera aprobada por Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 11 de enero de Últimamente, mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se ha aprobado la nueva versión de la misma norma, en cuyo Anexo A.2.2 se establece el Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los SST y SCT. Con Resolución OSINERGMIN N OS/CD, publicada el 14 de enero de 2008, se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios tarifarios que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los titulares de SST y SCT (NORMA TARIFAS). La nueva versión de la NORMA TARIFAS se aprobó con Resolución OSINERGMIN N OS/CD, la que a su vez se ha modificado mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS: Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD y modificado por Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, la cual fue sustituida por Resolución OSINERGMIN N OS/CD 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. ( ) (periodo ) Página 6 de 299

11 Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD, N OS/CD y N OS/CD. Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última modificación se ha aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD y N OS/CD. Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N OS/CD. 1.2 Proceso de regulación en curso de los SST y SCT Por excepción, según la Disposición Complementaria Transitoria de la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, aprobada por Resolución OSINERGMIN N OS/CD, el presente proceso de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT, se viene desarrollando según el cronograma consignado en el Anexo B2 de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (en adelante PROCEDIMIENTO ). Así, con fecha 05 de noviembre de 2012, diversas empresas concesionarias Titulares de instalaciones de transmisión, presentaron ante OSINERGMIN, por separado, su ESTUDIO que contiene la Propuesta de Peajes para sus instalaciones que forman parte de los SST y/o SCT ubicados en el Área de Demanda 1, para el período comprendido entre mayo 2013 y abril Hasta la fecha se han llevado a cabo las etapas de: Audiencia Pública para que los agentes expongan sus propuestas tarifarias, observaciones a los estudios técnicos económicos presentados por los Titulares como sustento a sus propuestas tarifarias, presentación de las respuestas a las mismas por parte de los Titulares y publicación del proyecto de Resolución mediante la cual se fijarían las Tarifas y Comensaciones de los SST y SCT para el período Hasta el 15 de marzo de 2013, veinticuatro (24) empresas Titulares de instalaciones de transmisión, dos (2) Compañías Mineras, el COES y dos (2) personas naturales, presentaron sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, cuyo análisis es materia del presente informe. En la siguiente Figura 1-1 se muestra el cronograma de las últimas etapas del proceso que se viene llevando a cabo con base en el PROCEDIMIENTO descrito. (periodo ) Página 7 de 299

12 Figura 1.1 Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT (Período ) b Publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a audiencia pública. Observaciones a las propuestas de Peajes y Compensaciones para SST y SCT. d f Publicación en página Web de OSINERGMIN de las respuestas a las observaciones. h Publicación en página Web de OSINERGMIN del proyecto de Resolución. i Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART. k Publicación de las Resoluciones de Peajes y Compensaciones. m Publicación de los Recursos de Reconsideración y convocatoria a Audiencia Pública. o Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración. q Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración. 05-nov nov nov dic ene ene feb feb mar mar abr may may may may jun jun-13 3d 5d 20d 20d 2d 21d 2d 5d 10d 19d 15d 5d 5d 5d 15d 3d Presentación de las propuestas de Peajes y Compensaciones a Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT. c Respuestas a las Observaciones. e Publicación del Proyecto de Resolución que fija los peajes y compensaciones, la Relación de Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública. g Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la Prepublicación. j Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso). l Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración. n Resolución de Recursos de Reconsideración. p Fecha de actualización: 11 de enero de 2013 (considera Decreto Supremo N PCM) El presente cronograma tiene carácter referencial, basado en el Anexo B2 del Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, aprobado por Resolución OSINERGMIN N OS/CD, y la Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General. (periodo ) Página 8 de 299

13 2. Análisis de Opiniones y Sugerencias Como resultado de la PREPUBLICACIÓN de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT para el período de vigencia mayo abril 2017, realizada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se han recibido las opiniones y sugerencias de las siguientes veinticuatro (24) empresas Titulares de instalaciones de transmisión, dos (2) Compañías Mineras, el COES y dos (2) personas naturales. TRANSMISORAS (3): Red de Energía del Perú S.A. (REP), Red Eléctrica del Sur S.A. (REDESUR) e Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (ISA PERU). DISTRIBUIDORAS (8): Edelnor S.A.A. (EDELNOR), Luz del Sur S.A.A. (LUZ DEL SUR), Hidrandina S.A. (HIDRANDINA), Electrocentro S.A. (ELECTROCENTRO), Electronoroeste S.A. (ENOSA), Electronorte S.A. (ENSA), Electro Dunas S.A.A. (ELECTRODUNAS) y Electro Oriente S.A. (ELOR). GENERADORAS (14): Electroperú S.A. (ELECTROPERÚ), Duke Energy Egenor S. en C. por A. (DUKE), SN Power Perú S.A. (SN POWER), Kallpa Generación S.A. (KALLPA), Enersur S.A. (ENERSUR), Edegel S.A.A. (EDEGEL), Chinango S.A.C. (CHINANGO), Compañía Eléctrica El Platanal S.A. (CELEPSA), Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (EGEMSA), Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. (EGESUR), Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. (SAN GABAN), Fenix Power Peru (FENIX), Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (CONENHUA) y Empresa Eléctrica de Piura S.A. (EEPSA). OTRAS (4): Proyecto Especial Olmos Tinajones (PEOT), Compañía Minera Antamina S.A. (ANTAMINA), Compañía Minera Yanacocha S.A., el Comité de Operación Económca del Sistema Interconectado Nacional (COES), Mavila Cieza Acuña y José Estrada Cotrina. El análisis de cada una de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, se desarrolla en detalle en el Anexo A del presente informe; no obstante, a continuación se analizan aspectos contenidos en (periodo ) Página 9 de 299

14 algunas opiniones que es de interés dessarrollarlas de manera específica, a fin de precisar criterios que son de aplicación uniforme o de información base para los cálculos de los Peajes y Tarifas de SST y SCT. 2.1 Actualización del CMA de SST Según el numeral I) del literal b) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, el Costo Medio Anual (CMA) de los SST que son remunerados de forma exclusiva por la demanda, deberá ser actualizado en cada fijación tarifaria, de acuerdo con las fórmulas de actualización que para tal fin establecerá OSINERGMIN, las mismas que tomarán en cuenta los índices de variación de productos importados, precios al por mayor, precio del cobre y precio del aluminio; cuyos valores de coeficientes reflejan la estructura de costos de dichas instalaciones [el subrayado es por fines explicativos]. Por otro lado, el numeral 24.2 del Artículo 24º de la NORMA TARIFAS, en concordancia con lo establecido en el numeral II) del literal b) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE 10, establece la expresión mediante la cual se calcula el CMA de los sistemas distintos al tipo Sistema Secundario de Transmisión asignado a la Demanda (SSTD), entre los que se encuentran los tipo Sistema Secundario de Transmisión asignado a la Generación (SSTG) y Sistema Secundario de Transmisión asignado a la Generación / Demanda (SSTGD), sin embargo no establece la forma de actualizarlos. Es el numeral II) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE 11 el que establece la forma definitiva en que se determina el CMA para este tipo de instalaciones y señala la periodicidad de su actualización (cada proceso regulatorio). Bajo este ordenamiento legal, entre otras, las instalaciones del tipo SSTG y SSTGD están sujetas a las dos disposiciones referidas e el párrafo anterior; por lo que, dado que las fechas de entrada en operación comercial de éstas datan de antes del 23 de julio de 2006, en que se emitió la Ley N 28832, su CMA se estableció de forma definitiva mediante la aplicación de los Módulos Estándares de Inversión en Transmisión vigentes al 31 de marzo de 2009, fecha a la cual también están referidos todos los valores de CMA, Fórmulas de Actualización, Compensaciones y Tarifas de los SST y SCT, fijadas en cumplimiento de la normativa vigente y dentro del marco regulatorio establecido por la referida Ley N En consecuencia, los valores de CMA que se fijaron con carácter de definitivo en la regulación del año 2009, deberán ser actualizados en cada fijación tarifaria mediante sus correspondientes fórmulas de actualización y teniendo en cuenta las Bajas que se han dado a partir del 24 de julio de 2006, según la fórmula de actualización cuyos coeficientes correspondientes están contenidos en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD y que son los que reflejan la estructura de costos de las instalaciones. 10 El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión no comprendidas en el numeral anterior, estará conformado por la anualidad de la inversión para un período de recuperación de hasta treinta (30) años, con la tasa de actualización a que se refiere el Artículo 79 de la Ley, y el correspondiente costo anual estándar de operación y mantenimiento según lo especificado en el numeral VI) siguiente. ( ) 11 El Costo Medio Anual, de las instalaciones de transmisión, a que se refiere el numeral II) del literal b) del presente Artículo, se establecerá de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial. Este costo se actualizará en cada proceso regulatorio conjuntamente con la fijación de Compensaciones y Peajes (subrayado agregado). (periodo ) Página 10 de 299

15 En cuanto a la antepenúltima nota del Cuadro 1.15 de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (modificada y complementada por la Resolución OSINERGMIN N OS/CD), efectivamente, se estableció que las fórmulas de actualización del CMA del SST se aplicarían bajo las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en más de 5% respecto a la última actualización, con el propósito de prever alguna volatilidad en los costos que podría originar un significativo desequilibrio económico en el transcurso del periodo tarifario vigente (noviembre 2009 abril 2013), lo cual no fue necesario, ya que no se dieron las condiciones de aplicación mencionadas; sin embargo, ello no es óbice para no dar cumplimiento a la disposición legal expuesta en los párrafos anteriores, en el sentido que la actualización del CMA debe realizarse en el proceso regulatorio en curso conjuntamente con la fijación de Compensaciones y Peajes. Por consiguiente, no es correcto el razonamiento de las opinantes, en el sentido de considerar como factor de actualización del CMA de los SSTD, el valor de 1, Fórmula de Actualización del CMA de SCT La fórmula de actualización tiene por finalidad preservar adecuadamente el valor del Costo Medio Anual que retribuye razonablemente la inversión realizada por el concesionario, toda vez que el valor de la misma es determinado por única vez mediante la aplicación de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión. En este sentido, aplicar una fórmula que no produzca dicho efecto implicaría una mala práctica regulatoria. Por esta razón el marco regulatorio relacionado y específicamente la NORMA TARIFAS, en su Artículo 28, establece como principio que las fórmulas de actualización se determinan sobre la base de los porcentajes de participación en el CMA de los recursos provenientes del extranjero (moneda extranjera), los recursos de procedencia local (moneda nacional), los costos del Aluminio y los costos del Cobre. De este modo, señala que los coeficientes de la fórmula de actualización resultan del cociente del valor de cada componente entre el valor total de los activos de transmisión. Esto último resulta esencial para comprender la adecuada aplicación de la regulación de precios que se lleva a cabo por OSINERGMIN. Así, el CMA establecido en el Anexo 1 de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD para efectos de los SCT, tal como se ha explicado y es aceptado por los concesionarios de transmisión, tuvo carácter preliminar por cuanto su valor definitivo recién se podía establecer una vez conocidas las inversiones efectivamente realizadas, para lo cual se debía hacer uso de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión vigentes al momento en que ingresó en operación cada activo del SCT en el período julio 2006 diciembre 2012, posteriores a la fecha de emisión de la Ley N Por tanto, es claro que el CMA así publicado no resultaba definitivo, lo cual se recogió en el texto del Artículo 1 de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, que a diferencia de su Artículo 2, en ningún momento indicó que aprobaran fórmulas definitivas. (periodo ) Página 11 de 299

16 De igual modo las fórmulas contenidas en el mencionado Anexo 1, al derivarse del CMA preliminar también resultan ser preliminares; afirmar lo contrario implica el absurdo de pretender establecer fórmulas con carácter definitivo sobre la base de valores preliminares de CMA; con lo cual se incumpliría evidentemente lo dispuesto en la NORMA TARIFAS, lo que sería contrario a los principios de verdad material y de legalidad, conforme se explicó en los aspectos jurídicos que sustentaron la prepublicación, pues los supuestos bajo los cuales se establecieron presentan evidentes diferencias sustanciales con la realidad. Por tanto, dado que en el presente proceso regulatorio recien corresponde aprobar el CMA definitivo de cada Elemento puesto en servicio posteriormente a la emisión de la Ley N 28832, se establecen también las fórmulas de actualización definitivas correspondientes a cada uno de estos nuevos elementos, conservando su misma estructura individual de costos determinada originariamente, a fin que siempre las actualizaciones de su CMA refleje sin distorciones su verdadera composición de costos, de conformidad con lo establecido en la NORMA TARIFAS. Sin perjuicio de lo anterior, es de señalar que la publicación tanto del CMA como de las fórmulas efectuadas mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se realizaron bajo la interpretación de la NORMA TARIFAS en el sentido que obligaba a publicar ambos conceptos, a pesar de que por su naturaleza, como ya se ha explicado, tenían un carácter preliminar; lo cual ha motivado la confusión en algunos agentes al entender que las fórmulas son definitivas sin que así fuera dispuesto, ni en la NORMA TARIFAS ni en la mencionada resolución. En atención a ello, y para evitar futuras confusiones, en la presente regulación, para el caso de las instalaciones pertenecientes al Plan de Inversiones, se está consignando únicamente el CMA preliminar porque así lo ordena el numeral I) literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, mas no así la fórmula de actualización preliminar debido a que no es exigida por la normatividad vigente, ni cumple función alguna para efectos del periodo regulatorio Es decir, las fórmulas definitivas en estos casos serán establecidas durante el proceso regulatorio del año 2017, una vez conocido el verdadero CMA. 2.3 CMA de Transformadores de Reserva En el análisis de la observación N 18, de los informes técnicos N GART y N GART, así como, en el análisis de la observación N 17 de los informes técnicos N GART y N GART, contenidos en el Anexo C de dichos informes, los cuales desarrollan los estudios tarifarios de ELECTRONOROESTE S.A., ELECTRONORTE S.A. y ELECTROCENTRO S.A. y SEAL, respectivamente; se señaló que la valorización de los Elementos de reserva, debe de corresponder únicamente al costo del equipo principal más los costos promedio de transporte, sin incluir lo relacionado a obras civiles, montaje electromecánico, entre otros, considerados para los Elementos en operación. Con relación a lo cual, a raíz de la opinión 8 realizada por EDELNOR a la Preliquidación Anual de Ingresos por aplicación de Pejes de SST y SCT, publicada mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD, del 07 de (periodo ) Página 12 de 299

17 marzo de 2013, respecto al CMA del Polo de reserva de la SET Barsi, se revisaron los cuadros contenidos en el anexo 3 del proyecto de resolución de la PREPUBLICACIÓN, en los cuales se consignan los valores definitivos del CMA de los Elementos dados de Alta posteriormente a la entrada en vigencia de la Ley N 28832, cuya aprobación se establece en el Artículo 3 de dicho proyecto de resolución, que a la letra dice: Artículo 3.- Fijar de forma definitiva, el Costo Medio Anual de los Elementos dados de Alta posteriormente a la entrada en vigencia de la Ley N 28832, cuyos valores actualizados se consignan en los cuadros contenidos en el Anexo 3 de la presente Resolución. Comprobándose que, no obstante en el proceso de Liquidación Anual de Ingresos, en curso, se recoge con precisión el criterio señalado en el primer párrafo de esta sección, en los cuadros de dicho anexo 3 no se consignaron los valores definitivos del CMA de los transformadores de reserva, por lo que se procede a corregirlos, ya que considerar para éstos los costos que son inherentes a un transformador en operación continua, constituiría un doble pago por el mismo concepto. 2.4 Información para modelo PERSEO Se han presentado un gran número de opiniones con respecto a la determinación de los generadores relevantes para el pago de las instalaciones SSTG y asignación de la responsabilidad de pago de las instalaciones SSTGD debido a, entre otros, a la información que se utilizó para el modelo PERSEO, siendo una de las fundamentales el Plan de Obras de Generación y Transmisión hasta el año 2017, el cual por omisión en la digitación de datos, ocasionó una distorsión en los resultados. En ese sentido se ha tomado como base el Plan de Obras considerado para la fijación de los Precios en Barra y se ha complementado con el Plan de Obras, hasta el año 2017, según el Plan Vinculante contenido en el Plan de Transmisión , aprobado por Resolución Ministerial N MEM/DM, publicada el 08 de enero de 2013 en el diario El Peruano. Dicho Plan de Obras, considerado para el proceso de regulación en curso, es el que se resume a continuación: Plan de Obras de Generación: Fecha May-13 Jun-13 Ago-13 Sep-13 Sep-13 Dic-13 Dic-13 Abr-14 Sep-14 Oct-14 Proyecto RF Malacas ( MW) CC Fénix (520 MW) CH Huanza (90.6 MW) CT Sto. Domingo Oreros (197.6 MW) RF Ilo (460 MW) CH Las Pizarras (18 MW) CH Manta (19.78 MW) CH Machupicchu 2º Etapa (102 MW) CH Cheves (168.2 MW) CH Quitaracsa (112 MW) (periodo ) Página 13 de 299

18 Fecha Nov-14 Ene-15 Ene-15 Ene-15 Ene-15 Ene-15 Ene-15 Ene-16 Ene-16 Ene-16 Ene-16 Ene-16 Ene-16 Feb-17 Proyecto RF Eten (214 MW) CH Santa Teresa (91 MW) CH Renovandes (20 MW) CH 8 de Agosto (19 MW) CH El Carmen (8.4 MW) CH Huatzirocki (11.08 MW) CH Runatullu III (20 MW) Ángel I (20 MW) Ángel II (20 MW) Ángel III (20 MW) Chaglla (406 MW) Cerro del Águila (525 MW) Pucará (152 MW) La Virgen (64 MW) Plan de Obras de Transmisión: Fecha Abr-13 Sep-13 Ene-14 Ene-14 Ene-14 Ene-14 Ene-14 Ene-14 Jun-14 Jul-14 Jul-14 Nov-14 Ene-15 Mar-15 Mar-15 Ene-16 Ene-16 Ene-16 Ene-16 Ene-16 Ene-16 Ene-16 Ene-16 May-16 May-16 May-16 Proyecto LT 220 kv Piura Oeste - Talara (2º Circuito). Reactor Serie Chilca entre SE Chilca CTM SE Chilca REP. Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kv Pachachaca Oroya Nueva (L-2224) de 152 MVA a 250 MVA. LT 220 kv Pomacocha Carhuamayo. Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kv Piura Oeste Talara (L-2248) de 152 MVA a 180 MVA. Repotenciación de la LT 138 kv Paragsha II Huánuco (L-1120) de 45 MVA a 75 MVA LT 220 kv Tintaya Socabaya (doble circuito). LT 500 kv Chilca - Marcona Montalvo. LT 500 kv Trujillo La Niña e instalaciones complementarias. LT 220 kv Planicie Los Industriales (doble circuito). S.E. Los Industriales 220/60 10 kv LDS. L.T. 220 kv San Juan Chilca de 350 MVA (4º circuito). L.T. 220 kv Machupicchu Abancay Cotaruse. L.T. 220 kv Ventanilla Chavarría de 180 MVA (4º circuito). Repotenciación de la LT 220 kv Ventanilla Zapallal de 304 MVA a 540 MVA. LT 500 kv Mantaro Marcona Nueva Socabaya Montalvo. Repotenciamiento de la LT 220 kv Pachachaca - Callahuanca (L-2222/L-2223) de 152 a 250 MVA Repotenciamiento de la LT 220 kv Pomacocha San Juan (L-2205/L-2206) de 152 a 250 MVA Repotenciamiento de la LT 220 kv Huanza Carabayllo (L-2221) de 152 a 250 MVA. Repotenciamiento de la LT 220 kv Trujillo Norte Cajamarca Norte (L-2260) de 152 a 250 MVA. Repotenciamiento de la LT 220 kv Tingo María Vizcarra (L- 2252) de 190 a 250 MVA. Repotenciamiento de la LT 220 kv Vizcarra Conococha (L- 2253) de 190 a 250 MVA. Repotenciamiento de la LT 220 kv Vizcarra Paragsha 2 (L- 2254) de 150 a 250 MVA. LT 220 kv Carhuaquero Cajamarca Norte de 300 MVA, 98 km. LT 220 kv Cajamarca Norte Cáclic de 220 MVA, 161 km. LT 220 kv Cáclic Moyobamba de 220 MVA, km. (periodo ) Página 14 de 299

19 Fecha Jun-16 Jun-16 Jun-16 Proyecto LT 220 kv Machupicchu Quencoro de 300 MVA, 153 km. LT 220 kv Quencoro Onocora de 300 MVA, 116 km. LT 220 kv Onocora Tintaya de 300 MVA, 84.9 km. Cabe hacer mención que en el presente informe no se realiza el análisis de las opiniones y sugerencias presentadas con relación a la definición del Plan de Inversiones en Transmisión o la actualización de costos de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, los cuales quedaron administrativamente a firme mediante las Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD y OSINERGMIN N OS/CD, respectivamente, asi como tampoco lo referente a la Liquidación Anual de Ingresos por aplicación de Peajes de los SST y SCT que es materia de otro proceso en curso. El resumen de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, presentadas, se muestra estadísticamente en los siguientes cuadros: ITEM Opiniones y Sugerencias a PREPUBLICACIÓN OPINANTE Total Observaciones Acogidas Parcialmente Acogidas 1 ANTAMINA CELEPSA CHINANGO COES CONENHUA DUKE ENERGY EDEGEL EDELNOR EEPSA EGEMSA EGESUR ELECTROCENTRO ELECTRODUNAS ELECTROPERÚ ELOR ENERSUR ENOSA ENSA ETENORTE ETESELVA FENIX POWER PERÚ HDNA ISA PERÚ JOSE ESTRADA KALLPA LUZ DEL SUR (periodo ) Página 15 de 299

20 ITEM OPINANTE Total Observaciones Acogidas Parcialmente Acogidas 27 Mavila Cieza PEOT REDESUR REP SAN GABÁN SN POWER YANACOCHA TOTAL Opiniones y Sugerencias a PREPUBLICACIÓN Por Temas TEMA Total Observaciones Acogidas Parcialmente Acogidas ACTUALIZACIÓN CMA SCT ACTUALIZACIÓN CMA SSTD ADECUACION NORMA TARIFAS ALTAS BAJAS CMA SCT CMA SSTD CMA SSTG COMPENSACIONES COMPENSACIONES-BOOT COyM CPSEE CPSEE-BOOT DEMANDA FACTORES DE ACTUALIZACION FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS GENERADORES RELEVANTES INDICADORES INGRESO TARIFARIO PEAJES RECONOCIMIENTO DE LA LT 33 kv PONGO-YURIMAGUAS y LA SET YURIMAGUAS RECONOCIMIENTO DEL SVC RESPONSABILIDAD DE PAGO SEA VALORIZACION VINCULACIONES TOTAL (periodo ) Página 16 de 299

21 3. Análisis de Oficio 3.1 Omisión de Cálculo de IT Se ha verificado que en la Fijación de Precios en Barra, se incluyen los precios de Potencia y Energía en las Barras 220 kv de las SET Trujillo Norte y SET Cajamarca Norte, por lo que según el Artículo 22 de la NORMA TARIFAS, corresponde fijar el Ingreso Tarifario de la línea de transmisión 220 kv Trujillo Norte Cajamarca Norte. Según los cálculos efectuados, los Ingresos Tarifarios (IT) de potencia y energía de la LT 220 kv Trujillo Norte Cajamarca Norte, son los que se muestran en el siguiente cuadro: Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 TITULAR Elemento S/. S/. S/. S/. CONENHUA Trujillo Norte Cajamarca Norte 220 kv 24, Los valores mostrados se tomarán en cuenta en el cálculo de los Cargos Unitarios a ser pagados por lo Clientes Libres del SSTL 12 Trujillo Norte Cajamarca Norte y, en la proporción que corresponde considerarse en el cálculo del Peaje unitario a ser pagado por el Área de Demanda Retiro de valores IT En la PREPUBLICACIÓN se incluyó valores de IT para las líneas de transmisión 138 kv Tocache Bellavista Tarapoto Moyobamba, no obstante que en la Fijación de Precios en Barra no están consideradas las barras 138 kv de las SET s Bellavista, Tarapoto y Moyobamba. En ese sentido, en la etapa de publicación se retiran dichos valores de IT; sin embargo, en el cálculo de los Factores de Pérdidas Medias del Área de 12 SSTL: Sistema Secundario de Transmisión de Demanda, que a la fecha de emisión de la Ley eran pagadas y/o usadas por el titular y/o por Usuarios Libres. (periodo ) Página 17 de 299

22 Demanda 4, se incluyen a dichas líneas de transmisión 138 kv Tocache Bellavista Tarapoto Moyobamba. 3.3 Cambio de códigos modulares Debido a que a dos (2) transformadores de potencia se les había asignado códigos modulares de mayor capacidad a los registrados en el Acta de Alta, se hace necesario realizar las correcciones en la hoja F-308 del archivo F_500_Peaje_AREA_08.xls, tal como se muestra en los siguientes cuadros: Prepublicación Titular Instalación Nombre elemento ELECTRO DUNAS SET AT/MT ALTO LA LUNA Transformador de Potencia 60/10 kv, 20 MVA ONAF Código Estándar Módulo TP CO1E ELECTRO DUNAS SET AT/MT PARACAS Transformador de Potencia 60/23/10 kv, 40 MVA ONAF TP CO1E Corrección Titular Instalación Nombre elemento ELECTRO DUNAS SET AT/MT ALTO LA LUNA Transformador de Potencia 60/10 kv, 18,75 MVA ONAF Código Estándar Módulo TP ,75CO1E ELECTRO DUNAS SET AT/MT PARACAS Transformador de Potencia 60/23/10 kv, 37,5 MVA ONAF TP ,5CO1E 3.4 Corrección de puesta en servicio Debido a que no se transcribió correctamente los formatos F-500 al cuadro del Anexo E del Informe Técnico N GART y, por ende en el Proyecto de Resolución materia de la PREPUBLICACIÓN, se procede a realizar las siguientes correcciones respecto a la fecha de entrada en operación y nombre del Elemento: Prepublicación ITEM Elemento Fecha de entrada en operación Año Mes Día 21 TP, 30MVA, 60/23/10 kv, SET MAT/AT/MT TAMBURCO Corrección ITEM 21 Elemento Transformador de Potencia de 50 MVA, 138/60/10 kv, SET MAT/AT ABANCAY Fecha de entrada en operación Año Mes Día (periodo ) Página 18 de 299

23 3.5 Ampliación 7 de contrato REP Por omisión involuntaria, en la PREPUBLICACIÓN no se incluyeron las inversiones correspondientes a la Adenda al contrato de concesión de REP, denominada Ampliación 7. Dado que dichas inversiones no corresponden exactamente a los costos modulares de inversión aprobados por OSINERGMIN, se han prorrateado en función a los costos de inversión de las celdas de REP en las subestaciones involucradas. En ese sentido, la asignación de responsabilidad de pago de estas prorratas son las mismas que las de las referidas celdas. (periodo ) Página 19 de 299

24 4. Conclusiones y Recomendaciones Como resultado del análisis realizado en el presente informe, los principales cambios que se han efectuado respecto a lo prepublicado, son: Aunque no influye en los resultados de los cálculos que sustentan la PREPUBLICACIÓN, se ha uniformizado la nominación de los Titulares en todas las hojas de cálculo empleadas. Se comprobó que existen diferencias entre los indicadores económicos del cobre y aluminio empleados en la PREPUBLICACIÓN, con respecto a los correspondientes publicados en la página Web de OSINERGMIN. Aspecto que se ha tomado en cuenta para la etapa de publicación de los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT , oportunidad en que se utilizarán los indicadores económicos referidos al último día hábil del mes de marzo Se han incorporado los Elementos para los cuales los Titulares han cumplido con presentar las correspondientes Actas de puesta en servicio, debidamente suscritas por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica (GFE) de OSINERGMIN. Para el cálculo de Peajes se consideran las Altas y Bajas que cuentan con su respectiva acta, suscrita por la GFE, así como la justificación correspondiente a los casos de modificación de las fechas previstas en el respectivo Plan de Inversiones. Se comprobó inconsistencias en cierta información empleada en el modelo PERSEO, para el cálculo de los Ingresos Tarifarios, por lo que se ha procedido a realizar los ajustes al modelo PERSEO con información reciente y a recalcular los Ingresos Tarifarios de los Elementos correspondientes. Se corrigió dichas inconsistencias, así como la nominación de ciertos Elementos que forman parte de los SSTG y SSTGD, para luego determinar nuevamente a los generadores relevantes responsables del pago de los mismos. Se ha revisado el cálculo de los Factores de Pérdidas Medias, retirando los Elementos que no corresponde considerarlos en este cálculo e incorporando otros que sí son parte de los SST y SCT. Asimismo, se rectificó la codificación de algunos Elementos según la parte del sistema (periodo ) Página 20 de 299

25 equivalente al que pertenecen y se corrigió los rangos de vinculación en las hojas de cálculo. Se precisa la proporcionalidad del pago por parte de terceros regulados que se han conectado a sistemas del tipo SSTL. En base a lo cual, se recomienda lo siguiente: - Aprobar el Costo Medio Anual preliminar de los Elementos que conforman el Plan de Inversiones del período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, por Área de Demanda y por cada titular que la conforma. - Fijar, los valores actualizados del Costo Medio Anual de los Sistemas Secundarios de Transmisión y otras instalaciones que se rigen por contratos de concesión específicos; aprobados en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD y modificatoria. - Fijar de forma definitiva, el Costo Medio Anual de los Elementos dados de Alta posteriormente a la entrada en vigencia de la Ley N Fijar para el periodo 01 de mayo de de abril 2017: El Ingreso Tarifario para las instalaciones del SSTD, SCTD y SSTGD, cuya tensión sea 220 kv o 138 kv y que estén conectadas directamente a barras para las cuales se han fijado precios en Barra. Los Peajes y sus fórmulas de actualización por Área de Demanda, correspondientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión asignados a la demanda. El Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía-CPSEE, expresado en Ctm. S/./kWh y su fórmula de actualización. Los factores de pérdidas medias para la expansión de Precios en Barra a las barras de los Sistemas Secundarios de Transmisión o Sistemas Complementarios de Transmisión, no comprendidos en la red de muy alta tensión a que se refiere el primer Item de esta lista. Las compensaciones y sus fórmulas de actualización, de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, asignados total o parcialmente a la generación. - Modificar los porcentajes de participación de cada Elemento de los Sistemas Secundarios de Transmisión que son remunerados de forma exclusiva por la demanda, respecto del total del Costo Medio Anual de los Titulares: Electroperú S.A., Electronoroeste S.A., Electronorte S.A., Proyecto Especial Olmos Tinajones, Hidrandina S.A., Electrocentro S.A. SN Power Perú S.A., Red de Energía del Perú S.A., Sociedad Eléctrica Del Sur Oeste S.A., Electro Sur Este S.A. y Enersur S.A. que conforman las Áreas de Demanda 1, 2, 3, 5, 6, 9, 10 y 12, respectivamente. Los valores correspondientes a esta fijación de Tarifas y Compensaciones resultantes, se muestran en los Anexos que forman parte del presente informe. (periodo ) Página 21 de 299

26 5. Anexos A continuación se presentan los siguientes anexos al informe: Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN Anexo B CMA preliminar de Elementos del Plan de Inversiones Anexo C Anexo D Anexo E Anexo F Anexo G Anexo H Anexo I Anexo J Anexo K CMA actualizado de SSTD y otras instalaciones que se rigen por contratos de concesión específicos; aprobados en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD y modificatoria. CMA de Elementos dados de Alta posteriormente a la entrada en vigencia de la Ley N Ingreso Tarifario de Determinadas Instalaciones en MAT y MAT/MAT. Peajes y Fórmulas de Actualización. CPSEE y Fórmulas de Actualización Factores de Pérdidas Medias. Revisión de Alícuotas de determinados SSTD.. Responsabilidad de pago por instalaciones tipo SSTG y SSTGD. Anexo L Compensaciones por Instalaciones tipo SSTG y SSTGD y, Fórmulas de Actualización. (periodo ) Página 22 de 299

27 Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN (periodo ) Página 23 de 299

28 A.1. GRUPO DISTRILUZ Las opiniones presentadas por las empresas concesionarias ENOSA, ENSA, HIDRANDINA y ELECTROCENTRO, que conforman el grupo empresarial denominado Distriluz, se analizan en conjunto toda vez que prácticamente se trata de las mismas opiniones y sugerencias. En el caso de que algún comentario u opinión no provenga de todas las referidas concesionarias, esto se indicará al inicio del comentario. GENERALES 1.1. Respecto a las instalaciones que conforman los SSTD y SCT se han encontrado diferentes nombres para un mismo titular, lo cual puede distorsionar el cálculo de Peajes puesto que la hoja de cálculo hace uso de filtros, sumas condicionales y búsquedas en función al nombre del titular. Como ejemplo se señala que: en el SSTD del Área de Demanda 1 figura el titular ELECTROPERÚ y en la relación de instalaciones SCT se tiene el titular ELECTROPERU, de la misma forma en el Área de Demanda 2 se tiene ELECTRONORTE y ENSA, en el Área de Demanda 3 se tiene MINEM y MINEM* y en el Área de Demanda 5 se tiene ELECTROANDES y SN POWER así como MINEM y MINEM*, lo cual para la hoja de cálculo son titulares distintos. Análisis de OSINERGMIN Aunque las diferencias en la nominación de Titulares, que se señalan en esta opinión, no influyen sobre el resultado del cálculo de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT del período , se hace propicia la ocasión para revisar y uniformizar la nominación de Titulares en todas las hojas de cálculo. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión Los indicadores económicos del cobre y aluminio de enero de 2013, empleados en el cálculo, no concuerdan con los valores que se publican en la página Web de OSINERGMIN por lo que se recomienda que en la publicación final de Peajes se considere los valores correctos de estos indicadores. Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, se ha verificado que existen las diferencias señaladas en la presente opinión, por lo que se ha procedido a realizar las correcciones correspondientes. Asimismo, para la etapa de publicación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT del período , prevista para el 15 de abril de 2013, se verificará la concordancia de que los indicadores económicos estén referidos al último día hábil de marzo Como producto de esta observación, se hace extensiva estas correcciones, para las Áreas de Demanda 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 y 15. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. (periodo ) Página 24 de 299

29 1.3. No se desagrega la demanda en los niveles de cada parte del sistema eléctrico equivalente MAT A, MAT B, AT A, AT B y MT, para los formatos F 121, F 501, F 502 y F 503, tal como se indica en la NORMA TARIFAS. Análisis de OSINERGMIN La demanda sí se encuentra desagregada por cada parte del sistema eléctrico equivalente conforme lo requiere la NORMA TARIFAS para los formatos F 503, F-506 y F-515. Asimismo, cabe aclarar que los formatos F-121, F-501 y F-502, no fueron modificados con la Resolución OSINERGMIN OS/CD, dado que no corresponde incluir la demanda desagregada por cada parte del sistema eléctrico. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Los archivos ALICUOTAS.xlsx y F_500_Peaje_ AREA_XX.xlsx, no concuerdan en los detalles de su información, por lo que se pide a OSINERGMIN que ambos archivos sean vinculados para una mejor trazabilidad. Análisis de OSINERGMIN No resulta necesario ni conveniente la vinculación de los archivos indicados, ya que en la hoja " F-308(SST)" del Archivo "Peaje" se replica la información necesaria de los Elementos correspondientes contenidos en el archivo "Alícuotas". Esto evita que el proceso de cálculo sea innecesariamente sobrecargado. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. FORMATOS 1.5. En los formatos F 121 y F 502 no se ha desagregado los valores en los niveles MAT A, MAT B, AT A, AT B y MT con la finalidad de desagregar la demanda proyectada en el cálculo del Peaje unitario tal como indica la nota final del formato F 515 donde se indica la secuencia de sumas de demanda por cada parte del sistema eléctrico equivalente. Análisis de OSINERGMIN El análisis realizado a la anterior opinión 1.3 es válido como análisis de la presente opinión. Conclusión Por las mismas razones explicadas en el análisis de la opinión 1.3, no se acoge esta opinión. CMA_SSTD 1.6. No se ha tomado en cuenta, para la evaluación de los factores de actualización las indicaciones del Cuadro 2.2 de la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, el cual menciona claramente que los factores calculados solo son aplicables siempre que este supere el 5% de diferencia con respecto a la última fijación. (periodo ) Página 25 de 299

30 Los factores de actualización obtenidos por OSINERGMIN son: Área FA Base FA calculado Variación 1 1,0000 0,9984 0,16% 2 1,0000 0,9974 0,26% 3 1,0000 0,9894 1,06% 5 1,0000 0,9809 1,91% 6 1,0000 0,9708 2,92% Por lo que, al no superar el 5% de variación, el factor de actualización debe mantenerse en su valor base, es decir igual a 1,0000. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, debe tenerse presente que según el numeral I) del literal b) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, el CMA de los SST que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda, deberá ser actualizado en cada fijación tarifaria, de acuerdo con las fórmulas de actualización que para tal fin establecerá OSINERGMIN, las mismas que tomarán en cuenta los índices de variación de productos importados, precios al por mayor, precio del cobre y precio del aluminio [el subrayado es por fines explicativos]. Por consiguiente, no es correcto el razonamiento de la empresa para considerar como factor de actualización del CMA de los SSTD el valor de 1,0000 en la fijación tarifaria materia del proceso en curso, ya que las condiciones de aplicación que señala en su opinión se circunscriben solamente al período tarifario vigente próximo a fenecer. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. BAJAS 1.7. OSINERGMIN no debe considerar la Baja de los siguientes elementos. AÑO MES INSTALACIÓN ELEMENTO Cabeza de Vaca Celda Transformador en SE Cabeza de Vaca Castilla Transformador en SE Castilla Paita Transformador en SE Paita Se señala que la sustentación de estos casos será efectuada por Distriluz. Análisis de OSINERGMIN Según el numeral 24.9 de la NORMA TARIFAS, el CMA de una Área de Demanda será el que resulte de la sumatoria del CMA de los SSTD y los CMA de cada Elemento de los SCT existentes, considerando las Bajas y Altas debidamente validadas a través de la Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT. En ese sentido, debido a que los elementos mencionados en esta opinión cuentan con su Acta de Retiro Definitivo de Operación, corresponde considerarlos como tal para la actualización del CMA y consiguiente cálculo de Peajes. (periodo ) Página 26 de 299

31 Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. CMA SCT 1.8. OSINERGMIN no ha considerado en el cálculo de Peaje unitario los siguientes elementos SCT que corresponden al periodo agosto 2006 abril 2012: Área de Demanda 1 AÑO MES INSTALACIÓN ELEMENTO SET AT/MT PAITA Celda Alimentador SET AT/MT CASTILLA Celda Alimentador SET AT/MT MALACAS Celda Alimentador SET AT/MT SULLANA Celda de Alimentadores SET AT/MT SULLANA Celda de Transformador Tr2 csl_sullana SET AT/MT SULLANA Transformador de Potencia Tr2 csl_sullana SET AT/MT PIURA CENTRO Celda de Alimentadores SET AT/MT CHULUCANAS Transformador de Potencia Tr3 csl_chulucanas EL ARENAL SULLANA Línea Área de Demanda 2 AÑO MES INSTALACIÓN ELEMENTO SET MAT/AT/MT CHICLAYO OESTE Celda de Alimentadores SET MAT/AT/MT CHICLAYO OESTE Celda de Línea Lne csl_chiclayo Lambayeque SET MAT/AT/MT CHICLAYO OESTE Transformador de Potencia Tr2 csl_chiclayo Oeste SET AT/MT MOTUPE Celda de Transformador CHICLAYO LAMBAYEQUE Línea SET AT/MT CHICLAYO OESTE Celda Transformador SET AT/MT CHICLAYO OESTE Celda Alimentador SET AT/MT LAMBAYEQUE SUR Celda de Transformador SET AT/MT LAMBAYEQUE SUR Celda Alimentador SET AT/MT LAMBAYEQUE SUR Celda Línea Transformador SET AT/MT LAMBAYEQUE SUR Transformador de Potencia 60/23/10 kv, 25 MVA SET AT/MT OLMOS Celda Transformador SET AT/MT OLMOS Celda Alimentador SET AT/MT OLMOS Transformador de Potencia 60/23/10 kv, 9 MVA Área de Demanda 3 AÑO MES INSTALACIÓN ELEMENTO SET AT/MT POMABAMBA Celda de Línea Lne csl_pomabamba Huari SET MAT/MT TRAPECIO Celda de Alimentadores SET MAT/MT TRAPECIO Celda de Transformador SET MAT/MT TRAPECIO Celda de Línea a Chimbote Sur SET AT/MT VIRU Celda de Línea Lne csl_viru Chao SET AT/MT VIRU Transformador de Potencia 60/ ,8 10 kv de 18/18/6 MVA SET AT/MT CHAO Celda de Alimentadores SET AT/MT CHAO Celda de Transformador Tr3 csl_chao SET AT/MT CHAO Celda de Línea Transformador Tr3 csl_chao SET AT/MT CHAO Transformador de Potencia Tr3 csl_chao VIRU CHAO VIRU CHAO SET MAT/MT TRUJILLO OESTE Transformador de Potencia RESERVA SET MAT/MT TRUJILLO NORTE Celda de Línea Lne csl_trujillo Trujillo Oeste SET MAT/MT CHIMBOTE 01 Celda de Línea a Santa CHIMBOTE 1 SANTA CHIMBOTE 1 SANTA SET AT/MT HUARI Celda de Alimentadores SET AT/MT HUARI Celda de Transformador tr3 csl_huari (periodo ) Página 27 de 299

32 SET AT/MT HUARI Celda de Línea Transformador Lne csl_pomabamba Huari SET AT/MT HUARI Transformador de Potencia Tr3 csl_huari POMABAMBA HUARI POMABAMBA HUARI SET AT/MT CAJAMARCA Celda de Acoplamiento Longitudinal SET MAT/MT CHIMBOTE SUR Celda de Alimentadores SET MAT/AT CAJAMARCA NORTE Celda de Transformador SET MAT/AT CAJAMARCA NORTE Transformador de Potencia 220/60/10 kv, 75 MVA SET AT/MT TICAPAMPA Celda de Transformador SET AT/MT TICAPAMPA Celda Alimentador SET AT/MT TICAPAMPA Transformador de Potencia 60/23/10 kv, 9 MVA SET AT/MT LA FLORIDA Transformador de Potencia 33/10 kv, 3 MVA Área de Demanda 5 AÑO MES INSTALACION ELEMENTO Ln SEP Huancayo Este SEP Parque Ln SEP Huancayo Este SEP Parque Industrial (1 Industrial (1 circuito) circuito) Ln SEP Huayucachi Salida a Salesianos Ln SEP Huayucachi Salida a Salesianos Lne csl_ HUANCA OSOMAYO CODO POZUZO Lne csl_ HUANCA OSOMAYO CODO POZUZO Lne csl_ SANTA ROSA HUANCA OSOMAYO Lne csl_ SANTA ROSA HUANCA OSOMAYO Lne csl_nhuallanca LaUnión Lne csl_nhuallanca LaUnión SET AT CONSTITUCION Celda de Línea Lne csl_constitucion DerOrellana SET AT SANTA ROSA Celda de Línea Lne csl_srosa Delfin SET AT SANTA ROSA Celda de Línea Lne csl_srosa DerIscozacin SET AT SANTA ROSA Celda de Línea Lne csl_srosa LosAngeles SET AT/MT AYACUCHO Celda de Línea SET AT/MT AYACUCHO Celda de Transformador SET AT/MT AYACUCHO Celda de Transformador Tr3 csl_ayacucho SET AT/MT CANGALLO CELDA EXTERIOR TRANSFORMACIÓN 22.9 KV SET AT/MT CANGALLO SET AT/MT EL MACHU Celda de Alimentadores TRANSFORMADOR DE POTENCIA 66/22.9KV DE 10MVA SET AT/MT HUANCAYO ESTE CELDA DE LINEA SEP HYO ESTE SEPI T SET AT/MT HUANCAYO ESTE Celda de Línea Lne csl_huancayo Este Pindustrial SET AT/MT HUANCAYO ESTE Transformador de Potencia RESERVA SET AT/MT HUANCAYO ESTE Transformador de Potencia Tr2 csl_huancayo Este_ SET AT/MT HUANTA CELDA DE TRANSFORMACION 10KV SET AT/MT HUANTA CELDA DE TRANSFORMACION 22.9KV SET AT/MT HUANTA CELDA DE TRANSFORMACION 60KV SET AT/MT HUANTA Transformador de Potencia Tr3 csl_huanta SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL Celda de Línea Lne csl_huancayo Este Pindustrial SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL CELDA DE ACOPLAMIENTO ENTRE BARRAS 60KV SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL CELDA DE LINEA SEPI SEP HYO ESTE T1 (periodo ) Página 28 de 299

33 AÑO MES INSTALACION ELEMENTO SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL CELDA TRANSFORMACION 33KV SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL CELDA TRANSFORMACION 60KV SET AT/MT PARQUE INDUSTRIAL SET AT/MT PICHANAKI Celda de Alimentadores Transformador de Potencia Tr3 csl_parque Industrial SET AT/MT PICHANAKI Transformador de Potencia Tr3 csl_pichanaki SET AT/MT PUERTO BERMUDEZ Celda Línea Transformador SET AT/MT SALESIANOS CELDA DE LINEA LLEGADA SEP HUAYUCACHI_T SET AT/MT SALESIANOS CELDA DE LINEA SALIDA A SEPI_T SET AT/MT SALESIANOS CELDA DE LINEA SALIDA A SEPI_T SET AT/MT VILLA RICA Celda de Alimentadores SET MAT/AT FRIASPATA Celda de Alimentadores SET MAT/AT HUANUCO Celda de Alimentadores SET MAT/AT LA UNION Celda de Línea SET MAT/AT LA UNION Celda de Alimentadores SET MAT/AT LA UNION Transformador de Potencia tr2 La Union SET MAT/AT MOLLEPATA Celda de Transformador Tr2 csl_mollepata SET MAT/AT NUEVA HUALLANCA Celda de Línea SET MAT/AT OXAPAMPA Celda de Línea Lne csl_oxapampa VillaRica SET MAT/AT OXAPAMPA Celda de Transformador Tr3 csl_oxapampa SET MAT/AT(/MT) HUAYUCACHI CELDA DE LINEA SALIDA A SEP SALESIANOS Los elementos en cursiva y negrita cuentan con su acta de Alta, por lo que se están considerando desde la fecha de puesta en servicio. Análisis de OSINERGMIN Como resultado de la revisión realizada, se ha comprobado que los Elementos que se han sombreado en los mismos cuadros contenidos en esta opinión sí han sido considerados en la PREPUBLICACIÓN, sin embargo los demás no fueron considerados para el cálculo de Peajes debido a que no cuentan con sus respectivas actas de puesta en servicio. En ese sentido, corresponde a la respectiva empresa concesionaria gestionar ante la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN la suscripción de las respectivas actas de Alta de sus instalaciones que, según mencionan, se encuentran en servicio. Para la etapa de publicación, prevista realizarse el 15 de abril de 2013, se considerarán todas las Actas de Alta y Baja que de acuerdo al procedimiento correspondiente, sean presentadas debidamente suscritas. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. (periodo ) Página 29 de 299

34 PEAJES 1.9. Se debe efectuar el recalculo de los Peajes unitarios considerando las observaciones mencionadas. Para el Área de Demanda 6 se debe incluir al titular CONENHUA con el fin de considerarlo en las facturaciones y liquidaciones futuras, el ingreso de este titular está previsto para octubre de 2013 siempre que presenten su respectiva acta de Alta. Análisis de OSINERGMIN Para la etapa de publicación de Peajes y Compensaciones de los SST y SCT , de ser el caso se realizarán las correcciones en el cálculo del Peaje respecto a lo prepublicado, sin que ello signifique que todas las opiniones presentadas por las empresas del grupo Distriluz hayan ameritado dichas correcciones. Con relación a las instalaciones de transmisión que viene ejecutando CONENHUA dentro del Área de Demanda 6, éstas serán consideradas en la Liquidación Anual de Ingresos siguiente a su puesta en servicio. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión. INGRESO TARIFARIO Se debe revisar el cálculo del Ingreso Tarifario para los Elementos que correspondan, pues son muy elevados respecto a los fijados en la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD (complementada con la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD). Como ejemplo se menciona el caso del Área de Demanda 5, donde el IT se incrementa en más de %. Res OS/CD Res OS/CD Variación Titular Nivel año 1 año 2 año 3 año 4 CEMENTO ANDINO Transmisión MAT ELECTROANDES Transmisión MAT REP Transmisión MAT CEMENTO ANDINO Transmisión MAT ELECTROANDES Transmisión MAT REP Transmisión MAT CEMENTO ANDINO Transmisión MAT -26% -89% -100% -100% ELECTROANDES Transmisión MAT 13035% 1241% REP Transmisión MAT 13007% 33683% Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, se ha verificado que existe inconsistencia de cierta información que se emplea en el modelo PERSEO, para el cálculo de los Ingresos Tarifarios. En ese sentido, se han realizado los ajustes al modelo PERSEO con información reciente y se ha procedido a recalcular los Ingresos Tarifarios. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. (periodo ) Página 30 de 299

35 FACTORES DE ACTUALIZACIÓN Se pide el recálculo de los factores de actualización considerando las observaciones mencionadas. Análisis de OSINERGMIN Para la etapa de publicación de Peajes y Compensaciones de los SST y SCT , de ser el caso se realizan las correcciones para la determinación de los Factores de Actualización respecto a lo prepublicado, sin que ello signifique que todas las opiniones presentadas por las empresas del grupo Distriluz hayan ameritado dichas correcciones. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión. FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS Para el caso del Área de Demanda 1 no se ha considerado en el cálculo las pérdidas del transformador tr2 Loma Larga, debido a que se le está considerando en el sistema Chulucanas, siendo el Sistema "Frontera, Chulucanas, Santo Domingo - Chalaco I y II, Huancabamba - Huarmaca y SER Chulucanas"; mientras que para el Área de Demanda 2 no se ha considerado las pérdidas de las líneas Carhuaquero Cutervo y Cutervo NJaen (220 kv), debido a que estas instalaciones se encuentran en el archivo Sist_Barra_Excluir_N.xls", las pérdidas de las instalaciones que se encuentran en este archivo no son consideradas en el cálculo, debido a esto, el factor de pérdidas medias de potencia y de energía en MAT es 1,0000, no obstante que en la Resolución OS/CD el Regulador sí considera las pérdidas de estas instalaciones. Análisis de OSINERGMIN Efectivamente se ha verificado que sólo en el año 2013 el Elemento con nombre "tr2 se consideró en el Sistema Eléctrico "Chulucanas" cuando debió considerarse en el Sistema Eléctrico "Frontera, Chulucanas, Santo Domingo - Chalaco I y 11, Huancabamba - Huarmaca y SER Chulucanas". Sin embargo también se ha verificado que debido a que los FPM corresponden a un promedio de los 4 años del periodo tarifario, el impacto sobre los resultados al realizar la corrección es de 0,0024%, lo cual al redondear a 4 decimales los factores finales conservan los valores prepublicados. Por otro lado, no corresponde considerar a las LT s 138 kv Carahuaquero - Cutervo NJaén en el cálculo de los Factores de Pérdidas Medias, pues se han determinado los respectivos Ingresos Tarifarios para las mismas, ver Archivo "F-500_IT_Area 2". Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión En cuanto al Área de Demanda 3, existen pérdidas para la coincidente del SEIN en el nivel de tensión MAT/AT, mientras que para la máxima demanda del sistema no, esto debido que los niveles de tensión de los transformadores en las hojas DB_SEIN_Trafo es diferente al de la hoja BD_Sist_Trafo ; por ejemplo para el transformador Tr3 (periodo ) Página 31 de 299

36 csl_trujillo Norte 220kV, en la hoja BD_SEIN_trafo indica que el nivel de tensión es MAT/AT, mientras que en la hoja BD_Sist_trafo indica que el nivel de tensión es AT/MT. En el archivo Area3_v14.1.PFD se está considerando al transformador tr3 csl Conococha, cuando este no está considerado en el Plan de Iinversiones. Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, el transformador "Tr3 csl_trujillo Norte 220 kv" corresponde al nivel de MAT/AT, por lo que se procede a realizar la corrección en el archivo"bd_sist_trafo". Como producto de esta observación, se hace extensiva estas correcciones, sobre el nivel de tensión, para el transformador de la SET Cutervo en el Área de Demanda 2 y para los transformadores de las SET s Bellavista, Juanjui y Tarapoto en el Área de Demanda 4. Asimismo, se hace extensiva dichas correcciones para las Áreas de demanda 5, 6, 7, 9, 10, 11, 12 y 13. Respecto al transformador "tr3 csl Conococha" considerado en el archivo de flujos de potencia, este Elemento no fue incluido en el cálculo de los Factores de Pérdidas Medias, ya que según información de Hidrandina sería de uso exclusivo del Cliente Libre que lo implemente, aspecto contemplado en el Plan de Inversiones. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión En cuanto al Área de Demanda 5, las hojas BD_Sein_lineas y BD_Sist_lineas solo tienen información hasta el año 2015, asimismo, el número de elementos de ambas hojas no es el mismo; en la hoja BD_Sein_lineas hay 420 elementos, mientras que en la hoja BD_Sist_lineas hay 438 elementos. Debido a esto, para muchos sistemas solo se han considerado pérdidas de las instalaciones hasta el 2014, como por ejemplo: Para el Sistema Tarma Chanchamayo, las instalaciones lne Dcarpapata Puntayacu y lne Puntayacu Chanchamayo. Para el Sistema Yaupi Oxapampa Satipo, las instalaciones lne Constitución Iscozacin, lne Constitución Yuyapichis, etc. Asimismo, no se han considerando las pérdidas de los trafos tr3 auca_8001, tr3 auca_t2, tr3 huanu_8001 y de los trafos tr2 caudal_801, tr2 inge_801, del año 2016 en la hoja BD_Sein_trafo y de todos los transformadores monofásicos del Sistema Pasco Rural. Del Sistema Tocache no se han considerado las pérdidas de sus instalaciones para el año 2016 y se han excluido las líneas Aucayacu Tocache, Tocache Bellavista en el cálculo de los factores de pérdidas, siendo éstas parte del sistema secundario de transmisión. Por tanto, se pide la revisión de los elementos a utilizar y el recalculo de los factores de pérdidas medias. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que en la Base de Datos a la que se refiere esta opinión, existía un problema de vinculación y sólo se estaba mostrando la información hasta el año 2015, en ese sentido se ha procedido a corregir la vinculación a fin de presentar la base de datos para todos los años de evaluación. (periodo ) Página 32 de 299

37 En cuanto a la diferencia entre la cantidad de Elementos que se señala, esto se debe a que en algunos casos se habían incluido Elementos que se encuentran fuera de servicio, los cuales no influyen en los cálculos. Asimismo, se ha verificado que existían ciertas inconsistencias en la asignación de sistemas a los diferentes transformadores, procediéndose a la subsanación de dichas inconsistencias y al recálculo de las pérdidas. Finalmente, se debe señalar que no se ha incluido en el cálculo de las Factores de Pérdidas Medias, a la línea Aucayacu-Tocache, por tratarse de un Elemento directamente conectado entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra, correspondiendo a cambio determinar su Ingreso Tarifario correspondiente. Asimismo, se ha excluido a la línea Tocache Bellavista por pertenecer a otra Área de Demanda, al Área de Demanda 4. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión. OBSERVACIÓN COMPLEMENTARIA ENSA e HIDRANDINA muestran, según los siguientes cuadros, un conjunto de Elementos cuya operación comercial ya se ha iniciado y que sin embargo por diversas razones no se ha formalizado su remuneración. (periodo ) Página 33 de 299

38 Al respecto se pide a OSINERGMIN estudiar cada caso para encontrar una alternativa de solución. Se señala que se gestionará directamente ante OSINERGMIN su normalización. Análisis de OSINERGMIN El análisis realizado a la opinión 1.8 es válido como análisis para la presente opinión. Sin perjuicio de lo cual cabe señalar que la gestión del Acta de puesta en servicio de alguna instalación perteneciente al SCTD, es de exclusiva responsabilidad del Titular de la instalación. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. (periodo ) Página 34 de 299

39 A.2. ELECTRO ORIENTE S.A. (ELOR) 2.1. Señala ELOR que OSINERGMIN no ha considerado la totalidad del Plan de Inversiones aprobado para ELECTRO ORIENTE S.A. en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, por lo que opina debe de considerarse los Planes de Inversión del periodo y el Plan de Inversión , por tratarse del mismo proceso regulatorio, el cual es continuo y no debe ser tratado como separado. Al respecto, solicita se tome en consideración las Actas firmadas hasta el 15/03/2013 conforme se listan en un cuadro (Cuadro N 3) con el que ilustra esta opinión. Análisis de OSINERGMIN En correlación con lo señaldo en el análisis de las opiniones 1.7 y 1.8 anteriores, los elementos que en esta opinión se señalan no fueron considerados para el cálculo de Peajes debido a que no cuentan con sus respectivas actas de puesta en servicio. En ese sentido, corresponde a la respectiva empresa concesionaria gestionar ante la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN la suscripción de las respectivas actas de Alta de sus instalaciones que, según mencionan, se encuentran en servicio. Para la etapa de publicación, prevista realizarse el 15 de abril de 2013, se considerarán todas las Actas de Alta y Baja que de acuerdo al procedimiento correspondiente, sean presentadas debidamente suscritas. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Opina ELOR que no se han considerado los incrementos por Alícuotas del Centro de Control y Telecomunicación sobre el Plan del SCT de las subestaciones de Bellavista y Tarapoto. Análisis de OSINERGMIN Este aspecto ya fue analizado en el Informe N GART que sustenta la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, mediante la cual se resuelve el recurso de reconsideración presentado por ELOR impugnando la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, donde se declara este extremo infundado, por lo que no amerita replicar el análisis sobre un aspecto que ya fue resuelto. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Sostiene ELOR que se ha considerado una venta de energía baja para el periodo regulatorio, la cual no coincide con lo proyectado por ELOR para el periodo , por lo que se debe revisar la demanda de ELOR. Para efectos de comparación muestra dos cuadros: en el Cuadro N 1 la proyección de OSINERGMIN y en el Cuadro N 2 sus propios resultados. Análisis de OSINERGMIN Respecto a esta opinión, debe tenerse presente que como criterio de aplicación uniforme para el cálculo de Peajes de los SST y SCT, se ha considerado la demanda estimada en la etapa de aprobación del Plan de Inversiones , oportunidad en la que ELOR debió manifestar su disconformidad con la proyección de la demanda (periodo ) Página 35 de 299

40 realizada para la definición de las inversiones en el período , las cuales guardan correspondencia con la demanda utilizada para dicho cálculo de Peajes. No obstante, también es del caso precisar que si varía la demanda futura, ello no implica que el ingreso anual por el servicio de los SST y SCT varíe, ya que siempre será igual al CMA fijado, lo cual se garantiza a través de los procesos de Liquidación Anual de Ingresos. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión ELOR considera también debe tenerse presente que existe una falta de correspondencia entre el Plan de Inversiones aprobado, el cual deberá ser actualizado con los Módulos Estándares de Inversión cuya última versión se aprobó con Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Análisis de OSINERGMIN Respecto a esta opinión, cabe señalar que según el numeral de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, el CMA de las instalaciones que conforman el Plan de Inversiones se calcula preliminarmente en cada proceso regulatorio y se establecerá de forma definitiva con la base de datos de Costos de Módulos Estándar y porcentajes establecidos para el cálculo del COyM, vigentes a la fecha de su puesta en servicio. En ese sentido, el Plan de Inversiones aprobado mediante Resolución OSINERGMIN OS/CD, fue valorizado preliminarmente con la base de datos de Módulos Estándares vigente del año 2012, no correspondiendo por tanto actualizarlo con los Módulos Estándares aprobados recientemente con Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Observa ELOR que en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD y su Informe Técnico N GART se aprueba el CMA del SST de ELOR ascendente a S/ ; sin embargo en los cálculos de la Pre Publicación se considera un CMA del SST igual a S/ , menor a lo aprobado. Análisis de OSINERGMIN En efecto, el CMA inicial fijado en S/ ha sido actualizado mediante las fórmulas de actualización que para el efecto se establecieron en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, resultando S/ como valor actualizado al 31 de enero de Para la etapa de publicación de Peajes de SST y SCT, prevista para el 15 de abril de 2013, este valor será actualizado al último día útil de marzo Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Luego de realizar una descripción del sistema de transmisión Tarapoto-Pongo de Cainarachi en 60 kb y Pongo de Cainarachi-Yurimaguas en 33 kb, ELOR opina que debe de considerarse la línea 33 kb Pongo de Cainarachi-Yurimaguas de 56,55 Km., como parte del Plan de Inversiones del período (periodo ) Página 36 de 299

41 Análisis de OSINERGMIN Respecto a esta opinión, cabe precisar que la LT 33 kb Pongo de Cainarachi Yurimaguas, es una instalación existente al 23 de julio de 2006, fecha de emisión de la Ley N 28832, por lo que según el numeral 20.2 de la misma no forma parte del SCT, el cual está conformado por nuevas instalaciones puestas en servicio a partir de dicha fecha. En ese sentido, no podía ser incluida en el Plan de Inversiones , ya que éste sólo incluye nuevas instalaciones (puestas en servicio a partir del 24 de julio de 2006) que formarán parte del SCT. Asimismo, no está demás precisar que conforme lo menciona ELOR, la actual LT 33 kv Pongo de Cainarachi Yurimaguas, antes de la emisión de la Ley N venía operando en 22,9 kv alimentada desde la CT Yurimaguas, como parte de un sistema aislado, habiendo sido adecuada para que opere en 33 kv con ocasión del desarrollo de la interconexión de dicho sistema aislado a través de la LT 60 kv Tarapoto Pongo de Cainarachi y la implementación de un transformador 60/33/10 kv en la SET Pongo de Cainarachi. Incluso, cabe también mencionar que en el Plan de Inversiones , aprobado, se ha previsto para el año 2014 la implementación de la LT 60 kv Pongo de Cainarachi Yurimaguas, habiéndose contemplado la baja de la actual LT 33 kv Pongo de Cainarachi Yurimaguas ó, de considerarlo conveniente el Titular, retornarla a operar como un alimentador acompañado de las subestaciones de distribución 33/0,22 kv existentes. En cuanto a los nuevos Elementos asociados a la LT 33 kv Pongo de Cainarachi Yurimaguas, incluyendo el transformador que señalan haber implementado en la SET Yurimaguas, éstos no han sido considerados por no formar parte de ningún Plan de Inversiones. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. (periodo ) Página 37 de 299

42 A.3. RESPECTO AL SISTEMA MALACAS TALARA OPINIONES DE EEPSA 3.1. Luego de realizar un resumen de lo actuado en el presente proceso regulatorio, respecto al sistema de transmisión Malacas Refinería Talara, la concesionaria EEPSA solicita que al menos se considere el CMA conforme fue respondido por EEPSA mediante carta EEPSA-GC , la cual considera un procedimiento regulado que fuera aprobado por OSINERGMIN mediante el Oficio N OSINERG-GART y que contaba con la conformidad de las partes para que se mantenga el servicio en doble terna y no lo señalado en el Oficio N GART que OSINERGMIN ha considerado para la prepublicación. Análisis de OSINERGMIN El Oficio N GART (posterior al Oficio N OSINERG-GART) precisa que los cargos generales de transformación (CBPST) y transmisión (CBPSL) deben aplicarse a un SST que se encuentre económicamente adaptado, es decir, aquel sistema que no incorpore bienes innecesarios. En ese sentido se establece en este mismo Oficio que se debe utilizar una configuración como la que se mostró en la figura adjunta al mismo, concluyendo que para este caso en particular los cargos a aplicar son: transformación MAT/AT y transporte en AT. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Agrega un resumen de la base legal en la que fundamenta su pedido y realiza un análisis de lo considerado por OSINERGMIN a fin de denotar que la metodología de la NORMA TARIFAS contraviene el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, específicamente el inciso VI) del literal a) del Artículo 139 del RLCE, puesto que el CMA calculado por OSINERGMIN según esta metodología no retribuye la Inversión y COyM de las instalaciones reales del sistema Malacas Refinería Talara. Análisis de OSINERGMIN Las decisiones de OSINERGMIN se ciñen a las disposiciones legales y normativas vigentes, pertinentes, por lo que para el sistema de transmisión Malacas Talara al tratarse de un SST de Demanda que a la fecha de emisión de la Ley N venía siendo usado y pagado únicamente por Refinería Talara (SSTL), la determinación del CMA se ha realizado según lo establecido en el Artículo 24 de la NORMA TARIFAS, el cual se basa en lo dispuesto en el numeral I) del literal b) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE y lo que al respecto se precisa en la PRIMERA Disposición Transitoria del Decreto Supremo N EM. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Finalmente, la empresa EEPSA sugiere que la decisión que adopte OSINERGMIN deberá respetar los criterios establecidos en el acuerdo para la remuneración por el uso de las Ternas 1 y 2 Malacas - Refinería Talara, cuyo procedimiento fue aprobado por OSINERGMIN mediante el Oficio N OSINERG-GART y luego aceptado por las partes con la condición que se mantenga un servicio en doble terna; es decir, (periodo ) Página 38 de 299

43 remunerar una sola terna, considerando transmisión AT. los cargos de transformación AT/MT y Análisis de OSINERGMIN En correlación con el análisis desarrollado en el anterior numeral 3.1, cabe agregar que la regulación de los servicios eléctricos se realiza bajo criterios uniformes y dentro del marco legal relacionado, por lo que por mandato de Ley no es posible considerar para la fijación de Peajes y Compensaciones de los SST los acuerdos privados entre las partes. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. OPINIONES DEL SEÑOR JOSÉ FRANCISCO ESTRADA COTRINA Luego de transcribir lo prepublicado, referente a la fijación de los cargos unitarios del sistema Malacas Talara a ser pagados exclusivamente por el cliente Libre Refinería Talara y lo de la fijación de los Peajes unitarios que deben pagar todos los Usuarios comprendidos en el Área de Demanda 1, donde se encuentra ubicado el Cliente Libre mencionado, el señor Estrada manifiesta su conformidad con el cálculo del Peaje para dicho sistema con base en el Sistema Económicamente Adaptado (SEA) establecido en el Oficio N GART. Asimismo, sostiene que OSINERGMIN al considerar la demanda eléctrica de Refinería Talara para el cálculo de los Peajes del Área de Demanda 1, está considerando que para abastecer el suministro eléctrico de Refinería Talara requiere de la utilización de algún componente de las instalaciones del SST o SCT correspondientes al Área de Demanda 1. Es decir, no está tomando en cuenta que el SEA del SST de EEPSA es suficiente para que el suministro eléctrico a Refinería Talara pueda conectarse a la Barra de Referencia de Generación (BRG) Talara 220 kv y además al considerar la demanda eléctrica de Refinería Talara para el cálculo de los Peajes del Área de Demanda 1, está DUPLICANDO el Peaje correspondiente a la transformación MAT/AT al considerarlo tanto en el Peaje del Área de Demanda 1 como también en el Peaje del SST de EEPSA. Enfatiza que la transformación MAT/AT está representando la transformación existente en la BRG Talara 220 kv que corresponde al suministro eléctrico a la Refinería de Talara; y, la línea AT está representando el tramo existente Malacas-Talara 33 kv de propiedad de EEPSA, que une la MAT/AT con la Barra Talara 33 kv de propiedad de Refinería Talara. Con base en lo cual, sugiere lo siguiente: 3.4. Para el cálculo de los factores de pérdidas del SST de EEPSA, debe tenerse presente que la Subestación Malacas 13,2/33 kv es una Barra Típica de Generación, puesto que en el lado de 13,2 kv están conectadas dos unidades de generación de 15,04 MW; es decir, que la dirección de los flujos de energía y potencia son en ambos sentidos; y, que a nivel anual contribuye a reducir las pérdidas que si solo fueran en un solo sentido. Análisis de OSINERGMIN Esta sugerencia es contradictoria con el comentario que realiza el Sr. Estrada como introducción a su opinión, pues en el fondo mediante esta sugerencia está pidiendo que para el sistema Malacas-Talara se aplique los cargos generales MT/AT para la transformación y AT para la transmisión. Lo cual no se ha considerado, por las razones que se explican en el análisis de la opinión 3.1. (periodo ) Página 39 de 299

44 Sin embargo, cabe precisar que si se observa con cuidado el sistema eléctrico correspondiente, podrá notarse que el flujo por los transformadores 13,2/33 kv de la SET Malacas siempre tendrá el mismo sentido, ya sea si la energía proviene de la transformación 220/13,2 kv de REP o de la generación de los turbogeneradores de la Central Malacas 1; por lo que bajo esta perspectiva tampoco es correcta esta sugerencia. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Para guardar la coherencia en el cálculo de los peajes debe considerarse la demanda eléctrica de Refinería Talara solo para determinar el Peaje SST de EEPSA y no se debe considerar la demanda de Refinería Talara en el cálculo del Peaje del Área de Demanda 1. Es decir, Refinería de Talara debe pagar solamente el Peaje SST de EEPSA. Análisis de OSINERGMIN Esta sugerencia contraviene lo establecido en la normativa vigente, pues todos los Usuarios de una determinada Área de Demanda pagan un Peaje por todas las redes de los SST y SCT que conforman dicha Área de Demanda y según el nivel de tensión de su punto de suministro, en este caso el Peaje fijado al nivel AT para el sistema equivalente a todas las instalaciones del SST y SCT que conforman el Área de Demanda 1; lo cual no tiene ninguna relación con el pago que realiza Refinería Talara por el SEA de las instalaciones de transmisión que usa de manera exclusiva. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión De no considerar OSINERGMIN procedente lo indicado en la sugerencia anterior, los ingresos por Peaje correspondientes a la transformación MAT/AT que están considerados en el Área de Demanda 1, ASIGNARLOS DIRECTAMENTE A EEPSA A FIN DE QUE NO SEA FACTURADO Y PAGADO POR REFINERÍA DE TALARA. Es decir, el Cargo CPSEE ctm. S/./kW de 0,3438 (MAT/AT) NO DEBE SER CARGADO a Refinería de Talara, puesto que ya estaría considerado en los ingresos por peaje del Área de Demanda 1 que deberían ser asignados directamente a EEPSA. Análisis de OSINERGMIN Respecto a esta sugerencia, y complementando el análisis de la sugerencia anterior, cabe precisar que el CMA pagado por todos los usuarios del Área de Demanda 1 a través del Peaje no considera las inversiones de los sistemas que son usados y pagados de manera exclusiva por uno o más Clientes Libres (SSTL), ya que éstos son pagados de manera separada sólo por la demanda que se sirve a través de dichos SSTL. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Resumiendo, el señor Estrada señala que Refinería Talara seguiría pagando el Peaje asignado al Área de Demanda 1, con lo que implícitamente estaría pagando el Peaje MAT/AT asignado al Peaje SST de EEPSA, y el Peaje AT del SST de EEPSA. Por otro (periodo ) Página 40 de 299

45 lado, EEPSA recibiría el Peaje MAT/AT del SST de EEPSA directamente de la bolsa del Área de Demanda 1 y el Peaje AT directamente de Refinería de Talara. Análisis de OSINERGMIN No es correcta esta apreciación, pues la transformación MAT/AT (220/13,2 kv) de REP esta siendo remunerada mediante el Peaje que es pagado por todos los Usuarios del Área de Demanda 1, mientras que según lo explicado en el análisis de la Opinión 3.5, Refinería Talara remunera adicionalmente por un Sistema Económicamente Adaptado que utiliza de manera exclusiva. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. (periodo ) Página 41 de 299

46 A.4. PROYECTO ESPECIAL OLMOS TINAJONES (PEOT) 4.1. Refiriéndose al sistema de transmisión 60 kv Chiclayo Lambayeque Illimo La Viña Motupe Olmos, el Ing. Alfredo Chang vía correo electrónico y en representación de la Dirección Ejecutiva del Proyecto Especial Olmos Tinajones (PEOTPEOT), señala que del análisis de la información que sustenta la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, observa que para el Área de Demanda 2 se considera una energía de ,01 (MWh) en el año 1 y un CMA de S/ para PEOT, a partir de lo cual mediante una simple división resulta un Peaje de 0,2941; sin embargo la indicada Resolución establece para PEOT un Peaje de 0,2462 que según la energía considerada permitiría recaudar sólo S/ ,00; lo que significa para PEOT un menor ingreso de ,00 en el año 1. En ese sentido, PEOT opina que esta situación es totalmente absurda por cuanto económicamente es predecible lo que ocurriría en el año 1. Piensa que el error tiene su origen cuando OSINERGMIN determina un Peaje promedio para los 4 años del periodo tarifario, haciendo que el Peaje en el año 1 sea irreal al ser la demanda la menor de los cuatro años, debiendo por tanto el Peaje ser máximo en este año y no el promedio. Análisis de OSINERGMIN Con relación a esta opinión, cabe precisar que la demanda es una de las variables más inciertas que participan en un proceso regulatorio, la cual puede resultar mayor o menor a lo estimado, razón por la cual la normativa vigente establece que el Peaje debe ser calculado como un valor unitario promedio para un período de 4 años, a fin de prever un flujo económico más estable. Sin embargo, la misma normativa establece un procedimiento de Liquidación Anual de Ingresos por aplicación del Peaje de SST y SCT, mediante el cual se garantiza al Titular que siempre perciba el CMA fijado para sus instalaciones. Es decir, si la demanda disminuye podrá haber un adicional a agregarse al Peaje del siguiente año y si aumenta podrá reducirse dicho Peaje del siguiente año, a fin que siempre perciba su CMA. En ese sentido, no se puede calificar de absurda la metodología de cálculo establecida en la normativa vigente, más aún considerando los criterios y mecanismos explicados en los párrafos anteriores. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. (periodo ) Página 42 de 299

47 A.5. RESPECTO AL SISTEMA TRUJILLO NORTE CAJAMARCA NORTE PAJUELA OPINIONES DE YANACOCHA 5.1. Haciendo mención al Contrato de Servicio de Transmisión Eléctrica ("Contrato") a través de la interconexión Trujillo Norte - La Pajuela, suscrito el 27 de noviembre de 2000 con la empresa concesionaria CONENHUA, y el Addendum N 1 del mismo, la opinante señala que las partes pactaron que YANACOCHA pagaría una retribución anual correspondiente a US$ ,00 calculada sobre la base del monto total de la inversión aprobada por ambas partes ascendente a US$ ,78. Siendo, en consecuencia, el importe mensual que YANACOCHA pagara a CONENHUA de US$ ,00. En base a lo cual, YANACOCHA solicita se considere las pruebas adjuntas a su escrito y se revalore el monto del Peaje tomando en consideración que el costo de la inversión del sistema CONENHUA, que comprende las líneas Trujillo Norte Cajamarca Norte 220 kv (L2260) y SET Cajamarca Norte La Pajuela 60 kv, ya han sido cancelados en su totalidad. Análisis de OSINERGMIN La regulación de los servicios eléctricos se realiza bajo criterios uniformes y dentro del marco legal relacionado, por lo que por mandato de Ley no es posible considerar para la fijación de Peajes y Compensaciones de los SST los acuerdos privados entre las partes. Al respecto, cabe mencionar que, a raíz de haberse tomado conocimiento del contrato al que se hace referencia en esta opinión, la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN, mediante el Oficio N OS-GFE, notificó a CONENHUA el inició de un procedimiento sancionador en su contra por incumplimiento de lo establecido en el Artículo 44 de la Ley de Concesiones Eléctricas (modificado mediante la Ley N 27239, publicada el 22 de diciembre de 1999, es decir, antes de la suscripción del referido contrato), el cual se encuentra en curso. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Agrega YANACOCHA que bajo un sistema similar al contrato antes mencionado, tiene un contrato de transmisión en 220 kv para el sistema conocido como Gold Mill hasta el 2016, y de manera similar viene reconociendo una retribución anual de US $ , sin embargo se ha fijado el Peaje sin tomar en consideración el financiamiento total de dicha línea por parte de YANACOCHA, no obstante contractualmente éste debe reconocerse al término del contrato. Análisis de OSINERGMIN Cabe precisar que en el presente proceso regulatorio no se está fijando Peaje o Tarifa alguna para la LT 220 kv Cajamarca Norte Gold Mill, toda vez que según el literal c) del Artículo 27.2 de la Ley N 28832, al haber entrado en servicio el año 2007 se trata de un SCT cuya remuneración corresponde a la libre negociación entre los Agentes que decidieron su construcción. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. (periodo ) Página 43 de 299

48 5.3. Por otro lado, YANACOCHA menciona que en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD se consideró que la L-2260 mantiene la calidad de exclusividad sólo para el suministro de energía a YANACOCHA sin considerar a los otros Usuarios que se conectaron antes de la emisión de la referida Resolución OSINERGMIN N OS/CD, tales como: Hidrandina (con el sistema eléctrico Porcón en el año 2004) y Gold Fields La Cima que se conectó en el año 2007 en mérito al mandato de conexión dado por Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Análisis de OSINERGMIN Esta opinión está orientada a objetar la regulación vigente, la cual se estableció mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD y que posteriormente se complementó con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. En dicha oportunidad, Yanacocha no objetó lo resuelto en la primera de las resoluciones, motivo por el cual el acto adquirió firmeza de conformidad con lo establecido en el Artículo 212 de la Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, por lo que la revisión de las referidas resoluciones no es procedente a la fecha, más aún cuando nos encontramos dentro del proceso de fijación de los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT para el siguiente periodo tarifario comprendido entre los años 2013 a En anteriores oportunidades ya se ha manifestado que la responsabilidad de pago asignada en el año 2009 mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD no era materia de revisión en los procesos de liquidación, sin embargo, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 5 del Decreto Supremo N , que modificó el Artículo 139 del RLCE, corresponde su análisis únicamente a partir del periodo tarifario En ese sentido, esta opinión no resulta pertinente con el propósito de la presente regulación tarifaria, cuyo objetivo es la fijación de Peajes y Compensaciones de los SST y SCT para el período Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión YANACOCHA indica que en la regulación actual se está considerando un Peaje diferenciado, no obstante las condiciones operativas de la Iínea L-2260 son diferentes a la fecha de puesta en servicio, debido a que desde agosto de 2011 se puso en servicio la línea Kiman Ayllu, así como la modificación total de la configuración de barras en la SET Cajamarca Norte, por ello, no sólo se cambió la topología del sistema en su área de influencia, sino que además pasó a ser un Sistema Garantizado, y como consecuencia de ello como es conocido por el registro de despacho del COES el flujo de energía y potencia se ha invertido, es decir, el flujo es ahora de Cajamarca a Trujillo Norte, con lo que la fijación establecida es discriminatoria, motivo por el cual no debe fijarse un Peaje específico para Yanacocha y Gold Mill como si la línea L-2260 mantuviera sus condiciones operativas de sistema dedicado y sólo por ella se estuviera entregando la energía y potencia, cuando el suministro actual está conectado a la barra de 220 kv de la SE Cajamarca Norte. Agrega YANACOCHA que se ha considerado indebidamente la modificación del literal e) del Artículo 139 del RLCE, que con el numeral VIII) agregado al literal señalado, establece la responsabilidad de pago proporcional a la demanda de los usuarios que se conecten a partir del 23 de julio de 2006, fecha de vigencia de la Ley N 28832, puesto que: (periodo ) Página 44 de 299

49 YANACOCHA no sólo estuvo conectada desde octubre 2001, sino que además viene reconociendo una retribución anual calculada sobre la base del monto total de la inversión, hasta octubre de 2011, año en que Kiman Ayllu entró en operación. Que al ser el flujo inverso, Cajamarca Norte Trujillo Norte, y no lo contrario, no corresponde la aplicación del Peaje establecido en el Anexo 6 porque la demanda está considerada en el Área de Demanda 15 y al considerar la misma demanda para el SST de CONENHUA, se estaría aplicando doble pago. La conexión actual de YANACOCHA es en la barra 60 kv de la línea de 60 kv de CONENHUA, tal como puede verse en el diagrama unifilar que se adjunta, y el asignar un Peaje a un sistema 220 kv es contradictorio, por otro lado la línea Gold Mill se conecta en la barra de 220 kv de la nueva configuración de barra de Cajamarca Norte, tal como se muestra en el nuevo diagrama unifilar del sistema, que al parecer no se ha considerado, sino otro que estaba referido a condiciones anteriores a su modificación y operación En ese sentido, solicita se excluya a YANACOCHA y Gold Mill, del Peaje fijado en el Cuadro 6.1 CPSEE y Peaje del SST de CONHENUA, consignados en el Anexo 6 de la Resolución prepublicada, tomando en cuenta además que la subestación base de conexión es Cajamarca Norte y no Trujillo Norte, y la línea preponderante la del sistema Kiman Ayllu; agregándose a ello que YANACOCHA y Gold Mill vienen pagando el Peaje de las Áreas de Demanda 3 y 15, por lo que de mantenerse como obligación lo establecido en el Anexo 6 no sólo es discriminatorio sino que además YANACOCHA estaría reconociendo un doble pago por Peaje. Análisis de OSINERGMIN Con relación a esta opinión, es necesario tener presente que el sistema de transmisión Trujillo Norte Cajamarca Norte Pajuela, fue implementado a requerimiento de YANACOCHA y mediante un contrato privado según lo menciona en su opinión contenida en el numeral 5.1 del presente Anexo, razón por la cual venía siendo remunerado de manera exclusiva por la misma. Dado que por el criterio de Libre Acceso a las redes de transmisión y distribución, pueden conectarse terceros que por Ley deben contribuir con la correspondiente remuneración, mediante Decreto Supremo N EM, publicado el 22 de mayo de 2012, se establece la forma de asignar la responsabilidad de pago de estos sistemas cuando se conecte dicho tercero. En mérito a lo cual, en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se define a este tipo de sistema y se le denomina SSTL, a fin de darle el tratamiento específico acorde con su naturaleza y características. Así, en el numeral de la NORMA TARIFAS (modificada por la indicada Resolución OSINERGMIN N OS/CD) se establece que en caso el tercero que se conecte pertenezca al mercado regulado se determinará su participación en el pago según su potencia en la hora de máxima demanda total del respectivo SSTL, siendo en este caso particular el SSTL en análisis el sistema Trujillo Norte Cajamarca Norte La Pajuela. Por otro lado, en la SEXTA Disposición Complementaria Final de la Ley N se establece: La calificación de las instalaciones señalada en el artículo 58 de la Ley de Concesiones Eléctricas, vigente a la promulgación de la presente Ley, no es materia de revisión, ni es aplicable a las instalaciones cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley ; razón por la cual un SST cuya construcción se ha realizado anteriormente a la emisión de la Ley N por decisión de un Cliente Libre (SSTL) y ha venido siendo pagado de manera exclusiva (periodo ) Página 45 de 299

50 según la demanda del mismo, no puede ser recalificado a Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) bajo el argumento que el flujo de potencia se ha invertido. No debe olvidarse que el flujo a través de la LT 220 kv Trujillo Norte Cajamarca Norte, nuevamente podría invertirse en un futuro cuando se construya la LT 220 kv Cajamarca Norte Caclic Moyobamba, y no por este motivo tendría nuevamente que recalificarse. Finalmente, si se revisa con cuidado los cálculos que como sustento de la PREPUBLICACIÓN se han publicado en la página Web de OSINERGMIN, puede notarse que ninguna de las instalaciones que conforman el SSTL Trujillo Norte Cajamarca Norte La Pajuela, se ha incluido en el cálculo del Peaje que debe ser pagado por toda el Área de Demanda 3 ni el Área de Demanda 15. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Observa YANACOCHA que en el Anexo 6 de la Resolución, en el Ítem referido a la subestación base, del segundo cuadro (línea Cajamarca Norte), se establece dos cargos, uno de 0,0025 que lo agrega al Área de Demanda 3 tanto para AT y MT, y además asigna un cargo exclusivo para YANACOCHA de 0,1489, al margen que YANACOCHA pagará ambos cargos, pues ahora paga en dicha Área de Demanda 3 por su demanda en 60 kv el otro cargo exclusivo que representa casi 60 veces, lo que es un despropósito, si reiteramos que la retribución económica hecha por YANACOCHA desde el 2001 incluía este sistema de transformación, además que desde abril de 2012 Hidrandina igualmente retira energía del mismo. Continúa YANACOCHA señalando que debe considerase asimismo, que al igual que el sistema 220 kv, este sistema (la topología de barras 60 kv) será modificado con la inminente conexión (abril del 2013) de un transformador de propiedad de Hidrandina que operará en paralelo con el existente y que suministrará energía y potencia a toda su área de influencia, con lo que consideramos debería revisarse la regulación, dado que el mismo se convertirá en un sistema compartido y por ello no tendrá la condición de barra dedicada sólo para YANACOCHA, como al parecer es el criterio asumido por el regulador seguramente por tener información incompleta o desactualizada. En tal sentido, concluye que este cargo es igual de discriminatorio para YANACOCHA, no sólo por ya reconocer en el Área de Demanda 3 el Peaje en AT, en que también se considera a CONENHUA por este concepto, sino además otro discriminatorio, con lo que YANACOCHA haría un doble reconocimiento, por lo que solicita igualmente se tome en consideración estos argumentos al momento de fijar el Peaje ya que no tiene sustento una asignación diferenciada por ser, como se menciona, un sistema compartido. Análisis de OSINERGMIN YANACOCHA discute una supuesta doble participación en el pago del Peaje unitario que resulta de la proporción asignada al tercero regulado por el trasnformador 220/60/10 kv en la SET Cajamarca Norte, sin tener presente que la normativa vigente dispone que dicha proporción pasa a formar parte del sistema equivalente a todas las instalaciones SST y SCT que conforman el Área de Demanda 3 y que debe ser pagado por todos los Usuarios Regulados y Libres ubicados en dicha área, según el nivel de tensión de su Punto de Suministro. Tampoco es correcta la comparación entre el Peaje unitario que se ha determinado por la parte propocional del transformador 220/60/10 kv a ser pagado por toda el Área de (periodo ) Página 46 de 299

51 Demanda 3, con el Cargo Unitario de la parte proporcional del mismo que debe ser pagado sólo por la demanda de Yanacocha 60 kv, pues en el fondo se estaría comparando la demanda del Área de Demanda 3 que es muy superior a la demanda de Yanacocha 60 kv, lo que matemáticamente no es correcto. Además, YANACOCHA debe tomar en cuenta que según la Resolución Ministerial N MEM/DM emitida con base en el Decreto de Urgencia N , la inversión del nuevo transformador que viene instalando Hidrandina en la SET Cajamarca Norte será pagado por toda la demanda del SEIN, es decir por el Área de Demanda 15, no obstante al operar en paralelo con el existente servirá exclusivamente a la ciudad de Cajamarca y a YANACOCHA, cuyo beneficio por la mayor confiabilidad en el servicio que le brindará este refuerzo en la transformación 220/60/10 kv (continuidad y calidad en el suministro), es superior al supuesto doble pago al que se refiere en esta opinión y que califica como discriminatorio. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. OPINIONES DE CONENHUA 5.6. Sostiene CONENHUA que la actualización del Costo Medio Anual (CMA) correspondiente a las instalaciones de los SST se debe efectuar tomando en cuenta las condiciones de aplicación que fueron aprobadas en la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD (RESOLUCION 184) y que fue complementada con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, la cual indica en el Cuadro 2.2 Fórmulas de Actualización del CMA del SST: La forma y condiciones de aplicación de estos coeficientes son las mismas a las indicadas al pie del Cuadro FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN DEL CMA DEL SCT Mientras que en el Cuadro 1.15 OSINERGMIN determinó las FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN DEL CMA DEL SCT y estableció las condiciones de aplicación, señalando: Dicho FA se aplicará en las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en más de 5% respecto al valor del mismo factor correspondiente a la última actualización. Argumenta además que en las Resoluciones indicadas no se publicaron los factores de actualización del SST Cajamarca de CONENHUA, denominado Área 16, sin embargo OSINERGMIN ha empleado factores que se indican en el cuadro siguiente, pero que no tienen base legal ni regulatoria para su aplicación y no concuerdan con la proporcionalidad de los componentes de las instalaciones del SST Cajamarca. Fórmulas de Actualización (parámetros) Área a b c d Por ello, CONENHUA sostiene que NO CORRESPONDE su aplicación y en consecuencia el FACTOR de ACTUALIZACIÓN debe ser 1,00. Por tanto, el CMA para el periodo debe ser el aprobado en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD [el subrayado es de la opinante]. (periodo ) Página 47 de 299

52 Análisis de OSINERGMIN Al respecto, debe tenerse presente que según el numeral I) del literal b) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, el costo medio Anual de los SST que son remunerados de forma exclusiva por la demanda, deberá ser actualizado en cada fijación tarifaria, de acuerdo con las fórmulas de actualización que para tal fin establecerá OSINERGMIN, las mismas que tomarán en cuenta los índices de variación de productos importados, precios al por mayor, precio del cobre y precio del aluminio; para el caso de las instalaciones de CONENHUA aplicando la fórmula de actualización establecida en el Cuadro D.4 del Anexo D de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, cuyos valores de coeficientes reflejan la estructura de costos de dichas instalaciones [el subrayado es por fines explicativos]. En cuanto a la antepenúltima nota del Cuadro 1.15 de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (modificada y complementada por la Resolución OSINERGMIN N OS/CD), efectivamente, se estableció que las fórmulas de actualización del CMA del SST se aplicarían bajo las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en más de 5% respecto a la última actualización, con el propósito de prever alguna volatilidad en los costos que podría originar un significativo desequilibrio económico en el transcurso del periodo tarifario vigente (noviembre 2009 abril 2013), lo cual no fue necesario, ya que no se dieron las condiciones de aplicación mencionadas; sin embargo ello no es óbice para no dar cumplimiento a la disposición legal a la que se refiere el párrafo anterior. Por consiguiente, no es correcto el razonamiento de la empresa para considerar, como factor de actualización del CMA de los SSTD, el valor de 1,0000 en la fijación tarifaria materia del proceso en curso. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión CONENHUA sugiere a OSINERGMIN adecúe la norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, en lo que se refiere al proceso para la determinación de los Peajes, para que no sea obligatoria la presentación de la información por parte de los Titulares en aquellos temas que no son de su dominio y, que en su lugar esta entrega de información sólo sea facultativa, como por ejemplo: de los factores estacionales de la demanda, factores de pérdidas marginales y de los ingresos tarifarios, las bajas que se han aprobado a todos los titulares del Área de Demanda. Análisis de OSINERGMIN Esta opinión está referida a una eventual modificación de la NORMA TARIFAS, por lo que no resulta pertinente con el propósito de la PREPUBLICACIÓN, cuyo objetivo es la fijación de Peajes y Compensaciones de los SST y SCT para el período No obstante, se evaluará esta opinión para una próxima modificación de la NORMA TARIFAS. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión Por otro lado, CONENHUA opina que el pago de la Línea Trujillo Cajamarca 220 kv, L (LINEA), en cumplimiento con el Artículo 139 del Reglamento de la Ley de (periodo ) Página 48 de 299

53 Concesiones Eléctricas debe asignarse al Área de Demanda 15 ó Área de Demanda 3 (que en realidad es el VERDADERO Usuario de la Instalación) dado que el Flujo es de Cajamarca a Trujillo y en consecuencia la DEMANDA es TRUJILLO y sus Sistemas. Agrega que, según el numeral VIII) del literal e) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, la responsabilidad de pago se otorga en proporción a la demanda total que se encuentra conectada al SST, en el instante de máxima demanda del SST. En la instalación L-2260 la Máxima Demanda se registró el 19 de mayo 2012 a las 11:00 am con un valor de 153,15 MW y en base al SENTIDO DEL FLUJO, se atendía el 100% de la demanda del Norte del país a través de la SET Trujillo Norte. ES PRECISO MENCIONAR que la L-2260 tiene la DIRECCIONALIDAD de CAJAMARCA NORTE a TRUJILLO NORTE. Es preciso mencionar que durante el año 2012 la energía TRANSMITIDA por la línea L- 2260, fue en 97.7% dirigida a atender la demanda del Norte del Perú (Trujillo, Chiclayo, Piura, Guadalupe, Tumbes), como se verifica en el siguiente Diagrama de Carga Anual Hacia Cajamarca Hacia Trujillo Análisis de OSINERGMIN Esta opinión refleja un conflicto de intereses de CONENHUA, por pertenecer al mismo grupo económico que tiene una significativa participación en la explotación de los campos mineros de YANACOCHA, toda vez que mediante el Peaje y Cargos Unitarios fijados para las instalaciones del sistema Trujillo Norte Cajamarca Norte La Pajuela se le garantiza un ingreso anual equivalente al CMA aprobado para su SSTL, indiferentemente de quienes remuneren a través de dicho Peaje o Cargos unitarios. Sin perjuicio de lo señalado en el párrafo anterior, en cuanto al argumento sobre el sentido del flujo a través de la LT 220 kv Cajamarca Norte Trujillo Norte, el análisis realizado a la opinión 5.4 del presente anexo, explica las razones por las que este argumento no es correcto. Conclusión Por las las razones explicadas en el análisis anterior y en el análisis de la opinión 5.4, no se acoge esta opinión. (periodo ) Página 49 de 299

54 5.9. Opina CONENHUA que no debe considerarse a YANACOCHA como parte de los usuarios del Área de Demanda 3 que pagan el porcentaje del CMA del transformador 220/60/10 kv en la SET Cajamarca, asignado al Área de Demanda 3. Análisis de OSINERGMIN El análisis de la anterior opinión 5.5 también es válido como análisis de la presente opinión. Conclusión Por las mismas razones explicadas en el análisis de la opinión 5.5, no se acoge esta opinión Señala CONENHUA que si se toma en cuenta los registros desde el 1 de enero del año 2012, la máxima demanda se produce el día 22 de abril a las 06:30 horas, donde según los registros de medidores, la demanda de Hidrandina es 12,43 MW que representa un 19,3% de la demanda total del transformador de 64,37 MW y no 14,1% como se ha prepublicado al considerar los registros sólo desde el 1 de agosto de Como sustento CONENHUA adjunta el archivo Asignación de pago - CONE.xlsx, que según señala contiene los valores de los registros de medidores y los cálculos respectivos. Análisis de OSINERGMIN Según los registros de potencia que CONENHUA ha presentado como sustento de sus opiniones, se ha verificado la existencia de registros de carga correspondientes a la ciudad de Cajamarca desde el 01 de abril de 2012, por lo que la participación en la responsabilidad de pago, de este tercero regulado, se ha determinado respecto a la máxima demanda que ha alcanzado en conjunto con los Clientes Libres que venían remunerando el SSTL de CONENHUA y otros que se han conectado al mismo. Para el caso de la LT 220 kv Trujillo Norte Cajamarca Norte se determina la máxima demanda (MW) alcanzada en conjunto por YANACOCHA, Hidrandina, Gold Mill y Gold Field, en la oportunidad de registro de la máxima demanda en dicha LT 220 kv ( _12:00 horas); mientras que para el caso del transformador corresponde determinar la máxima demanda (MW) alcanzada en conjunto sólo por YANACOCHA e Hidrandina en el momento de registro de la máxima demanda en dicho transformador ( _06:60 horas). Los resultados se muestran en los siguientes cuadros: Proporcionalidad para el pago de la LT 220 kv Trujillo Norte Cajamarca Norte TOTAL Yanacocha Hidrandina Gold Mill Gold Field 93,980 25,676 25,708 7,600 0,125 17,773 17,099 27,32% 27,35% 8,09% 0,13% 18,91% 18,19% Valores de la potencia expresados en MW. Proporcionalidad para el pago del Transformador 220/60/10 kv en SET Cajamarca Norte TOTAL Yanacocha Hidrandina 64,373 25,950 25,992 12,278 0,154 51,942 12,431 80,69% 19,31% Valores de la potencia expresados en MW. (periodo ) Página 50 de 299

55 Según estos resultados se considerará al tercero regulado (Área de Deamanda 3) con una participación de 8,22% en la responsabilidad de pago por la LT 220 kv Trujillo Norte Cajamarca Norte y de 19,31% en la responsabilidad de pago por el Transformador 220/60/10 kv de la SET Cajamarca Norte. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. (periodo ) Página 51 de 299

56 A.6. COMPAÑÍA MINERA ANTAMINA S.A. (ANTAMINA) ANTAMINA mediante carta LEG , de fecha 15 de marzo de 2013, según señala, remite sus opiniones y sugerencias al oficio de la referencia (Oficio OSINERGMIN N GART), con el propósito que se reconozca el SVC de la SET Vizcarra como parte de las instalaciones de ANTAMINA a ser remuneradas por la tarifa a fijarse en el presente proceso regulatorio. En el entendido que las opiniones y sugerencias presentadas por ANTAMINA están referidas a la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, mediante la cual se prepublicaron las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT para el período , a continuación se analizan las mismas Apelando al Principio de Legalidad, Principio de Verdad Material, Principio del Debido Procedimiento Debida Motivación, Principio de Participación Activa de los Interesados y ejercicio del Derecho de Opinión, ANTAMINA solicita se fije en el presente procedimiento regulatorio la tarifa correspondiente al Static Var Compensator (en adelante SVC ), de titularidad de ANTAMINA y que viene operando en la SET Vizcarra desde el año 2001, en base a la información disponible que ha remitido durante el procedimiento en curso y que nuevamente remite en esta oportunidad, mediante la cual sostiene que dicho SVC inicialmente se instaló para superar las restricciones de carácter operativo que atravesaba el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y de esa manera hacer posible la propia operación de ANTAMINA, y que ahora beneficia a todo el SEIN y no solamente a ANTAMINA, lo cual se explica, según señala, en el Informe sobre Análisis de Operación SVC Vizcarra entre los años elaborado por Laub & Quijandria Consultores y Abogados, que forma parte de la información anexada. Agrega ANTAMINA que, de acuerdo al estudio técnico-económico denominado "Estudios de Sistema Eléctricos de Potencia- Febrero 2013", elaborado por Sociedad Integrada de Consultoría- SIDEC, que también adjunta, la operación del SEIN en estado estacionario requiere del SVC de la SET Vizcarra para evitar pérdidas económicas al SEIN. Asimismo, la operación de este equipo contribuye a estabilizar las tensiones en las barras cercanas a la SET Vizcarra, aun cuando ocurra una falla en el SEIN, que no sea a consecuencia de la propia ANTAMINA y, de esta manera, pueda mantenerse dentro de los rangos permitidos por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. En resumen general, indica ANTAMINA que mediante dichos estudios se demuestra que, a diferencia de una unidad de generación, el SVC no responde a condiciones de la demanda sino a la topología del sistema y a las necesidades del mismo, apreciándose que no importa cómo el SVC inyecte o absorba reactivos, el factor de potencia de la carga de ANTAMINA mantiene un valor casi constante en beneficio de la confiabilidad del sistema, teniendo en la actualidad dicho SVC una vital importancia para brindar soluciones inmediatas a problemas de tensión ocurridos por fallas de la subestación donde se conecta, lo cual es requerido imprescindiblemente por el SEIN para su recuperación en corto tiempo, tornándose necesaria su operación para resolver problemas de tensión de la propia subestación a la que se conecta, así como, para evitar problemas de tensión en la SET Pucallpa y consecuentes restricciones de suministro, cuando una de las unidades de la Central Térmica Aguaytía se encuentra indisponible. (periodo ) Página 52 de 299

57 Finaliza señalando que los ahorros que origina la operación del SVC se ven reflejados en: (i) el incremento de la capacidad de transmisión en los enlaces de la SET Vizcarra; (ii) la reducción de las pérdidas eléctricas en estas líneas; y, (iii) incremento de la capabilidad de los generadores eléctricos en las centrales cercanas al área de influencia del SVC; sin embargo, de incluirse este equipo en la fijación tarifaria se tendría un ínfimo impacto tarifario para los usuarios finales de las diferentes ciudades del Perú, quienes verían un incremento porcentual de aproximadamente 0,03% en su tarifa. En ese sentido, ANTAMINA considera que siendo el SVC de la SET Vizcarra un equipo que beneficia al SEIN en general, su operación debe ser compensada por todos los usuarios del área de demanda respectiva, en este caso, del Área de Demanda 15. Análisis de OSINERGMIN Es del caso señalar que el pedido de ANTAMINA para que su SVC sea pagado por todos los usuarios del SEIN, resulta reiterativo, toda vez que en el proceso de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT para el período , solicitó (inclusive en la etapa de recursos impugnativos) se le acoja el mismo pedido, habiéndosele denegado al demostrarse que el SVC que viene operando en la SET Vizcarra beneficia imprescindiblemente al agente que decidió su instalación en el año 2001, es decir ANTAMINA. En efecto, revisados los antecedentes relacionados con el proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT , vigente, se observa que el petitorio de ANTAMINA referente a la asignación de responsabilidades para el pago de su SVC que viene operando en la SET Vizcarra desde el año 2001, así como los argumentos sustentatorios del recurso, son fundamentalmente los mismos que los alegados por dicha empresa en el recurso de reconsideración que presentó en su oportunidad contra la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. En ese sentido, mediante la expedición de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD que resolvió dicho recurso de reconsideración, se agotó la vía administrativa de dicha empresa respecto de su pretensión de incorporar el pago del mencionado SVC, en lo que concierne al período Sin embargo, sin perjuicio de lo señalado en los párrafos anteriores, se ha revisado la información técnica que ANTAMINA acompaña en esta oportunidad como sustento de sus opiniones a la PREPUBLICACIÓN, señalándose como resultado lo siguiente: En ambos estudios presentados por ANTAMINA, no se tiene presente que uno de los conceptos básicos para dimensionar y ubicar eficientemente una compensación reactiva, es que siempre tiene que ser implementada en la subestación donde se le requiere ya sea por razones operativas y/o de compensación. Tampoco se ha tenido en cuenta que un SVC no es un compensador de reactivos cualquiera, sino un equipo especial de respuesta muy rápida que por requerimiento de carácter operativo siempre actúa (ya sea como capacitor ó como inductor) bajo la consigna de mantener estable la tensión de la barra en donde se instala, en este caso, con el imprescindible objetivo de posibilitar la operación de la carga local de ANTAMINA que se alimenta desde la SET Vizcarra en donde se encuentra operando el referido SVC. Obviamente que además del beneficio operativo mencionado, que es el fundamental, se originan otros beneficios colaterales como: (i) la recomposición de la energía reactiva transportada a través de las líneas de transmisión que confluyen a la SET Vizcarra con el consecuente incremento de la capacidad para transportar más energía activa a través de las mismas y (ii) el mejoramiento de la capabilidad de los generadores de algunas de las centrales del SEIN, sobre todo de las más próximas al SVC; sin embargo, esto no (periodo ) Página 53 de 299

58 necesariamente garantiza una reducción de pérdidas físicas en dichas líneas que confluyen a la SET Vizcarra, pues ello dependerá de la recomposición de la energía activa que finalmente transporten las mismas en función del comportamiento de la demanda y; menos aun, puede asegurarse que el SVC solucionará el déficit de generación de reactivos cuando no se disponga de una de las turbinas de la C.T. Aguaytía en beneficio de mantener adecuados niveles de tensión en la SET Pucallpa, dado que técnicamente no es posible sustentar que resulte eficiente transmitir la energía reactiva aportada por el SVC desde la SET Vizcarra hasta la SET Pucallpa para efectos de regular los niveles de tensión en esta última. Léase, al respecto, las páginas 122 y 123 del Informe DP que forma parte del Plan de Transmisión donde, concordando con los criterios señalados en los párrafos anteriores, se ha previsto como parte del Plan Vinculante la implementación de compensación reactiva capacitiva del orden de 20 MVAR en la SET Pucallpa, habiéndose así, como resultado del planeamiento de la expansión de la transmisión, identificado este requerimiento para la regulación de los niveles de tensión en la SET Pucallpa (en este caso sólo compensación capacitiva y no compensación capacitiva e inductiva como la que brinda un SVC, que por ser además un equipo más sofisticado y de respuesta muy rápida es mucho más costoso que un banco de condensadores). Por otro lado, siempre un elemento adicional en el SEIN permite determinar beneficios económicos, bajo determinados escenarios, pero no necesariamente dicho beneficio puede ser 100% atribuible a toda la demanda del SEIN, menos aún tratándose de un equipo cuyos beneficios operativos son netamente locales, conforme se ha explicado, por lo que no es correcto realizar un cálculo de beneficios para evaluar el impacto económico que tendría este equipo sobre toda la demanda del SEIN. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Señala ANTAMINA que, a efectos de permitir el crecimiento del SEIN y reconociendo el carácter de monopolio natural que tienen las instalaciones de transmisión, la Ley de Concesiones Eléctricas en su Artículo 33 impone a los titulares de concesiones de transmisión, la obligación de permitir el acceso a sus redes con el objeto de facilitar el crecimiento del sistema y mejorar su operación y, en contrapartida a dicha obligación, el mismo Artículo 33 reconoce que los titulares de transmisión tienen derecho a cobrar por el uso que se dé a sus redes como consecuencia de la interconexión, lo cual se realiza a través del cobro de las tarifas fijadas por OSINERGMIN cuando corresponda. Lo que evidencia que el uso por terceros de las instalaciones de transmisión debe ser remunerado, de lo contrario se produciría un enriquecimiento sin causa por parte de los agentes del SEIN, quienes se aprovecharían de instalaciones cuyo financiamiento ha sido asumido únicamente por un solo agente, en este caso su propietario. Al respecto, ANTAMINA recomienda a OSINERGMIN interpretar la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N 28832, en términos tales que no se ampare un abuso del derecho, lo cual ocurrirá si se pretende interpretar en forma rígida y, a su parecer ilegal, en el sentido que se ha congelado una situación existente a julio de 2006 en aquellos aspectos distintos que la calificación de las instalaciones -como SPT o SSTy la asignación de la responsabilidad de pago - como de generación o demanda. Es decir, no corresponde una interpretación que asuma que las instalaciones del SEIN se mantienen invariables desde julio de 2006, pues sostiene que evidentemente ello no es cierto. (periodo ) Página 54 de 299

59 Agrega ANTAMINA que su anterior aseveración guarda plena coherencia con la modificación del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 13, que agregó el numeral VIII) al literal e) de su Artículo 139, que señala: VIII) Para el uso por parte de terceros de instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión que a la fecha de entrada en vigencia de la Lev N eran pagadas y/o usadas por el titular y/o por Usuarios Libres. OSINERGMIN establecerá la responsabilidad de pago en proporción a la demanda de dichos usuarios y de los terceros que se conecten a partir de dicha fecha, bajo el criterio de buscar la eficiencia económica. Los terceros que pertenezcan al Servicio Público de Electricidad participarán en la responsabilidad de pago sólo si su demanda supera el 5% de la demanda total de dicho Sistema Secundario de Transmisión, o según el procedimiento aprobado por OSINERGMIN. En este caso la parte que corresponda a dichos terceros será incluida en el cálculo del Peaje del Sistema Secundario de Transmisión a ser pagado por todos los Usuarios del Área de Demanda correspondiente." (Subrayado agregado por ANTAMINA). Por lo que, según ANTAMINA, el Reglamento de la LCE reconoce que el SEIN no es estático y que las instalaciones que en el año 2006 únicamente eran pagadas y/o utilizadas por su titular como es el caso del SVC de la S.E Vizcarra - deben ser remuneradas por aquellos usuarios que la utilicen; siendo responsabilidad de OSINERGMIN establecer la proporción de la responsabilidad de pago que le corresponde a cada usuario, debiendo incluirse la parte que corresponda a los usuarios en el Peaje del SST, a ser pagado por los usuarios del área de demanda correspondiente. Enfatiza ANTAMINA, que este criterio también es asumido para el caso de terceros que se conecten a una instalación tipo SSTL con posterioridad a la entrada en vigencia de la Ley N 28832, en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD recientemente modificada por la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, en cuyo numeral establece: En caso que posteriormente a la fecha de entrada en vigencia de la Ley N se conecten terceros a una instalación tipo SSTL, la participación en el pago por parte de dichos terceros se determinará según lo establecido en el numeral VIII) del literal el del Artículo 139 del Reglamento de la LCE (...)" (Subrayado agregado por ANTAMINA). Análisis de OSINERGMIN Los argumentos esgrimidos en esta opinión no son aplicables para el caso del SVC, que viene operando en la SET Vizcarra desde el año 2001, pues para que los beneficios brindados por este equipo sean extensibles a un tercero, este tendría que ubicarse precisamente en la misma subestación Vizcarra y demostrarse que sus características de operación requieren de las bondades del SVC, como son: la respuesta rápida ante los huecos de tensión que podría originar la nueva carga, el beneficio inherente de minimizar la facturación por el concepto de consumo de energía reactiva y la minimización del riesgo de pagar penalidades por perturbar la red. Sin embargo, al respecto, se tiene conocimiento que una nueva carga, a alimentarse desde la SET Vizcarra, es precisamente la ampliación de sus operaciones mineras que tiene previsto la propia ANTAMINA, por lo que el SVC se hace mucho más 13 Modificación realizada mediante el Decreto Supremo N EM. (periodo ) Página 55 de 299

60 imprescindible para la operación del complejo minero de la opinante, pues incluso, según el Plan de Transmisión , la incorporación de la carga adicional de ANTAMINA sobrecargará el enlace existente Paragsha Vizcarra cuya capacidad actual es de 250 MVA. Bajo este orden, el SVC de la SET Vizcarra es un equipo que no ha sido regulado, ni requiere ser regulado, por tratarse de un Sistema Secundario de Transmisión que viene siendo operado por exclusiva decisión de su propietario Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. (periodo ) Página 56 de 299

61 A.7. Sra. MAVILA CIEZA 7.1. Sostiene la opinante que la finalidad de la actualización tarifaria es que la tarifa eléctrica preserve su valor real. Así, cuando se actualiza precios en barra del SEIN se actualiza el Peaje principal y el Valor Agregado de Distribución (VAD), sin embargo no los Peajes secundarios. En ese sentido recomienda que cuando se actualicen los precios en barra del SEIN se actualicen también los Peajes secundarios, pues de no ser así no se estaría reflejando el impacto acumulado de costos en los componentes de la tarifa aplicable al Usuario final. También recomienda establecer en la Resolución de Peajes Secundarios que el Factor de Actualización se aplique cuando los precios en barra del SEIN varíen por la regulación vigente, texto similar al que se ha establecido en la Resolución del VAD. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, debe tenerse presente que en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, que fija las Tarifas en Barra vigentes, en su acápite a. de la sección 2 del Artículo 2, se establece claramente que las Fórmulas de Actualización se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, y separadamente: a. Para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.- Cuando alguno de los factores de actualización (FAPPM, FAPEM, FAPCSPT, FACPSEE y Factores de Actualización de Peajes de los SST y SCT) en el SEIN se incremente o disminuya en más de 5% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la última actualización ; Bajo esta condición de aplicación, los Factores de Actualización de Peajes de los SST y SCT sí son aplicados con sus correspondientes fórmulas de actualización, cuando uno de los factores indicados se incrementa o disminuye en más de 5% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la última actualización. Por lo que, para su cumplimiento no es necesario que esta condición de aplicación sea transcrita en la Resolución que fija las Tarifas y Compensaciones de SST y SCT. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Sugiere asimismo, precisar expresamente en la resolución de Peajes secundarios un vínculo con el cálculo de pliegos tarifarios a usuario final. Análisis de OSINERGMIN No se entiende esta sugerencia, pues en el entendido que dicho vínculo esté referido al mecanismo de cálculo del pliego tarifario para el Usuario final, debe tenerse presente que una resolución de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT no tiene como propósito el perfeccionamiento de una hoja de cálculo de pliegos tarifarios. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. (periodo ) Página 57 de 299

62 A.8. EDELNOR 8.1. Baja de Celdas de Línea en la SET Chavarría EDELNOR señala que, habiendo revisado los cálculos publicados en la página Web del OSINERGMIN, específicamente el archivo denominado "F_500_Peaje_AREA_06.xls" en su hoja "F-308(SST)", filas 1034 Y 1035, ha verificado que se ha dado de Baja dos celdas de línea en la SET Chavarría, sustentado en la existencia del Acta de Baja respectiva. EDELNOR observa que esta baja no debe realizarse en tanto no se materialice el Alta de las celdas de línea que las reemplazarán situación que aún no se ha dado y que está en trámite, por lo que solicita retirar las dos celdas de línea cuando se tenga el Acta de Alta de las celdas que las sustituirán. Análisis de OSINERGMIN De acuerdo a lo señalado en el numeral 24.9 de la NORMA TARIFAS, el cálculo del Peaje de un Área de Demanda considera las Bajas y Altas debidamente validadas a través de la Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT. En ese sentido, para el cálculo del Peaje del Área de Demanda 6 se considera la Baja de las dos celdas de línea en la SET Chavarría, dado que el Acta de Retiro Definitivo de Operación fue remitida por la propia empresa EDELNOR mediante carta GTyGE , de fecha 16 de enero de 2013, la cual certifica que dichas celdas se encuentran fuera de servicio de manera definitiva. Por otro lado, para la publicación se está considerando el Alta de las dos celdas de línea que reemplazan a los elementos dados de Baja en la SET Chavarría, en razón que el Acta de Puesta en Servicio suscrita por OSINERGMIN y EDELNOR, el 13 de marzo de 2013, donde se consigna como fecha de puesta en servicio febrero de 2012, ha sido presentado para la Liquidación Anual de Ingresos en curso. Finalmente, cabe señalar que es responsabilidad de la empresa concesionaria gestionar a tiempo, ante la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN, la suscripción de las respectivas actas de Alta de sus instalaciones que, según mencionan, se encuentran en servicio. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente este comentario Omisión de instalaciones dadas de Alta EDELNOR señala que, habiendo revisado los cálculos publicados en la página Web del OSINERGMIN, específicamente el archivo denominado "F_500_Peaje_AREA_06.xls" en su hoja "F-308_SCT (09-13)", ha verificado que no se ha considerado algunas instalaciones que han sido dadas de Alta y cuyas actas han sido remitidas a OSINERGMIN. Dichas actas son adjuntadas en Anexo y resume en el siguiente cuadro los elementos que faltan considerar: Acta Año Mes Día N"O N"O Nombre Código Tipo de Elemento Elemento Elemento Instalación Celda de Transformador-tr2 hualm 802 SET_21-10 Celda SET MAT/AT/MT CHILLON Celda de Transformador-tr2 hualm 802 SET_21-13 Celda SET MAT/AT/MT CHILLON (periodo ) Página 58 de 299

63 Acta Año Mes Día Nombre Elemento Código Elemento Tipo de Elemento Instalación N"O Celda de Alimentadores SET_21-13 Celda SET MAT/AT/MT CHILLON N" LnecslDerSupe-Xsupe LTS1_40 Línea DERV.SUPE-SUPE N" LnecslXSupe-Supe LTS1_41 Línea DERV.SUPE-SUPE N" Celda de Línea-LnecslXSupe-Supe SET_33-1 Celda SET AT/MT SUPE N" Celda de Alimentadores SET_XX-XX Celda SET AT/MT SUPE N" Celda de Transformador SET_XX-XX Celda SET AT/MT OQUENDO N" Celda de Medición SET_XX-XX Celda SET AT/MT OQUENDO N" Transformador de Potencia SET_21-81 Transformador SET MAT/AT/MT SANTA ROSA EDELNOR solicita a OSINERGMIN considerar el alta de los elementos mencionados. Asimismo deberá considerar todos los elementos dados de alta hasta febrero del 2013 y que serán empleados en la liquidación de ingresos por sub-transmisión del año Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que por omisión involuntaria no se consideraron 7 elementos de los 10 señalados por EDELNOR, por lo que para la publicación se realiza la corrección correspondiente. El transformador de potencia instalado en la SET Santa Rosa no ha sido incluido en el cálculo de los Peajes debido a que se previó su puesta en servicio para octubre de 2013, por tanto pertenece al Plan de Inversiones y no al Plan de Inversiones En ese sentido, dicho elemento será incluido en el proceso de liquidación de ingresos del próximo año. En cuanto a la celda de transformador y celda de medición, ubicadas en la SET Oquendo, si bien en el Acta de Puesta en Servicio N se indica como fecha de puesta en servicio el 01 de diciembre de 2012, estos elementos fueron observados y mediante el Acta N se estableció como fecha de puesta en servicio el 26 de febrero de Por tanto, estos elementos no son considerados en el presente proceso. Respecto a incluir en el cálculo del Peaje a todos los elementos dados de Alta hasta febrero de 2013, se debe señalar que de acuerdo a lo dispuesto en la NORMA LIQUIDACIONES (Resolución OSINERGMIN N OS/CD) el periodo de liquidación comprende los meses de enero a diciembre y por disposición transitoria la presente liquidación comprenderá el periodo de 1 de marzo de 2012 al 31 de diciembre de 2012; en ese sentido, dado que el proceso de fijación de tarifas y compensaciones de los SST y SCT considera la información de altas procedentes de la liquidación, no es posible incluir los elementos dados de alta posteriores al 31 de diciembre de 2012; estos elementos serán incluidos en el proceso de liquidación del próximo año. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente este comentario Error material en los cálculos de los Factores de Pérdidas Medias EDELNOR señala que, habiendo revisado los cálculos publicados en la página Web del OSINERGMIN, específicamente el archivo denominado "F_500_FactPerd_AREA_06.xls" en su hoja "F-505", ha verificado que en el cuadro resumen (celdas V7:AA1S2), los valores del Año1 (columna X), permanecen constantes (periodo ) Página 59 de 299

64 para los Años 2,3 y 4 (columnas Y, Z y AA), como producto de un error material en la configuración de actualización de fórmulas en el Excel. Los valores derivados del error material encontrado en el cálculo del cuadro resumen anual de la hoja F-505, son utilizados en el cálculo de valores en las hojas F-508 y F- 509, y los resultados de estas últimas en los valores de la hojaf-510. Este error conduce a que OSINERGMIN considere en su propuesta de Resolución el Factor de Pérdidas Medias para el Área 6 prepublicado en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Por lo manifestado, EDELNOR solicita se corrija los cálculos de Factor depérdidas Medias efectuado. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que, por error en la configuración de la actualización de las fórmulas en las hojas Excel, los valores del año 1 se mantienen constantes para los años 2,3 y 4. En ese sentido, se ha procedido a actualizar las fórmulas en el archivo Excel y se ha recalculado el factor de pérdidas medias correspondiente al Área de Demanda 6. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. (periodo ) Página 60 de 299

65 9.1. Comentario 1 A.9. LUZ DEL SUR LUZ DEL SUR señala que el Costo Medio Anual del Sistema Complementario de Transmisión no incluye los elementos que cuentan con Acta de Puesta en Servicio. Luz del SUR solicita incluir los siguientes elementos: SET Santa Anita: - 01 Celda de transformación 23 kv - 01 Celda de medición 23 kv SET Balnearios: - 01 Celda de transformación 23 kv - 01 Celda de medición 23 kv SET Puente: - 01 Celda de alimentador 10 kv Finalmente LUZ DEL SUR señala que estos elementos cuentan con sus respectivas Actas de Puesta en Servicio, las cuales fueron remitidas a OSINERGMIN con cartas GO-029/2012 y SGPR-011/2013. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que por omisión involuntaria no se ha considerado un (1) Elemento de los 5 señalados por LUZ DEL SUR, por lo que para la publicación se realiza la corrección correspondiente. Respecto a las celdas de transformación y medición de las SET Santa Anita y Balnearios se debe señalar que no han sido incluidas en el cálculo de los peajes debido a que la puesta en servicio de estos elementos fue prevista para octubre de 2013, por tanto pertenecen al Plan de Inversiones y no al Plan de Inversiones En ese sentido dicho elemento será incluido en el proceso de liquidación del próximo año. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente este comentario Comentario 2 LUZ DEL SUR señala que no se han incluido elementos cuyas puestas en operación comercial se realizaron hasta el 28 de febrero de Luz del SUR solicita incluir los siguientes elementos: SET Huachipa: - 01 Celda de alimentador 23 kv SET Limatambo: - 01 Celda de transformación 23 kv - 01 Celda de medición 23 kv - 02 Celdas de alimentadores 23 kv SET Praderas: - 01 Celda de transformación 60 kv - 01 Celda de transformación 23 kv - 01 Celda de medición 23 kv - 02 Celda de alimentador 23 kv (periodo ) Página 61 de 299

66 SET Gálvez: - 01 Transformador de potencia 60/10 kv 50 MVA SET San Isidro: - 01 Transformador de potencia 60/10 kv 50 MVA SET Neyra: - 01 Transformador de potencia 60/10 kv 50 MVA Finalmente LUZ DEL SUR señala que las Actas de Puesta en Servicio correspondientes se encuentran en proceso de firma por parte de OSINERGMIN. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, es del caso precisar que de acuerdo a lo dispuesto en la NORMA LIQUIDACIONES (Resolución OSINERGMIN N OS/CD) el periodo de liquidación comprende los meses de enero a diciembre y por disposición transitoria la presente liquidación comprenderá el periodo del 1 de marzo de 2012 al 31 de diciembre de 2012; en ese sentido, dado que el proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT considera la información de altas procedente de la liquidación de ingresos, no es posible incluir los elementos dados de alta posteriormente al 31 de diciembre de 2012; estos elementos serán incluidos en el proceso de liquidación del próximo año. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge este comentario Comentario 3 LUZ DEL SUR señala que no se ha incluido el nuevo tramo de línea 60 kv Chilca San Bartolo, cuya puesta en operación comercial se realizó el 05 de agosto de LUZ DEL SUR solicita incluir el CMA correspondiente al nuevo tramo aéreo de 60 kv que actualmente se encuentra operando en paralelo al enlace existente Chilca San Bartolo (L-639); señala que dicho proyecto debe ser considerado de acuerdo al numeral II.3) del literal f) del Artículo 139 de la LCE En el caso de la línea 60 kv Chilca San Bartolo, el segundo circuito instalado con conductor de 125 mm2 (instalación realmente puesta en servicio) cumple exactamente el mismo objetivo que el elemento considerado en el Plan de Inversiones (con conductor de 300 mm2), ya que ha permitido descargar el circuito existente. Señala LUZ DEL SUR que dado que el costo del elemento realmente instalado es menor que aquel considerado en el Plan de Inversiones, no corresponde ser sustentado ante OSINERGMIN, ni aprobado por éste, según la normativa. Finalmente LUZ DEL SUR solicita se incluya en el cálculo del peaje, el CMA correspondiente al proyecto en mención. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, tanto el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas y la NORMA LIQUIDACIONES prevén la forma en la que se debe reconocer las diferencias entre las características de las instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones y las características de las instalaciones realmente puestas en servicio. Es pertinente señalar que el caso de la línea de 60 kv Chilca San Bartolo no corresponde a un cambio de característica sino a una modificación del Plan de Inversiones. La instalación de la línea con un conductor de 125 mm2 cambia la (periodo ) Página 62 de 299

67 configuración del sistema, ya que este elemento tiene una capacidad de transmisión mucho menor (menos de 50%) que la aprobada en el Plan de Inversiones. Por otro lado debemos indicar que, de acuerdo a lo señalado en el numeral 24.9 de la NORMA TARIFAS, el cálculo del Peaje de un Área de Demanda considerará sólo las Bajas y Altas debidamente validadas a través de la Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT. Este elemento no posee al Acta de Puesta en Servicio correspondiente. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Comentario 4 Señala que, en el cálculo de los Factores de Pérdidas Medias, al determinar los retiros de LUZ DEL SUR no se consideran los descuentos de las inyecciones de EDEGEL al sistema a través de las siguientes barras 60 kv: Balnearios, Salamanca, Huachipa, Ñaña y Chosica (todas asociadas a la Barra ATB), y a través de la barra Callahuanca 10 kv (asociada a la Barra MT). Al respecto, solicita incluir dichas inyecciones en el cálculo de los Factores de Pérdidas Medias, tal como se establece en el Numeral 19.5 de la Norma Tarifas, modificado por el Artículo 10 de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Por otro lado indica que los registros de medición del año 2011 en las barras 60 kv, antes señaladas, fueron adjuntados en su propuesta y que demuestran que el régimen de inyecciones en dichas barras se mantiene durante todo el año y que, por lo tanto, deben descontarse de los correspondientes retiros. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que, por omisión involuntaria, no se incluyó en el cálculo de los Factores de Pérdidas Medias las inyecciones de EDEGEL en el sistema de transmisión de LUZ DEL SUR. En ese sentido, se ha procedido a incluir dichas inyecciones y se ha recalculado el factor de pérdidas medias correspondiente al Área de Demanda 7. Como producto de esta opinión, se hace extensiva esta corrección para las Áreas de Demanda 1, 3, 5, 8 y 9. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión Comentario 5 LUZ DEL SUR señala que, para los SST de Generación, se actualiza el CMA en DÓLARES obtenido en la fijación anterior, utilizando la fórmula de actualización que también fue aprobada en dicha fijación para actualizar la Compensación Mensual en SOLES. Solicita determinar el Costo Medio Anual para el período mayo abril 2017, según los criterios establecidos en la Norma Tarifas y utilizando la base de datos de costos modulares vigentes. Por otro lado, señala que respecto a la actualización del CMA, se ha incurrido en un error al actualizar el CMA en DOLARES obtenido en la fijación anterior, para luego, determinar el CMA en soles con el tipo de cambio vigente. Con dicho procedimiento se está actualizando doblemente por tipo de cambio. (periodo ) Página 63 de 299

68 Análisis de OSINERGMIN Conforme a lo dispuesto en el numeral II), literal d), del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, el CMA de las instalaciones tipo SSTG y SSTGD se ha establecido de forma definitiva en la regulación anterior; correspondiendo en el presente proceso su actualización mediante la aplicación de la Fórmula de Actualización correspondiente y no una nueva determinación de CMA mediante la aplicación de los Módulos Estándares de Inversión. Respecto a la actualización del CMA, efectivamente, se ha verificado en las correspondientes hojas de cálculo que el CMA de todas las instalaciones tipo SSTG y SSTGD, no había sido expresado en soles, antes de efectuar su actualización respectiva. Por consiguiente se ha procedido a realizar las correcciones donde corresponde. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge en parte esta opinión Comentario 6 LUZ DEL SUR señala que los valores iniciales de los índices de actualización y los coeficientes correspondientes utilizados por OSINERGMIN en la actualización del SCT no corresponden a los aprobados en las Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD y OS/CD, mediante las cuales se fijaron las Tarifas y Compensaciones para el período mayo abril Además, agrega, se utiliza una fórmula para cada elemento del SCT y no una por Área de Demanda, tal como lo establecen las Resoluciones antes mencionadas y la NORMA TARIFAS. Solicita actualizar el Costo Medio Anual del SCT conforme a lo establecido en la Norma Tarifas y utilizando los valores (coeficientes y valores iniciales de variables) de las Resoluciones N S/CD y S/CD." Análisis de OSINERGMIN Respecto a esta opinión, complementariamente al análisis realizado en la sección 2.2 del presente informe, cabe señalar que la fórmula única establecida para la actualización del CMA, por Área de Demanda, del conjunto de instalaciones que conforman el primer Plan de Inversiones (que por excepción corresponden al período 24 de julio de de abril de 2013), deviene en inaplicable, al no haberse cumplido con la implementación de todas las instalaciones previstas en dicho primer Plan de Inversiones. Debido a esta situación, generada por los propios Titulares, la fórmula de actualización única a la que se refiere el párrafo anterior no refleja la composición de costos del conjunto de instalaciones que estando previstas en el referido primer Plan de Inversiones, sí se han implementado, por lo es necesario establecer la mejor forma de actualizar el CMA de las instalaciones puestas en servicio desde el 24 de julio de 2006 hasta el 31 de diciembre de En este orden, dado que en el presente proceso regulatorio corresponde aprobar el CMA definitivo de cada Elemento puesto en servicio posteriormente a la emisión de la Ley N 28832, y que conforma el Plan de Inversiones , se establece asimismo las fórmulas de actualización definitivas correspondientes a cada uno de estos nuevos Elementos, conservando su misma estructura individual de costos determinada originariamente, a fin que siempre las actualizaciones de su CMA refleje sin distorciones su verdadera composición de costos. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge este comentario. (periodo ) Página 64 de 299

69 A.10. ELECTRODUNAS (ELDU) La opinante señala que el Peaje anual a remunerar a ELDU, calculado para el periodo , no incluye el CMA de los elementos a instalarse en el periodo Lo observado se muestra en el formato F-514, en donde se verifica que el valor presente del CMA se mantiene constante. Además, ELDU sostiene que el CMA consignado en el formato F-514 corresponde sólo a instalaciones que entraron en operación hasta abril Tal como se muestra en el gráfico siguiente: Análisis de OSINERGMIN En el numeral 24.9 de la NORMA TARIFAS vigente, se señala que el CMA para el cálculo del Peaje de un Área de Demanda será el que resulte de la sumatoria del CMA de los SSTD y los CMA de cada Elemento de los SCT existentes, considerando para el efecto sólo las Bajas y Altas debidamente validadas a través de la Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT, realizada el mismo año de fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT. Por lo mencionado, para la determinación del CMA, sólo corresponde incluir las instalaciones existentes que entraron en operación a diciembre de 2012, mientras que (periodo ) Página 65 de 299

70 las previstas en el Plan de Inversiones se incorporaran en cada proceso de Liquidación Anual de Ingresos, conforme sean puestas en servicio. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, no se acoge este comentario ELDU señala que es necesario se consideren todos los elementos que se han dado de Alta, en base a la definición de las inversiones reconocidas para el año Para tal fin, ELDU presenta el listado de los elementos aprobados en el Plan de Inversiones: Al respecto, ELDU informa que estos elementos fueron reportados como Altas para el año 2012, sin embargo su ejecución y puesta en servicio de 3 de los 4 elementos señalados, fueron realizadas en años anteriores, por lo que se solicita a OSINERGMIN que considere dichas fechas para el cálculo del CMA acumulativo y retroactivo, según el cuadro siguiente: Análisis de OSINERGMIN Es importante mencionar que los tres (3) elementos señalados en el cuadro anterior no estaban considerados en el Plan de Inversiones , pero que, sin embargo, han sido puestos en operación antes de mayo de No obstante, es del caso señalar que en la etapa de aprobación del Plan de Inversiones se procedió a analizar cada uno de estos casos a fin de determinar si ameritaba su implementación en el contexto de lo establecido en el numeral VII) del (periodo ) Página 66 de 299

71 Literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, agregado mediante el D.S. N EM, publicado el 22 de mayo de Como resultado de este análisis se indicó en la columna Observación OSINERGMIN del cuadro N 6-3 del Informe Técnico N GART que sustenta el Plan de Inversiones del Área de Demanda 8, el requerimiento de cada Elemento. Asimismo, en la columna Año, del Cuadro N 6-3 mencionado anteriormente, se indica que los tres (3) elementos son necesarios recién a partir del año 2012, fecha a partir de la cual se remunerarán por un plazo de treinta (30) años de acuerdo a la normativa vigente. Además, debe tenerse presente que el Plan de Inversiones , ha quedado definido mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, luego de haberse realizado las etapas de prepublicación, opiniones y sugerencias a dicha prepublicación, publicación, recursos de reconsideración a la resolución que aprobó dicha publicación y resoluciones que resuelven estos recursos de reconsideración; por lo que no corresponde en esta etapa del proceso de Fijación de Peajes y Compensaciones, cuestionar los alcances de dicha resolución ni modificar algunas fechas de puestas en operación. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, no se acoge este comentario ELDU señala que en el cálculo del Peaje unitario se considera la actualización de los costos de inversión y del COyM de los SCT de ELDU, sin embargo, el COyM (Necesarios ) del sistema de transformación AT/MT no está debidamente actualizado, ya que el importe consignado para los cálculos asciende a US$ cuando debe ser US$ ; en tal sentido, ELDU solicita la revisión y corrección de los formatos asociados al archivo F_500_Peaje_AREA_08.xls. Análisis de OSINERGMIN De la revisión efectuada a las hojas F-514 y F-401 (Necesarios) del archivo F_500_Peaje_AREA_08.xls se corrobora que el costo del COyM del sistema de transformación AT/MT, incluido en el cálculo del Peaje unitario, no corresponde al valor actualizado. Por lo mencionado, se efectuarán las correcciones del caso. Como producto de esta opinión, se hace extensiva esta corrección para todas las demás Áreas de Demanda. Conclusión Se acoge la opinión, por las razones expuestas en el análisis anterior. (periodo ) Página 67 de 299

72 A.11. ISA PERÚ ISA PERU observa que en el Cuadro 6.5 del Proyecto de Resolución se indica que el Cargo CPSEE a aplicar para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017 es igual a Ctm. S/./kW.h. Sin embargo, este cargo es el mismo que el fijado en el proceso de liquidación de los ingresos por el servicio de transmisión eléctrica de Red Eléctrica del Sur S.A. e ISA Perú, para el periodo marzo 2011 febrero En ese sentido, ISA PERU observa que OSINERGMIN no ha realizado el cálculo del nuevo cargo CPSEE a aplicarse en el nuevo período tarifario comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y 30 de abril de Por ello, solicita realizar el Cálculo para dicho periodo tomando en cuenta que tratándose de un nuevo período de revisión de tarifas corresponde la actualización del VNR y los costos de operación y mantenimiento del SST de ISA Perú. Análisis de OSINERGMIN El análisis de este comentario se desarrolla en el Informe Técnico N OS/CD denominado Estudio para la Aprobación de las Tarifas y Compensaciones en el SST de ISA PERÚ S.A. y REDESUR S.A. producto de la Liquidación Anual de los Ingresos de los Contratos tipo BOOT 2013 y en el Informe de Asesoría Legal de la GART N GART, que también forman parte del sustento de la Resolución OSINERGMIN mediante la cual se fijan los Peajes y Compensaciones por el Servicio de Transmisión Eléctrica de los SST y/o SCT para el periodo mayo 2013 a abril Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se desarrolla su análisis en el presente informe. (periodo ) Página 68 de 299

73 A.12. REP En el Cuadro N 9.8 del Proyecto de Resolución no se ha incluido la compensación por el uso de la celda a la que se conecta el grupo TG2 de la Central Kallpa, dicha conexión se produjo posteriormente a la fijación de tarifas y compensaciones del año Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que por omisión involuntaria no se consideró en las compensaciones del sistema de REP la celda a la que se conecta el grupo TG2 de la Central Kallpa, en ese sentido se ha procedido a incluir dicha instalación en el cálculo de Compensaciones, cuya responsabilidad de pago es 100% atribuida a la Central Kallpa. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario OSINERGMIN no ha definido una posición en cuanto al tratamiento de las celdas de conexión en la S.E. Chilca, de REP, a las que se conectaba originalmente la C.T. Chilca 1 de Enersur. Mediante Resolución N OS/CD, publicada el 28 de abril de 2012 se modificó la lista de generadores relevantes del SST Chilca San Juan por el traslado de la C.T. Chilca 1 de la S.E. Chilca REP a la S.E. Chilca CTM. En esa resolución, OSINERGMIN determinó que al trasladarse la C.T. Chilca 1, las celdas a las que estaban conectadas en la S.E. Chilca REP, quedaron energizadas en vacío y por tanto la C.T. Chilca 1 dejó de utilizar esas celdas. Debido a eso, se modificó el Cuadro N 8.8 de la Resolución N OS/CD, modificado por la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, las mismas que fijaron los Peajes y Compensaciones para el periodo noviembre de 2009 a abril 2013, excluyendo las celdas en la S.E. Chilca REP a las que se conectaba originalmente la C.T. Chilca 1. Como resultado, a pesar de haber realizado las inversiones necesarias para la instalación de estas celdas que están comprendidas en la Ampliación 1, el pago de estas celdas no se encuentra asignado a ningún agente y no se viene percibiendo finalmente, pago alguno por concepto de remuneración de estas celdas como parte de la Ampliación 1, dentro del periodo que corresponde. Si bien es cierto, el cálculo de la liquidación anual de la RAG contempla la liquidación de los ingresos de la RAG en un periodo anual, resulta contraproducente que se esté retrasando el pago de la remuneración anual por estas celdas de la Ampliación 1 hasta un periodo anual posterior al que correspondería realizar la recaudación. Por ello, se propone asignar el pago de las celdas en su totalidad al Área de Demanda 15 en tanto no exista un pronunciamiento por parte del Ministerio de Energía y Minas, al cual OSINERGMIN, con oficio N GART del , solicitó especifique el tratamiento de las celdas. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, mediante Oficio N GART se solicitó al Ministerio de Energía y Minas indique el tratamiento a darse a instalaciones en desuso, como es el caso de las celdas donde se conectaba la CT Chilca 1 en la SET Chilca REP. Sin embargo, a la fecha no se ha tenido respuesta al oficio indicado. Mientras el Ministerio de Energía y Minas no especifique el tratamiento a las celdas antes mencionadas, no podrá asignarse su pago a un agente o agentes, por lo que su pago viene realizándose a través de la Liquidación Anual de la RAG, sin que ello origine algún perjuicio para REP. En este sentido, no es correcto el presente comentario. (periodo ) Página 69 de 299

74 Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge este comentario REP señala que no se ha considerado la compensación por el uso de una celda 60 kv en la SET Independencia contemplada en la Ampliación 5 y destinada a la conexión de cargas de ELECTRODUNAS, pero que posteriormente fue destinada a la conexión de la CT EGASA. Por ello, dicha celda debe ser retirada del conjunto de instalaciones asignadas al Área de Demanda 8. Análisis de OSINERGMIN No se tiene conocimiento de ninguna gestión ante el Ministerio de Energía y Minas solicitando el cambio de asignación sugerido. Asimismo, REP no sustenta de manera documentada esta sugerencia. En ese sentido, se consideran como válidos todos los términos y condiciones establecidos en la Ampliación 5, conforme se viene aplicando. A cambio, REP debe confirmar que la utilización de las celdas en la SET Independencia se ciñe a lo estipulado en su contrato de concesión y Adendas e, informar asimismo cuáles son las condiciones comerciales que mantiene con ELECTRODUNAS respecto a la celda que le fue designada en la Quinta Cláusula Adicional por Ampliaciones. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, no se acoge este comentario OSINERGMIN no ha retirado del CMA de las instalaciones del Área de Demanda 6, la celda en la SET Huacho que es parte de un contrato privado entre REP y EDELNOR y que de manera errada había sido incluida dentro de las instalaciones de dicha área en el proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones del año Asimismo, tampoco ha corregido dicho error en la revisión de las alícuotas realizada en el proceso regulatorio en curso. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que, efectivamente, la remuneración por la celda de línea Huacho- Hualmay (L-6685) se rige a un convenio entre REP y EDELNOR (anexo 11 del contrato de concesión). Por esta razón, se ha procedido ha revisar las alícuotas correspondientes a las instalaciones de transmisión de REP en el Área de Deamnda 6, excluyéndose la celda mencionada anteriormente. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. (periodo ) Página 70 de 299

75 A.13. COES SINAC La opinante observa que los nombres de los Elementos a compensar, de los cuadros 9.2, 9.9, 9.17, 9.21, 9.30, 9.32, 9.34, no concuerdan con los nombres actuales. Como sustento, transcribe los cuadros correspondientes. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que lo comentado por el COES SINAC es correcto, motivo por el cual se ha procedido a efectuar las correcciones del caso en cuanto a la nomenclatura de los elementos. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario El Cuadro 9.4.-Sistema Chiclayo-Carhuaquero tiene una asignación de pago 100% al titular de la central Carhuaquero, sin embargo, el Cuadro 9.39 muestra los generadores relevantes para dicho sistema. Entonces, definir el tipo de asignación que le correspondería al Sistema Secundario Chiclayo-Carhuaquero. Análisis de OSINERGMIN Corresponde modificar el Cuadro 9.4 y utilizar el Método de Uso para el SST Chiclayo Carhuaquero, debido a que la compensación de dicho sistema secundario está asignada 100% a la generación. Por lo tanto, los responsables de las compensaciones del SST Chiclayo Carhuaquero se determinarán considerando lo señalado previamente. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario No se muestra los generadores relevantes para los elementos de los ítems del 3 al 6, del 15 al 19, 24, 25 y del 32 al 38 del Cuadro 9.9.-SST Edegel. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que lo comentado por el COES-SINAC es correcto, motivo por el cual se ha procedido a efectuar las correcciones del caso en el Cuadro 9.9, correspondiente al SST Edegel. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario Los elementos de los ítems del 39 al 43, 57 y 58 del Cuadro 9.9.-SST Edegel, pertenecerían al Sistema Secundario Chinango que no está definido, pero, que si tiene asignado generadores relevantes en el Cuadro Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que lo comentado por el COES-SINAC es correcto, motivo por el cual se ha procedido a efectuar las correcciones del caso. Se agrega un cuadro donde se asigna la compensación mensual y se señala el método para calcular los pagos correspondientes al SST Chinango. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario. (periodo ) Página 71 de 299

76 13.5. No se muestran los generadores relevantes para los elementos del Cuadro SST de Egenor en la SE Chimbote, pero, el Cuadro del Sistema Secundario Etenorte en SE. Chimbote presenta cierta relación. Además, el ítem 2 del Cuadro 9.11 se repite en el ítem 7 del Cuadro Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que lo comentado por el COES-SINAC es correcto, motivo por el cual se ha procedido a efectuar las correcciones del caso, retirándose además el ítem 7 del Cuadro Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario No se muestra los generadores relevantes para los elementos del Cuadro SST de Eteselva, pero, el Cuadro del Sistema Secundario de Aguaytía-Tingo María-Vizcarra se consigna una lista de relevantes. Además, los ítems 6 y 9 son los mismos y con diferente titular. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que lo comentado por el COES-SINAC es correcto, motivo por el cual se ha procedido a efectuar las correcciones del caso en el Cuadro Sobre la repetición de los ítems 6 y 9, pero con diferente titular, manifestamos que ambas celdas pertenecen a la línea LT Tingo María Vizcarra (L-2252) de la S.E. Vizcarra, y es correcto, ya que la SE Vizcarra tiene una configuración en anillo y por tanto, se tienen asociadas dos celdas a dicha línea de trasmisión. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario No se muestra los generadores relevantes para los elementos del Cuadro SST en la SET Chimbote 1, pero, el Cuadro del Sistema Secundario Etenorte en SE. Chimbote 1 presenta una lista de relevantes, con la diferencia que el titular de los elementos es REP en lugar de ETENORTE. Además, el ítem 7 del Cuadro 9.17 se repite en el ítem del Cuadro Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que lo comentado por el COES-SINAC es correcto, motivo por el cual se ha procedido a efectuar las correcciones del caso. Sobre el ítem 7 del Cuadro 9.17 que se repite en el ítem 2 del Cuadro 9.11, se realizará lo indicado en el análisis del Comentario 5 del COES-SINAC. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario No se muestra los generadores relevantes para los elementos del Cuadro SST Luz del Sur. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que lo comentado por el COES-SINAC es correcto, motivo por el cual se ha procedido a efectuar las correcciones del Cuadro 9.26, actualizando los códigos de las líneas asociadas a las celdas. Asimismo, no es necesario listar los del SST de Luz del Sur, ya que al tratarse de celdas, los (periodo ) Página 72 de 299

77 son los mismos que para las líneas asociadas a dichas celdas. En este caso, las líneas asociadas a las celdas de Luz del Sur son de propiedad de Edegel y se muestran en el cuadro de del SST Edegel. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente este comentario, en el sentido que se realizará la precisión del caso. (periodo ) Página 73 de 299

78 A.14. KALLPA GENERACIÓN Con respecto a los datos incluidos en el modelo Perseo, los mismos que fueron utilizados para la determinación de los, se tiene: Las centrales térmicas que se encuentran en Chilca están limitadas durante todo el período tarifario a su capacidad de transporte firme contratado, sin embargo, esto no debería extenderse a todo el periodo de evaluación. En efecto la disponibilidad considerada en el modelo Perseo para las siguientes centrales son: Fénix: 0.69 Termochilca: 0.51 Duke: 0.25 Enersur: 0.80 Kallpa: 0.83 Limitar a cualquier unidad en su disponibilidad influye en la determinación de la relevancia de generación, para guardar consistencia y determinar de forma adecuada a los generadores relevantes no se debería limitar el despacho de ninguna central, en efecto la definición de Generador Relevante indica que: Si por lo menos un camino eléctrico de un generador particular hasta cualquier barra de demanda pasa por un Elemento, el generador es relevante para el Elemento, con la limitación en la generación se altera la influencia que este puede tener sobre cualquier elemento. Análisis de OSINERGMIN La limitación de las centrales de generación térmica que utilizan el gas natural de Camisea, considerada en el archivo sinac.gtt del modelo Perseo, corresponde a la limitación de generación que tienen dichas centrales por sus contratos a firme por el transporte de gas natural, a consecuencia de la restricción presente en el gasoducto del Gas de Camisea. Asimismo, cabe señalar que el criterio de considerar las limitaciones del insumo de combustible es similar al aplicado a las centrales hidroeléctricas en función de las incertidumbres hidrológicas, lo cual es consistente con las consideraciones operativas de cualquier despacho económico. Por tal motivo, las centrales que utilizan gas natural de Camisea se representarán con las limitaciones correspondientes a sus contratos a firme de transporte mientras no exista información que precise el levantamiento de dichas limitaciones. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge este comentario El resultado del despacho de la C.H. Cerro del Águila en el modelo Perseo para la determinación de los es muy alto y no guarda consistencia con la potencia nominal de la central. La capacidad nominal prevista para la C.H. Cerro del Águila es de 525 MW, sin embargo, en el archivo de salida PGHsi000.CSV, la generación de la C.H. Cerro del Águila es de 582 MW en marzo de En el archivo de entrada de datos sinac.chh, se muestra que el caudal nominal para la C.H. Cerro del Águila es de m3/s y el factor de producibilidad es de MW/m3/s, con estos datos resulta que la central puede generar 613 MW, lo cual no es correcto, debe modificarse el factor de productibilidad a MW/m3/s. (periodo ) Página 74 de 299

79 Se solicita modificar los parámetros de ingreso de la C.H. Cerro del Águila para que el despacho de la central sea como máximo su capacidad nominal. Análisis de OSINERGMIN Se procedió a la revisión del archivo sinac.chh del modelo Perseo utilizado y se verificó que el factor de productibilidad de la C.H. Cerro del Águila no es el correcto. Por tal motivo, éste ha sido corregido en el archivo sinac.chh con el factor de productibilidad que sí corresponde a la CH Cerro El Águila, y que es igual a 2,4940 MW/m3/s. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario El modelo Perseo para la determinación de los no incluye la línea de transmisión en 500 kv Mantaro Marcona Socabaya Montalvo. La línea de transmisión en 500 kv Mantaro Marcona - Socabaya - Montalvo y subestaciones asociadas, considerada en el Plan de Transmisión ; de manera general, todos los proyectos vinculantes del Plan de Transmisión deberían estar considerados en el modelo, esto debido a que el numeral 5.5 del Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, establece: 5.5 En la evaluación del pronóstico de la generación, se reconocerá el efecto de las incertidumbres hidrológicas. Los pronósticos de demanda, del desarrollo del sistema de generación, de los precios de combustibles, entre otros, y los datos técnicos de las instalaciones de generación, transmisión, ente otros, serán los mismos empleados para el proceso de fijación de tarifas de SST y SCT, con excepción de los SCTPT para los cuales se empleará los datos del Plan de Transmisión vigente, con actualizaciones que puede indicar el COES. Se empleará el escenario central de crecimiento de demanda, del desarrollo del parque de generación, y de precios de combustible. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, se ha evaluado la inclusión del proyecto de la línea de transmisión en 500 kv Mantaro Marcona Socabaya Montalvo en la misma oportunidad en que entre en servicio la CH Cerro del Águila (previsto para enero 2016), pues de no ser así ocasionaría la congestión de todas las líneas de la SE Mantaro, haciendo imposible la evacuación de la generación que confluye a esta subestación (Mantaro, Restitución y Cerro del Águila). Por tal motivo, resulta indispensable la puesta en servicio del proyecto de transmisión en 500 kv Mantaro Marcona Socabaya Montalvo, de forma simultánea a la puesta en servicio de la CH Cerro del Águila, o sea en enero de Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario El Cuadro 9.1 Sistema Generación/Demanda de REP del Anexo 9 del Anexo B de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, muestra la asignación de responsabilidad de pago a los titulares de generación. Se sugiere revisar el cuadro de asignación de responsabilidad debido a que hay cambios en algunas empresas que no resultan lógicos, ya que aparentemente deberían (periodo ) Página 75 de 299

80 seguir siendo responsables del pago de determinados SST que hasta la regulación vigente se mantiene. Análisis de OSINERGMIN No se ha presentado el debido sustento para este comentario. Sin embargo, cabe señalar que se ha procedido a revisar la información utilizada para el modelo Perseo, efectuándose las adecuaciones y correcciones pertinentes sobre la base de otros comentarios respecto a la determinación de los. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente este comentario. (periodo ) Página 76 de 299

81 A.15. DUKE ENERGY EGENOR (DUKE) DUKE presenta sus opiniones y sugerencia a la PREPUBLICACIÓN, refiriéndose a sus empresas concesionarias que forman parte de su grupo empresarial, las que se analizan a continuación en el mismo orden en que han sido presentadas. ETESELVA Opina que los costos del SST de Eteselva indicados en el cuadro 9.12 de la PREPUBLICACIÓN han sido calculados aplicando el factor de actualización al CMA valorizado en dólares del año 2009, lo cual considera incorrecto porque el factor de actualización incluye el efecto del tipo de cambio y debería aplicarse al CMA valorizado en soles del año Asimismo, señala que la aplicación del factor de actualización al monto en dólares no guarda relación con la aplicación mensual al monto en soles que se ha venido utilizando desde noviembre del 2009, tanto por el COES como los demás agentes y perjudica a ETESELVA porque desvaloriza sus activos en soles alrededor del 18%. Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, se ha verificado en las correspondientes hojas de cálculo, que el CMA de todas las instalaciones tipo SSTG y SSTGD no se había expresado en soles, antes de efectuar su actualización respectiva. Por consiguiente se ha procedido a realizar las correcciones donde corresponde. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. ETENORTE Se señala que los costos del SST de ETENORTE indicados en los cuadros 9.4, 9.11 y 9.19 han sido calculados aplicando el factor de actualización al CMA valorizado en dólares del año 2009, lo cual considera incorrecto porque el factor de actualización incluye el efecto del tipo de cambio y debería aplicarse al CMA valorizado en soles del año La aplicación del factor de actualización al monto en dólares no guarda relación con la aplicación mensual al monto en soles que se ha venido utilizando desde noviembre del 2009, tanto por el COES como los demás agentes y perjudica a ETENORTE porque desvaloriza sus activos en soles alrededor del 18%. Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, se ha verificado en las correspondientes hojas de cálculo, que el CMA de todas las instalaciones tipo SSTG y SSTGD no se había expresado en soles, antes de efectuar su actualización respectiva. Por consiguiente se ha procedido a realizar las correcciones donde corresponde. En cuanto al factor de actualización, con la corrección referida en el párrafo anterior, se elimina la indicada desvalorización. (periodo ) Página 77 de 299

82 Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. EGENOR Y TERMOSELVA La responsabilidad de pago del sistema Generación/Demanda de REP indicados en el cuadro 9.1, son repartidos entre todos los generadores, sin embargo no se han considerado a FENIX POWER y TERMOCHILCA al parecer por omisión involuntaria o porque aún no se encuentran en operación y deben ser incluidos. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que es correcta esta opinión, por lo que se procede a realizar las correcciones del caso. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. SOBRE LA BASE DE DATOS PERSEO Para la central Cañón del Pato, los valores del parámetro coeficiente de producción (FACTP) y caudal de diseño (calculado a partir de la potencia efectiva) no corresponden a lo informado en las fichas técnicas del COES. Se sugiere que se utilice la información de las potencias efectivas declaradas al COES. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que lo comentado por DUKE ENERGY es correcto, motivo por el cual se ha procedido a efectuar las correcciones del caso y, en consecuencia, se ha actualizado el archivo sinac.chh utilizado en el modelo Perseo. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión Se solicita explicación de cómo se obtiene los dos valores de canon utilizados para la C.H. Cañón del Pato, el archivo sinac.chh considera 3 centrales y repotenciamientos distintos a la indicados en la ficha técnica, durante el periodo de análisis. Además, no se entiende el por qué no se aplica el mismo criterio a las demás centrales hidráulicas del sistema. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que lo comentado por DUKE es correcto, motivo por el cual se ha procedido a efectuar las correcciones del caso, considerándose sólo 2 centrales a la CH Cañón del Pato y, en consecuencia, se ha actualizado el archivo sinac.chh utilizado en el modelo Perseo. En este caso, es necesario precisar que la representación de la CH Cañón del Pato como 2 centrales hidroeléctricas, tiene por finalidad el considerar los costos sólidos diferenciados para meses de avenida y estiaje. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. (periodo ) Página 78 de 299

83 15.6. Los valores de potencia efectiva de las centrales térmicas Aguaytía y Las Flores no corresponden a lo indicado en su ficha técnica. Se solicita actualizar los parámetros de las unidades del archivo sinac.gtt de acuerdo con lo informado por las empresas. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que lo comentado por DUKE es correcto, motivo por el cual se ha procedido a efectuar las correcciones del caso, actualizándose las potencias efectivas de las centrales térmicas Aguaytía y Las Flores en el archivo sinac.gtt que se utiliza para el modelo Perseo, tal como indican las actuales fichas técnicas. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión Asimismo, en el archivo sinac.gtt se ha establecido un valor de disponibilidad de 25% para la central térmica Las Flores, la cual reduce la participación de esta central en el despacho. Consideramos que la disponibilidad de todas las máquinas del SEIN es del 100% y que solo se debe descontar las indisponibilidades programadas por mantenimiento, definidas en el archivo sinac.man. Análisis de OSINERGMIN Ver análisis del Comentario 1 de KALLPA (numeral 14.1 del Anexo A). Conclusión Por las mismas razones explicadas en el análisis de la opinión 14.1 del presente anexo, no se acoge esta opinión Respecto al archivo sinac.man el programa de mantenimiento propuesto no corresponde al reportado por las empresas en la programación anual vigente. Adicionalmente consideran mantenimientos hasta el 2014, sin embargo el periodo de estudio comprende hasta el Se sugiere considerar la información de los mantenimientos que las empresas reportan en cumplimiento de los diversos procedimientos establecidos por el regulador, esta información es la mejor información disponible para los estudios. (periodo ) Página 79 de 299

84 Análisis de OSINERGMIN El archivo sinac.man utilizado en el modelo Perseo se actualizará de acuerdo a la información de mantenimiento empleada en el proceso de Regulación de la Fijación de Tarifas en Barra ; por otro lado, se han completado los mantenimientos de las unidades de generación para los años 2016 y 2017, los cuales son similares a los mantenimientos de los años 2014 y 2015, respectivamente. Cabe mencionar que los mantenimientos considerados para los años 2014 y 2015 incluyen sólo los mantenimientos rutinarios. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión Según la carta GE del 03 de octubre de 2012, remitida por Compañía Energética del Centro (CEC) al COES, empleada para elaborar la actualización del Plan de Transmisión , se informa que la etapa de operación comercial de la central hidroeléctrica Belo Horizonte inicia su operación en abril de Sin embargo, en la base de datos del Perseo se ha considerado su ingreso en el 2016 calificándolo como generador relevante para diversas instalaciones, según la resolución N OS/CD. Se solicita actualizar el modelo con la finalidad de representar el periodo de fijación tarifaria con la mejor información disponible y que los resultados de generadores relevantes tengan una mejor precisión. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, la empresa Compañía Energética del Centro informó a OSINERGMIN, con Carta CEC ( ), que el avance actual del proyecto tiene un atraso respecto al cronograma de ejecución de obras del Contrato de Concesión Definitiva de generación, otorgado mediante Resolución Suprema Nº EM, publicado el , debido a causas externas a esta Compañía. Asimismo, esto podría dilatarse aún más, si la situación social existente en la zona se mantiene, dado que la misma no permite realizar trabajos con normalidad. Sin embargo, reiteraron que se tiene programado iniciar los programas de sensibilización y ejecución del plan de relaciones comunitarias a partir de junio de Por lo tanto, de acuerdo a los periodos de ejecución del cronograma presentado, la CH Belo Horizonte no entrará en servicio durante el periodo que comprende la presente regulación ( ). Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión Con respecto a las capacidades de transmisión de las líneas, estas han sido obtenidas a partir de la capacidad nominal en MVA aplicando el factor de potencia cuyos valores se encuentran entre 0,98 y 0,95. Sobre el particular, se debe de considerar que durante la operación del SEIN se ha medido un factor de potencia de 0,84 para las líneas de la costa al centro, lo cual obliga el despacho de las centrales conectadas a la subestación Santa Rosa para mitigar la congestión. Al respecto se debe considerar esta característica a fin de representar al SEIN lo mejor posible. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, no se ha encontrado sustento para modificar el factor de potencia de las líneas de la costa al centro y norte; en este sentido, se precisa que las capacidades utilizadas a partir de enero 2014, son las capacidades que se utilizan en los programas de operación que elabora el COES. (periodo ) Página 80 de 299

85 Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión La base de datos de líneas no considera las repotenciaciones previstas en el plan de obras del programa de mediano plazo de operación ni del Plan de transmisión, como por ejemplo el refuerzo de las líneas L-2252, L-2254, entre otros. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, con información reciente, se ha procedido a actualizar el Plan de Obras de Transmisión para la simulación del SEIN con el Modelo PERSEO, incluyendo las repotenciaciones de las líneas de transmisión de la zona de Lima. Asimismo, se ha considerado los refuerzos de transmisión planteados por el COES en la Actualización del Plan de Transmisión donde se considera la repotenciación de las líneas L-2252 y L Por lo tanto, la repotenciación de las líneas L-2252 y L-2254 será incluida para el análisis del período Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. SOBRE LA DETERMINACIÓN DE GENERADORES RELEVANTES Se ha asignado a la central térmica de Aguaytía el 100% de responsabilidad de pago por la línea de transmisión de 220 kv Aguaytía - Tingo María (L-2251). Al respecto, se ha revisado los archivos res , res , res y res y se observa que no se ha efectuado la evaluación pertinente para determinar los generadores relevantes del circuito antes indicado. En ese sentido, los resultados del Perseo merecen revisión ya que la operación de la central térmica de Aguaytía no corresponde a un despacho propiamente económico. Según consta en los programas de corto y mediano plazo de operación que elabora el COES, la operación de dicha central es necesaria para regular la tensión en la zona comprendida entre las subestaciones Aguaytía y Pucallpa y, por tanto, su producción de energía no obedece al criterio de mínimo costo, es decir, aplicando este criterio, la central no despacharía. Por tal razón, afirmamos que la central térmica de Aguaytía no es relevante para la línea de 220 kv Aguaytía Tingo María (L-2251) según consta en la resolución. Análisis de OSINERGMIN Corresponde modificar el Cuadro 9.12 y utilizar el Método de Uso al SST Eteselva, debido a que la compensación de la línea LT Aguaytía Tingo María (L-2251) está 100% asignada a la generación. Por lo tanto, los responsables de Pago del SST Eteselva se determinarán considerando lo señalado en el párrafo anterior. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión El archivo PGGsi000.csv muestra el reporte de potencia generada por los grupos termoeléctricos por etapa y por bloque expresado en megavatios (MW). Para la central térmica Las Flores se puede apreciar un despacho de potencia inferior al mínimo técnico especificado en su ficha técnica que es 130 MW, lo cual físicamente es posible. (periodo ) Página 81 de 299

86 Por tal razón, esta central no debe considerarse como relevante para las instalaciones indicadas en la resolución N OS/CD, debido a que sus despachos no son representativos. Análisis de OSINERGMIN El despacho que resulta del modelo Perseo da como resultado la energía que despachará cada unidad de generación durante el periodo de análisis. Si bien, el archivo PGGsi000.cvs muestra la potencia de cada unidad de generación, ésta corresponde a la energía producida por cada unidad de generación dividida entre las horas del periodo de análisis correspondiente, obteniendose un valor promedio de potencia sólo como referencia. Por lo expuesto, no corresponde realizar ajustes en la asignación de la CT Las Flores. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión De las observaciones antes indicadas, se manifesta que amerita la revisión de la base de datos del Perseo, ya que sus resultados no son representativos de la operación del sistema hasta el año Análisis de OSINERGMIN Tal como se ha mencionado también en el análisis de otros comentarios, se ha procedido a revisar toda la información utilizada en el modelo Perseo, efectuándose las adecuaciones y correcciones del caso según corresponda. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. (periodo ) Página 82 de 299

87 A.16. FENIX POWER PERÚ El Informe Nº GART, el cual forma parte del sustento de la resolución prepublicada, contiene el análisis del Estudio Tarifario para los Sistemas de Transmisión Asignados a la Generación o Generación-Demanda (Área de Demanda 15), donde se establece la Metodología para la Asignación de Responsabilidad de pago de los SST y SCT por el método de uso y/o Beneficios Económicos, utilizando para ello los resultados de la evaluación del modelo PERSEO asociada a la base datos de la fijación de tarifas mayo 2012, considerando a la C.T. Fénix conectada a la barra nominada SICN106, la cual corresponde a la barra en 220 kv Chilca CTM. Al respecto, se precisa que la C.T. Fénix se conectará al SEIN en la sub estación eléctrica Chilca 500 kv a través de una línea de transmisión de 3 km. de longitud que unirá las sub estaciones eléctricas Fénix y Chilca, razón por la cual solicitamos modificar la representación de la C.T. Fénix contenida en el archivo sinac.cgt del modelo PERSEO, de modo que el resultado de las simulaciones de despacho y los flujos en la líneas correspondientes reflejen con mayor precisión la determinación de los generadores relevantes en el reparto de las compensaciones del SST y SCT atribuibles a la generación. Finalmente, con objeto de señalar gráficamente la modificación solicitada, remitimos la imagen adjunta mostrando la ubicación de la C.T. Fénix en el SEIN. Análisis de OSINERGMIN Se revisó el archivo de entrada sinac.cgt utilizado en el modelo Perseo y se comprobó que la CT Fénix estaba conectada al SEIN a través de la S.E. Chilca CTM 220 kv. En ese sentido, se procedió a verificar lo comentado por Fénix encontrándose que la barra de conexión es la informada por esta empresa, motivo por el cual se modificó el archivo sinac.cgt, considerando la conexión de la CT Fénix al SEIN a través de la S.E. Chilca CTM 500 kv. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. (periodo ) Página 83 de 299

88 OBSERVACIONES GENERALES A.17. CHINANGO El 29 de mayo 2009 se publicó la Resolución Suprema N EM, donde se aprobaron las transferencias de concesiones definitivas de las actividades de generación y transmisión a favor de CHINANGO SAC. Con esta Resolución se aprobó la transferencia de la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en las Líneas de Transmisión en 220 kv SE Chimay - SE Yanango y SE Yanango - SE Pachachaca, de EDEGEL S.AA a favor de CHINANGO SAC por las razones y fundamentos legales expuestos en la parte considerativa de la Resolución. Asimismo, en su Artículo 2, indica que el titular de la concesión mencionada a partir del 31 de mayo de 2009 será CHINANGO SAC, quien asumirá en esta oportunidad todos los derechos y obligaciones que aparecen en el Contrato de Concesión N En este sentido, se solicita que todos los cálculos, formatos, cuadros presentes en la Resolución que fija las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión aplicables al período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2017, muestren en forma separada las instalaciones, Peajes y Compensaciones de CHINANGO SAC de las de EDEGEL S.A.A., tal como se mostraron en los estudios presentados para este fin. En el anexo 1 se muestra la Resolución y las comunicaciones al COES por parte de CHINANGO SAC. Análisis de OSINERGMIN De la revisión efectuada, se verifica que mediante Resolución Suprema N EM, publicada el 29 de mayo de 2009, se aprobó la transferencia de la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en las Líneas de Transmisión en 220 kv SE Chimay - SE Yanango y SE Yanango - SE Pachachaca, por parte de EDEGEL a favor de CHINANGO y se dispuso considerar como Titular de la citada concesión a CHINANGO, a partir del 31 de mayo de 2009, quien asume todos los derechos y obligaciones del Contrato de Concesión Nº Asimismo, de conformidad con el Artículo 1 de la Resolución Ministerial N MEM-DM, publicada el 11 de septiembre de 2009, se declara que las servidumbres de electroducto y de tránsito originariamente impuestas por Resolución Ministerial Nº EM/VME, benefician a la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en la Línea de Transmisión de 220 kv SE Chimay - SE Yanango - SE Pachachaca, de la que es titular CHINANGO. Por otro lado, es de apreciar que la personería jurídica de CHINANGO, se encuentra materializada en la partida registral N del Registro de Personas Jurídicas de la Oficina Registral de Lima de la SUNARP. En consecuencia, tanto la personería jurídica de CHINANGO, así como su titularidad de la concesión otorgada mediante Contrato N , son independientes de la persona jurídica EDEGEL, por tanto, para los efectos tarifarios objetos del presente procedimiento, corresponde brindar tratamiento individual a las empresas EDEGEL y CHINANGO, conforme corresponda a la titularidad de sus instalaciones. En ese sentido, en la publicación de las Tarifas y Compensaciones de SST y SCT para el período , se considera por separado la regulación de los Elementos pertenecientes al Titular Chimay, conforme se señala en esta opinión. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. (periodo ) Página 84 de 299

89 17.2. Dado que en el actual proceso no se ha permitido según la Norma, actualizar los costos de las instalaciones y solamente se corrige según un factor de actualización somos de la opinión que existe una doble reducción del reconocimiento tarifario de las instalaciones de CHINANGO, debido a que este factor de actualización inherentemente contiene la variable de la variación en dólares para los elementos comprados en el exterior y sin embargo, se aplica de manera adicional el factor por variación del tipo de cambio. Como es conocido, durante los meses posteriores a abril del 2009, se ha venido afectando las compensaciones en soles por la misma fórmula de ajuste, pero resulta que ahora en el mes de mayo de 2013 además de aplicar dicho factor de ajuste, el OSINERGMIN aplica adicionalmente el factor de variación de cambio, con lo cual las compensaciones en soles sufren una reducción accesoria que a nuestro entender no parece justo ni adecuado. Por tanto, solicitamos al OSINERGMIN revisar este tema y tomar las medidas correctivas necesarias. Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, se ha verificado en las correspondientes hojas de cálculo, que el CMA de todas las instalaciones tipo SSTG y SSTGD no se había expresado en soles, antes de efectuar su actualización respectiva. Por consiguiente se ha procedido a realizar las correcciones donde corresponde. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. OBSERVACIONES ESPECÍFICAS OSINERGMIN en el análisis de la absolución de observaciones de los generadores relevantes descrito en la página 112 del informe de OSINERGMIN N GART, señala que; "debido a que no se consideró la impedancia del reactor entre Chilca REP y Chilca CTM, no serán tomados en cuenta los determinados por Chinango". Las decisiones que tome OSINERGMIN sobre la regulación de sus administrados, debe estar debidamente motivada y sustentada, en cumplimiento de lo establecido en el Artículo 7 del Reglamento General de OSINERGMIN aprobada mediante el D.S. N PCM, que a la letra dice: Los beneficios y costos de las acciones emprendidas por OSINERG, en lo posible, serán evaluados antes de su realización y deberán ser adecuadamente sustentados en estudios y evaluaciones técnicas que acrediten su racionalidad y eficacia. Esta evaluación tomará en cuenta tanto las proyecciones de corto como de largo plazo, así como los costos y beneficios directos e indirectos, monetarios o no monetarios. Serán considerados tanto los costos para el desarrollo de las acciones planteadas por el OSINERG así como los costos que la regulación impone a otras entidades del Estado y del sector privado En este sentido, la decisión de OSINERGMIN de desestimar el estudio de generadores relevantes, no ha sido adecuadamente sustentada. Complementariamente debemos mencionar que, por la omisión involuntaria del dato de la impedancia del reactor, cuya información no fue contemplado en el modelo Perseo que publicó OSINERGMIN para los relevantes, no es justificación para que el regulador desestime todo un estudio, el cual considera muchos otros datos, como son, el plan de generación, el plan de transmisión, la proyección de demanda, entre otros, lo cual desde nuestro punto de vista (periodo ) Página 85 de 299

90 no ha sido revisado, dado que no dieron comentarios sobre estos otros elementos que intervienen en el modelo. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, es necesario precisar que se ha tomado en cuenta la información entregada por la opinante (tal como la proyección de demanda, el plan de generación, el plan de transmisión, entre otros) para la presente fijación. Sin embargo, para la determinación de los es importante considerar la distribución de los flujos, motivo por el cual el reactor ubicado entre las subestaciones Chilca REP y Chilca CTM, por su alta impedancia, constituye un factor determinante para dicha distribución, afectando directamente en la determinación de los, siendo por tanto imprescindible su consideración para fines del modelamiento del sistema. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión OSINERGMIN en los resultados de los generadores relevantes, no considera a la Central Hidroeléctrica "Renovandes", la cual se conecta a la línea Yanango Pachachaca, la cual fue considerada en el estudio de los presentado por Chinango. Al respecto, se menciona que Renovandes presentó al COES, en octubre del 2012, la actualización del estudio de preoperatividad, a lo que el COES respondió en diciembre del mismo año, dando su aprobación a dicho estudio. Por consiguiente, dada esta evidencia, con aprobación del COES, se solicita que OSINERGMIN incluya en el estudio de generadores relevantes a la Central Hidroeléctrica Renovandes. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que, por omisión involuntaria, no se incluyó el modelamiento de la C.H. Renovandes; en ese sentido, se ha procedido a la corrección pertinente, a fin de incorporar la representación de dicha central. Asimismo, se verificó que la C.H. Renovandes se había considerado conectada al SEIN en la SE Chanchamayo 44 kv, por lo tanto, en el modelo Perseo se considerará la conexión de la CH Renovandes en la SE Condorcocha 44 kv, barra eléctricamente más cercana a la SE Chanchamayo y no a la línea Yanango Pachachaca como se propone en esta opinión. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión OSINERGMIN en los resultados de los generadores relevantes, no considera la presencia de Renovandes para la siguiente línea: L Yanango Pachachaca Renovandes a partir del Por lo expuesto, y considerando la evidencia del comentario N 2, se solicita que OSINERGMIN revise la información consignada en la propuesta de, a fin de que se reconozca la presencia de "Renovandes" como generador relevante de la línea indicada. (periodo ) Página 86 de 299

91 Análisis de OSINERGMIN Ver análisis de la opinión 2 de la presente sección (numeral 17.4 del presente anexo). Conclusión Por las mismas razones explicadas en el análisis de la opinión 17.4, se acoge esta opinión Complementariamente a lo ya comentado en los numerales anteriores, se evidencia que OSINERGMIN no consideró en el MODELO a la CH Renovandes que inyecta en la línea Yanango Pachachaca. Al respecto, CHINANGO adjunta un diagrama unifilar del sistema al cual se conecta esta central. Análisis de OSINERGMIN Ver análisis de la opinión 2 de la presente sección (numeral 17.4 del presente anexo). Por tanto, la CH Renovandes no inyecta al SEIN a través de la línea Yanango Pachachaca de 220 kv, sino, a través de la SE Condorcocha 138/44 kv. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión. (periodo ) Página 87 de 299

92 OBSERVACIONES GENERALES A.18. EDEGEL Dado que en el actual proceso no se ha permitido según la Norma, actualizar los costos de las instalaciones y solamente se corrige según un factor de actualización somos de la opinión que existe una doble reducción del reconocimiento tarifario de las instalaciones de EDEGEL, debido a que este factor de actualización inherentemente contiene la variable de la variación en dólares para los elementos comprados en el exterior y sin embargo, se aplica de manera adicional el factor por variación del tipo de cambio. Como es conocido, durante los meses posteriores a abril del 2009, se ha venido afectando las compensaciones en soles por la misma fórmula de ajuste, pero resulta que ahora en el mes de mayo de 2013 además de aplicar dicho factor de ajuste, el OSINERGMIN aplica adicionalmente el factor de variación de cambio, con lo cual las compensaciones en soles sufren una reducción adicional que a nuestro entender no parece justo ni adecuado. Por tanto, solicitamos al OSINERGMIN revisar este tema y tomar las medidas correctivas necesarias. Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, se ha verificado en las correspondientes hojas de cálculo, que el CMA de todas las instalaciones tipo SSTG y SSTGD no se había expresado en soles, antes de efectuar su actualización respectiva. Por consiguiente se ha procedido a realizar las correcciones donde corresponde. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. OBSERVACIONES ESPECÍFICAS OSINERGMIN en el análisis de la absolución de observaciones de los generadores relevantes descrito en la página 112 del informe de OSINERGMIN N GART, señala que; "debido a que no se consideró la impedancia del reactor entre Chilca REP y Chilca CTM, no serán tomados en cuenta los determinados por Edegel". Las decisiones que tome OSINERGMIN sobre la regulación de sus administrados, debe estar debidamente motivada y sustentada, en cumplimiento de lo establecido en el Artículo 70 del Reglamento General de OSINERGMIN aprobada mediante el D.S. N PCM, la cual a la letra dice: Los beneficios y costos de las acciones emprendidas por OSINERG, en lo posible, serán evaluados antes de su realización y deberán ser adecuadamente sustentados en estudios y evaluaciones técnicas que acrediten su racionalidad y eficacia. Esta evaluación tomará en cuenta tanto las proyecciones de corto como de largo plazo, así como los costos y beneficios directos e indirectos, monetarios o no monetarios. Serán considerados tanto los costos para el desarrollo de las acciones planteadas por el OSINERG así como los costos que la regulación impone a otras entidades del Estado y del sector privado. En este sentido, la decisión de OSINERGMIN de desestimar el estudio de generadores relevantes, no ha sido adecuadamente sustentada. Complementariamente debemos mencionar que, por la omisión involuntaria del dato de la impedancia del reactor, cuya información no fue contemplado en el modelo Perseo que publicó OSINERGMIN para los relevantes, no es justificación para que el regulador desestime todo un estudio, el (periodo ) Página 88 de 299

93 cual considera muchos otros datos, como son, el plan de generación, el plan de transmisión, la proyección de demanda, entre otros, lo cual desde nuestro punto de vista no ha sido revisado, dado que no dieron comentarios sobre estos otros elementos que intervienen en el modelo. Por lo expuesto, se solicita que OSINERGMIN reconsidere su decisión a fin de tomar en cuenta la información de demanda, plan de generación y de transmisión consignada en los datos del Perseo, los cuales forman parte del estudio de presentados por EDEGEL. Aún más no incluye información propia de la red de EDEGEL, no se tomó en cuenta la nueva configuración de la LT 6060 (Originalmente Moyopampa Balnearios), la misma que se segmenta y se convierte en la nueva LT 6060 (Moyopampa Salamanca) y LT 6068 (Balnearios-Salamanca), tal como se detalla más adelante en el comentario 6. Análisis de OSINERGMIN En cuanto a la consideración de la información entregada por EDEGEL, el análisis de la opinión 17.3, formulada por CHINANGO, es también válido como análisis de la presente opinión. Por otro lado, se ha verificado que, por omisión involuntaria, no se incluyó el modelamiento de la nueva configuración de la línea LT 6060 (Moyopampa Balnearios) de 60 kv; en ese sentido, se ha procedido a la corrección pertinente a fin de incorporar la representación de dicha línea, de acuerdo al sustento presentado por EDEGEL. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión OSINERGMIN en los resultados de los generadores relevantes, no considera a la Central Hidroeléctrica "Renovandes", la cual se conecta a la línea Yanango Pachachaca, la cual fue considerada en el estudio de los presentado por CHINANGO. Al respecto, debemos mencionar que Renovandes presentó al COES en octubre del 2012, la actualización del estudio de preoperatividad, al cual el COES en diciembre del mismo año, dio respuesta indicando la aprobación de dicho estudio (ver Anexo 1). Por consiguiente, dada la evidencia, la cual cuenta con la aprobación del COES, se solicita que OSINERGMIN incluya en el estudio de generadores relevantes a la Central Hidroeléctrica Renovandes. Análisis de OSINERGMIN Ver análisis de la opinión 4 formulada por la empresa CHINANGO (numeral 17.4 del presente anexo). Conclusión Por las mismas razones explicadas en el análisis de la opinión 17.4, se acoge parcialmente esta opinión OSINERGMIN en los resultados de los generadores relevantes, no considera la presencia de la central Renovandes para las líneas que se muestran a continuación. L Purunhuasi - Callahuanca Renovandes a partir del L y L-2009 Callahuanca Cajamarquilla Renovandes a partir del (periodo ) Página 89 de 299

94 L y L-2015 Cajamarquilla - Chavarría Renovandes a partir del L Cajamarquilla - Chavarría Renovandes a partir del Por lo expuesto, y considerando la evidencia del Comentario 2, se solicita que OSINERGMIN revise la información consignada en la propuesta de, a fin de que se reconozca la presencia de "Renovandes" como generador relevante de las líneas indicadas. Análisis de OSINERGMIN Ver análisis de la opinión 2 formulada por la empresa CHINANGO (numeral 17.4 del presente anexo). Conclusión Por las mismas razones explicadas en el análisis de la opinión 17.4, se acoge esta opinión En la página 137 (cuadro de compensaciones) y página 149 (cuadro de generadores relevantes) de la Resolución OSINERGMIN N S/CD, el regulador ha errado en el nombre del Elemento al considerar la línea Ñaña - Huachipa (L6031), el cual es remunerado por la demanda por ser una instalación de propiedad de Luz del Sur, debiendo ser la línea Callahuanca - Huachipa, el cual corresponde a la línea L6031. Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, se ha verificado que existe un error en la nominación del Elemento, por lo que se realizará la corrección correspondiente teniendo presente que la línea 60 kv Callahuanca Huachipa corresponde al código L6031. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión En el cuadro 9.34, página 148 y 149 de, no se consideró el cambio de la topología de la red. Los presentados para la línea L-6060 Balnearios - Salamanca, no son precisamente de esta línea, sino de la línea L-663 Balnearios - Salamanca perteneciente a Luz del Sur, en el MODELO PERSEO se ubica como LNE- 058 SICN-03 SICN-47, asimismo a partir del 03 de marzo esta instalación ya no está conectada a la SE Salamanca. La línea L-6060 que en el MODELO utilizado por el OSINERGMIN se ubica con el código LNE-060 que va de Moyopampa a Balnearios, en la actualidad esta línea está dividida en 2 líneas, L-6060 Moyopampa - Salamanca y L-6068 Salamanca - Balnearios, lo cual fue contemplado en nuestros estudios de generadores relevantes. Por lo indicado, se solicita a OSINERGMIN tomar en cuenta el cambio en la topología de la red, que considera nuestro estudio de generadores relevantes presentado en la absolución de observaciones y que también fuera informado en su oportunidad al regulador. (periodo ) Página 90 de 299

95 Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado el cambio en la topología de la red 60 kv, que se señala en esta opinión, por lo que se procede a efectuar las correcciones correspondientes teniendo presente que ahora existen 2 tramos: Moyopampa Salamanca y Salamanca Balnearios para los cuales se debe determinar sus generadores relevantes. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. (periodo ) Página 91 de 299

96 A.19. ELECTROPERÚ En el artículo 5 del Proyecto se han fijado para el período del 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, los Peajes y sus fórmulas de actualización por Área de Demanda, correspondientes a los SST y SCT (SCT) asignados a la demanda, cuyos valores se consignan en los cuadros del Anexo 5 del Proyecto. Luego de revisar el cuadro 5.1 y los cálculos que sustentan dicho cuadro del citado Anexo 5, hemos verificado que en el Área de Demanda 5 -concretamente en los valores de peaje asignados a ELECTROPERÚ- se ha considerado que la celda de línea en 220 kv, que se encuentra ubicada en la subestación Campo Armiño 220 kv (o Mantaro) correspondiente a la salida a la subestación Cobriza 1, es una celda de transformación MAT/AT. Al respecto, consideramos que, para los fines de la citada resolución así como para los que se deriven de ella, la mencionada instalación secundaria de ELECTROPERÚ, corresponde a una instalación MAT, conforme fue considerada en los cálculos del Peaje para el periodo 01 de noviembre de 2009 al 30 de abril del 2013, publicadas con Resolución OSINERGMIN N OS/CD y sus modificatorias. Como sustento de ello, en el Anexo 1, se adjunta el diagrama unifilar de la indicada instalación secundaria. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que, efectivamente, de la SET Campo Armiño parte un pequeño tramo de línea en 220 kv desde una celda de línea 220 kv, por lo que es correcto el comentario. Se realizará la corrección correspondiente. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión En el artículo 9 del Proyecto se han fijado para el período del 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, las compensaciones y sus fórmulas de actualización, de los SST y SCT, asignados total o parcialmente a la generación, cuyos valores se consignan en los cuadros del Anexo 9 del Proyecto. Luego de revisar el cuadro 9.1 al cuadro 9.29 del citado Anexo 9, se verifica que se ha incurrido en la omisión de fijar la compensación mensual y su correspondiente fórmula de actualización del SST de generación "Celdas 220 kv de salida de línea S.E. Campo Armiño" de ELECTROPERÚ. Sin embargo, en el archivo de cálculo "F_500_Compensación.xls" que sustenta los cálculos del Proyecto de resolución, se verifica que sí se ha realizado los cálculos para el SST de ELECTROPERÚ. En tal sentido, se solicita incluir en la fijación para el período 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, la compensación mensual correspondiente al SST de ELECTROPERÚ asignado a la generación y su fórmula de actualización correspondiente, de acuerdo a lo presentado por ELECTROPERÚ en su propuesta tarifaria, cuyo resumen se muestra en el síguiente cuadro: (periodo ) Página 92 de 299

97 El detalle de cálculo así como la fórmula de actualización, correspondiente, se muestra en la Propuesta de Compensaciones presentada por ELECTROPERÚ con carta N C , de fecha Análisis de OSINERGMIN Se ha revisado los cuadros 9.1 al 9.29, comprobándose que por omsión involuntaria no se consideró la compensación mensual y su correspondiente fórmula de actualización del SST de generación "Celdas 220 kv de salida de línea S.E. Campo Armiño" de ELECTROPERÚ, tal como lo menciona ELECTROPERÚ. Por tal motivo, se ha procedido con la corrección correspondiente. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión De la revisión del cuadro 9.30 al cuadro 9.47 del Anexo 9 del Proyecto de resolución, se verifica que OSINERGMIN no ha publicado la relación de los generadores relevantes del SST "Celdas 220 kv de salida de línea S.E. Campo Armiño" de ELECTROPERÚ. Al respecto, conforme se indica en el Anexo 8 de la Resolución Nº S/CD, que textualmente dice: "Para celdas de línea a ser pagadas por el método de uso, los serán los mismos que corresponden a la respectiva línea", los generadores relevantes del SST de ELECTROPERÚ deben ser los que figuran en el cuadro 9.30 " del Sistema Secundario Mantaro - Lima" del Proyecto de resolución. En tal sentido, se sugiere, para los fines de la citada resolución así como para los que se deriven de ella, se publique un cuadro adicional de generadores relevantes para el SST de ELECTROPERÚ, para el período 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, según el siguiente cuadro: (periodo ) Página 93 de 299

98 Análisis de OSINERGMIN Tal como se indica en el Anexo 8 de la Resolución Nº OS/CD, que textualmente dice: "Para celdas de línea a ser pagadas por el método de uso, los serán los mismos que corresponden a la respectiva línea", este criterio se mantiene para esta regulación. Por tal motivo, no amerita incluir un cuadro de de las celdas de la empresa ELECTROPERÚ en la SE Campo Armiño, ya que son los mismos que corresponden a las líneas del Sistema Secundario Mantaro Lima. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión De la revisión del cuadro 9.40 del Anexo 9 del Proyecto, se verifica que OSINERGMIN ha publicado la relación de los generadores relevantes del Sistema Secundario Quencoro Tintaya, y que, para el periodo mayo abril 2014, ha considerado a Mantaro y Restitución generadores relevantes de dicho sistema. Al respecto, se considera que no debe incluirse a Mantaro y Restitución en dicho cuadro ya que, conforme se aprecia en el Cuadro 9.3 del mismo Anexo, el responsable de pago de dicho Sistema en un 100% es el Titular de la Central Machupicchu, tal como se aprecia en el cuadro 9.3 "Sistema Línea Quencoro - Tintaya", que presentamos a continuación: En tal sentido, se sugiere que, para los fines de la citada resolución así como para los que se deriven de ella, se considere en el cuadro correspondiente a los generadores (periodo ) Página 94 de 299

99 relevantes del Sistema Secundario Quencoro - Tintaya (Cuadro 9.40) solamente al Titular de la Central Machupicchu. Análisis de OSINERGMIN Corresponde modificar el Cuadro 9.3, dado que de acuerdo al Método de Uso y la entrada de nuevas centrales de generación en la zona del SEIN donde se ubica la LT Quencoro Tintaya (L-1005) y sus celdas asociadas, la línea L-1005 no sólo será utilizada por la CH Machupicchu. Por lo tanto, los responsables de Pago de la LT Quencoro Tintaya (L-1005) y sus celdas asociadas se determinarán considerando no solo a la C.H. Machupicchu. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Finalmente, de la revisión del cuadro 9.44 del Anexo 9 del Proyecto, se verifica que OSINERGMIN ha publicado la relación de los generadores relevantes del Sistema Secundario Chiclayo Oeste - Guadalupe - Trujillo Norte, y que, para el periodo mayo 2013 abril 2014, ha considerado a Mantaro generador relevante del mencionado sistema, conforme se aprecia a continuación: Al respecto, según cálculos propios que se adjuntan en un CD, se constata que Mantaro no es generador relevante de dicho sistema para todo el período tarifario, mayo abril En consecuencia, se sugiere, para los fines de la citada resolución así como para los que se deriven de ella, no considerar a Mantaro como generador relevante del Sistema Secundario Chiclayo Oeste - Guadalupe - Trujillo Norte, publicados en el cuadro 9.44 del Proyecto. (periodo ) Página 95 de 299

100 Análisis de OSINERGMIN Al respecto, se realizó la evaluación para el reparto de la asignación de pago del SST Chiclayo Oeste - Guadalupe - Trujillo Norte, determinándose que no le corresponde la aplicación del criterio del USO ( ), por tal motivo se ha modificado el cuadro respectivo. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario. (periodo ) Página 96 de 299

101 A.20. EGEMSA En el detalle de cálculo utilizado para determinar los generadores relevantes, se ha determinado una generación de 178 MW durante todo el año para la C.H. Machupicchu I y II fases, lo que no se llegará a producir por el menor caudal disponible en estiaje. Se adjunta la proyección mensual de la C.H. Machupicchu en su primera y segunda fase, tomando en cuenta el promedio de la historia hidrológica, el rendimiento hidráulico y el mantenimiento de las unidades de generación: 2013 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 Horas Punta [h] Horas Fuera de Punta [h] Horas Totales [h] C.H. Machupicchu I [MW] C.H. Machupicchu II [MW] Potencia Generada CH (efectiva) [MW] Caudal Natural Rio Vilcanota m3/s Caudal Adicional Represa Sibinacocha m3/s Volumen Consumido Sibinacocha Hm CAUDAL TUNEL DE ADUCCION m3/s Energia Generada HP CHM I [MWh] 10, , , , , , , , , , , , Energia Generada HFP CHM I [MWh] 50, , , , , , , , , , , , Energia Generada Total CH I [MWh] 61, , , , , , , , , , , , Energia Generada HP CHM II [MWh] Energia Generada HFP CHM II [MWh] Energia Generada Total CH II [MWh] TOTAL ENERGIA CHM [MWh] 61, , , , , , , , , , , , ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 Horas Punta [h] Horas Fuera de Punta [h] Horas Totales [h] C.H. Machupicchu I [MW] C.H. Machupicchu II [MW] Potencia Generada CH (efectiva) [MW] Caudal Natural Rio Vilcanota m3/s Caudal Adicional Represa Sibinacocha m3/s Volumen Consumido Sibinacocha Hm CAUDAL TUNEL DE ADUCCION m3/s Energia Generada HP CHM I [MWh] 6, , , , , , , , , , , , Energia Generada HFP CHM I [MWh] 32, , , , , , , , , , , , Energia Generada Total CH I [MWh] 39, , , , , , , , , , , , Energia Generada HP CHM II [MWh] 9, , , , , , , , , , , , Energia Generada HFP CHM II [MWh] 57, , , , , , , , , , , , Energia Generada Total CH II [MWh] 66, , , , , , , , , , , , TOTAL ENERGIA CHM [MWh] 105, , , , , , , , , , , , ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 Horas Punta [h] Horas Fuera de Punta [h] Horas Totales [h] C.H. Machupicchu I [MW] C.H. Machupicchu II [MW] Potencia Generada CH (efectiva) [MW] Caudal Natural Rio Vilcanota m3/s Caudal Adicional Represa Sibinacocha m3/s Volumen Consumido Sibinacocha Hm CAUDAL TUNEL DE ADUCCION m3/s Energia Generada HP CHM I [MWh] 6, , , , , , , , , , , , Energia Generada HFP CHM I [MWh] 32, , , , , , , , , , , , Energia Generada Total CH I [MWh] 39, , , , , , , , , , , , Energia Generada HP CHM II [MWh] 12, , , , , , , , , , , , Energia Generada HFP CHM II [MWh] 60, , , , , , , , , , , , Energia Generada Total CH II [MWh] 73, , , , , , , , , , , , TOTAL ENERGIA CHM [MWh] 112, , , , , , , , , , , , Los años 2016 y 2017, serán similares al año Análisis de OSINERGMIN Se procedió a revisar los datos de caudales considerados para la C.H. Machupicchu encontrándose errores en la información ingresada. Por tal motivo, se han corregido dichos caudales y se ha actualizado el archivo sinac.hid del modelo Perseo. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario En el Informe N GART, páginas 158 y 168 (Cuadro F.11), se debe tomar en cuenta, que conforme a la Carta N /GD de Luz del Sur (se adjunta carta), remitida al COES con ocasión de la actualización del Plan de Transmisión , se establece como fecha de Puesta en Operación Comercial de la CH Santa Teresa en Julio 2014, por lo que la puesta en operación experimental se produciría tres meses antes, inyectando su energía producida al SEIN desde este momento, lo que se debe tomar en cuenta para la determinación de generadores relevantes. (periodo ) Página 97 de 299

102 La fecha prevista de entrada en operación de la II fase de la C.H. Machupicchu será en enero Por lo que debe estar incluida la C.H. Santa Teresa como Generador Relevante para el periodo Mayo 2014 Abril Análisis de OSINERGMIN Se verificó que el desarrollo del proyecto de C.H. Santa Teresa depende del desarrollo del proyecto de rehabilitación de la segunda etapa de la C.H. Machupicchu, en vista que ambos proyectos tendrán infraestructuras comunes para el aprovechamiento de los caudales. En este sentido, para la presente fijación, se considera factible el ingreso del proyecto CH Santa Teresa en el mes de mayo Sin embargo, esto estará condicionado a que el proyecto de rehabilitación de la segunda etapa de la C.H. Machupicchu no tenga retrasos. Por consiguiente, para el periodo mayo 2014 abril 2017, se incluirá a la C.H. Santa Teresa en la determinación de los. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario En el Informe N GART, página 158, Programa de Obras de Transmisión, se debe tomar en cuenta que la línea Suriray Quencoro Nuevo Pucará Tintaya, y subestaciones asociadas ya fue dado en concesión a la empresa Abengoa Perú S.A., y la puesta en servicio se produciría en junio 2016, por lo que debería ingresar en la presente fijación de tarifas de SST y SCT, para la determinación de generadores relevantes, ingreso tarifario, determinación de pérdidas de transmisión, etc. Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, se ha revisado la información de sustento del proyecto de la línea 220 kv Suriray Quencoro Nuevo Pucará Tintaya, y de acuerdo a los plazos establecidos en el contrato, la puesta en operación comercial se ha estimado para junio de 2016, en ese sentido se ha procedido a actualizar la información en el modelo PERSEO. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario En el Informe N GART, página 158, Programa de Obras de Transmisión, se debe tomar en cuenta que según el Oficio N MEM/SEG, del , el MINEM comunica la aprobación de la segunda ampliación de plazo para la puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión 220 kv Tintaya Socabaya, siendo la nueva fecha el 31/12/2013. Análisis de OSINERGMIN Se procedió a revisar los datos de fecha de ingreso de la Línea de Transmisión 220 kv Tintaya Socabaya y se verificó que la fecha de ingreso prevista es el 31/12/2013. Por tal motivo, se ha procedido a modificar el archivo sinac.lin del modelo Perseo. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario No se ha publicado el detalle del cálculo para la determinación de los generadores relevantes y la asignación de Responsabilidad de Pago por el Método de Beneficio (periodo ) Página 98 de 299

103 Económico y muchos de los archivos por el Método de Uso se encuentran corrompidos, por lo que no se puede hacer la verificación correspondiente. Es así como los archivos de cálculos y el detalle de la determinación de la Asignación de Pagos entre del Sistema Generación/Demanda de REP para su revisión correspondiente no se ha incluido. Análisis de OSINERGMIN Los archivos de cálculo mediante los cuales se determinaron los han sido publicados en la Web de OSINERGMIN, mientras que la metodología desarrollada se explicó en el Anexo E del Informe N GART. Por otro lado, efectivamente, los archivos donde se asigna la responsabilidad de pago de los generadores, para aquellas instalaciones pertenecientes al Sistema G/D REP, no fueron publicados debido a que se consideró a los mismos generadores asignados en la regulación vigente. Para la etapa de publicación, se revisará dicha asignación de responsabilidad de pago y se publicarán los resultados. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente este comentario En el Informe N GART, cuadro N 6-4, SST de EGEMSA, el CMA debe ser Mil US$ 2 347,59 (tomado como la suma de aci+coym) y la CM debe ser US$ ,20 ó S/ ,77; tomando en cuenta el Artículo 79 de la LCE. Los últimos dos elementos de esta tabla se están duplicando, pero la suma del CI y el aci son correctos. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que por error involuntario se duplicó 2 elementos de los 8 aprobados para el SST EGEMSA, por lo que se procederá a la corrección para la publicación. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario En el Informe N GART, en el cuadro N 6-2, el CMA para EGEMSA debe ser Mil S/ ,08; tomando en cuenta el Artículo 79 de la LCE. Análisis de OSINERGMIN No es correcto el valor sugerido por EGEMSA, dado que el mismo corresponde al CMA vigente afectado por el tipo de cambio. El CMA consignado en el Informe N GART, corresponde al CMA actualizado conforme se indica en el numeral I) del literal b) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge este comentario En el Informe N GART, páginas 51, 54 y 56, para la celda de la línea L-1002 en la SET Quencoro, se debe calcular los generadores relevantes para la compensación correspondiente, ya que con el ingreso de la CH Santa Teresa, el pago eventualmente se debe compartir con esta central, así como con el ingreso de la CT Quillabamba. (periodo ) Página 99 de 299

104 Además, se debe definir el método de asignación, ya que en los informes previos no se había definido. Por lo que en la Resolución Osinergmin N OS/CD, página 139, cuadro 9.14 se deberá corregir la responsabilidad de pago indicando los generadores relevantes. Análisis de OSINERGMIN Corresponde modificar el Cuadro 9.10 y utilizar el Método de Uso para la LT Machupicchu Quencoro (L-1002) del SST Egemsa, debido a que la compensación de la línea L-1002 está asignada 100% a la generación. Por lo tanto, los responsables de la línea L-1002 serán los que resulten del recálculo considerando el plan de obras corregido. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario En el Informe N GART, páginas 55, con respecto a la celda de acoplamiento doble barra de la SE Quencoro se asigna 0% a la demanda y 20.4% a la generación, siendo ésta barra considerada como parte del SPT. Análisis de OSINERGMIN En la Ampliación N 5 de REP se considera la ampliación de la SET Quencoro, que comprende principalmente la instalación del segundo transformador 138/34,5/10,5 kv- 25/7,5/17,5 MVA y el cambio de simple a doble barra con su celda de acoplamiento. Asimismo, en la determinación del Peaje del Área de Demanda 10, se ha incluido el CMA correspondiente a la ampliación de la SE Quencoro. Por lo que el comentario de EGEMSA carece de sustento, toda vez que está referido a la propuesta final de REP que sobre este particular no fue acogida. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge este comentario En la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, página 133, Cuadro 9.3, se debe corregir la columna de responsables de pago. Debe decir: y no Titular de la Central Machupicchu. Análisis de OSINERGMIN Ver análisis del Comentario 4 formulado por la empresa ELECTROPERÚ (numeral 19.4 del presente anexo). Conclusión Por las MISMAS razones explicadas en el análisis del comentario 19.4, se acoge parcialmente este comentario En la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, página 137, Cuadro 9.10, se debe calcular los para el SST de EGEMSA, ya que en el periodo de regulación se tendrá el ingreso en operación de la CH Santa Teresa, la CT Quillabamba y el ingreso de nuevas líneas de transmisión que modificarán la topología del Sistema en análisis. Análisis de OSINERGMIN Con respecto a la CT Quillabamba, su ingreso no está previsto en el periodo que comprende el análisis de la presente regulación; por lo tanto, no es necesaria su (periodo ) Página 100 de 299

105 consideración. Con respecto a la CH Santa Teresa y el ingreso de nuevas líneas de transmisión, esto ha sido revisado y corregido con la información pertinente. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente este comentario Se observa en el Cuadro N 6.4 del Informe N GART (Estudio Tarifario para los Sistemas de Transmisión Asignados a la Generación o Generación Demanda (Área de Demanda 15) que el monto a asignar entre los generadores por el Sistema de Generación/Demanda de REP asciende a S/ ,00. Sin embargo, en el Cuadro 9.1 de la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, el monto asignado a los generadores es mucho mayor, como se puede observar en el cuadro siguiente, que asciende a S/ ,05. Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, no existe coherencia entre los cuadros que señala EGEMSA. En ese sentido, se procede a corregir donde corresponda. Conclusión TITULAR DE GENERACION Compensación Mensual S/. AGUAYTIA EGECAHUA EDEGEL EEPSA EGASA EGEMSA EGENOR EGESUR ELECTROANDES ELECTROPERU ENERSUR ETEVENSA SAN GABAN TOTAL Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge esta opinión. (periodo ) Página 101 de 299

106 A.21. EGESUR En el cuadro 9.20 del Anexo 9 Compensación y Fórmulas de Actualización de Sistemas Total o Parcialmente Asignados a la Generación, se indica que el Titular de la Central Aricota deberá pagar el 100% de la Compensación Mensual del SST Toquepala Aricota, tal como se ha estado realizando hasta el momento, bajo la premisa que el flujo de energía es desde Aricota hacia Toquepala y de Aricota hacia Tomasiri, permitiendo evacuar la energía generada por la Central Aricota. En ese sentido EGESUR ha estado pagando mensualmente por el 100% del SST Toquepala - Aricota a REP y al ser la L.T. Aricota Tomasiri de Propiedad de EGESUR no ha efectuado pago alguno. De acuerdo a los archivos de Salida FELsi000.CSV y FPLsi000.CSV (23/11/2009) del PERSEO que sustentan la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, el flujo de Potencia y Energía de la L.T. Aricota Toquepala es hacia Aricota y de la L.T. Aricota Tomasiri es hacia Tomasiri, confirmándose el uso de las Líneas por parte de la Central Aricota, tal como se muestra en los gráficos siguientes: (periodo ) Página 102 de 299

107 Sin embargo, en los archivos que sustentan la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD: los archivos de Salida FELsi000.CSV y FPLsi000.CSV (16/02/2012) del PERSEO el flujo de Potencia y Energía de la L.T. Aricota Toquepala y de la L.T. Aricota Tomasiri sufre variaciones desde enero del 2015, con lo cual la L.T. Aricota- Toquepala ya no es solo de uso de la Central Aricota, además el flujo de la L.T. Aricota Tomasiri es mayormente desde Tomasiri hacia Aricota, por lo cual EGESUR debería de recibir una compensación por el uso de su Línea de Transmisión tal como se muestra en los gráficos siguientes: (periodo ) Página 103 de 299

108 Por lo mencionado en los párrafos anteriores, se solicita evaluar y revisar: Si el Pago por el SST Toquepala-Aricota es de solo responsabilidad de EGESUR o de otros agentes del SINAC. Si la L.T. Aricota Tomasiri de propiedad de EGESUR merece recibir compensación por otros agentes del SINAC. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, se debe tener presente que en la regulación anterior se definió el SEA correspondiente al SST Toquepala-Aricota, el cual consiste de una LT 138 kv Toquepala Aricota de 35,5 km con conductor AAAC de 240 mm2. Asimismo, la capacidad de esta línea es suficiente para evacuar la potencia total generada por las centrales hidroeléctricas de la empresa EGESUR. Por tanto, de acuerdo a lo mencionado, la LT 66 kv Aricota-Tomasiri ya no resultaría necesaria y no formaría parte del SEA de EGESUR, debido a que según el SEA considerado esta última no cumpliría con el principio de adaptación a la demanda. (periodo ) Página 104 de 299

109 En relación al cambio de dirección del flujo de potencia en la LT 66 kv Aricota-Tomasiri, esto no es correcto. Al parecer, EGESUR ha considerado una información diferente a la que se utilizó en el cálculo de generadores relevantes. Por lo mencionado en los párrafos anteriores, no le corresponde a EGESUR recibir compensaciones de otros agentes del SEIN, por la LT 66 kv Aricota-Tomasiri. En relación a la asignación de pago del SST Toquepala-Aricota, se procederá con evaluar si el pago correspondiente es solo responsabilidad de la empresa EGESUR. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente este comentario. (periodo ) Página 105 de 299

110 A.22. ENERSUR Se reitera el pedido de modificación del SEA del SST asociado a la C.H. Yuncán conforme lo propuesto por la opinante; es decir considerando el sistema de doble barra en 220 kv de la SET Santa Isabel, cuya responsabilidad de pago de la celda de acoplamiento debería estar asignada a los titulares de las CC.HH. Yaupi y Yuncán (50% cada uno), así como del transformador 220/138 kv en la SET Santa Isabel de ENERSUR, cuyo pago debe ser asignado 100% al titular de la C.H. Yaupi, por cuanto es la única central que lo usa para entregar su energía. Sustento: En el Proyecto, no se ha considerado la solicitud de ENERSUR de modificar el SEA del Sistema Secundario de Transmisión asociado a la C.H. Yuncán sustentándose en el Informe Legal No GART (el "Informe Legal"), donde se concluye "considerando que la fijación del CMA se realiza por única vez, tampoco resulta procedente considerar la aplicación del Sistema Económicamente Adaptado a las instalaciones, en tanto que, ello importaría la modificación del CMA". Dicha conclusión es incorrecta y, de aceptarse, constituiría una afectación del derecho de los titulares de los SST de ser retribuidos por los costos de inversión, operación y mantenimiento. El Informe Legal llega a la citada conclusión en virtud de lo dispuesto en el numeral II) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas ("RLCE"), según el cual "El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión, a que se refiere el numeral II) del literal b) del presente Artículo [SST remunerado por la generación], se establecerá de forma definitiva con base en los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial (...)". Sin embargo, dicho numeral II) del literal d) del artículo 139 del RLCE no establece que el SEA no pueda ser modificado, tal es una inferencia incorrecta del Informe Legal. En efecto, es una inferencia incorrecta porque: (i) en norma alguna se establece que el SEA no pueda ser modificado; y, (ii) es el SEA el que define el CMA y no el CMA el que define el SEA; es decir, primero debe establecerse cuál es el SEA y luego cuál es el CMA que corresponde al mismo. Si esto es así (como lo es), el que se establezca que el CMA es definitivo NO significa que el SEA también lo sea, porque el SEA es dinámico en tanto que está definido como el "sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta v la demanda de energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio". En efecto, el SEA de un SST puede ser modificado si ha sido equivocadamente establecido o si ocurren hechos que determinan la necesidad de cambios en el SEA originalmente establecido. No aceptar ello significaría, entre otros, que las instalaciones de transmisión no puedan adecuarse a los cambios en la capacidad de generación de electricidad o que los titulares de tales instalaciones no tienen derecho a ser retribuidos por los costos de inversión, operación y mantenimiento en que incurren; en ambos casos, situaciones no conformes no sólo con las leyes aplicables sino, incluso, con la necesidad de contar con un sistema eléctrico confiable. Evidentemente, si el SEA es modificado para tal nuevo SEA se deberá fijar el correspondiente CMA y con ello no se contraviene, en modo alguno, lo dispuesto en el numeral II) del literal b) del artículo 139 del RLCE. Sobre lo anterior, cabe recordar que, al momento de absolver las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a la "PROPUESTA DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS SST y SCT DE PROPIEDAD DE ENERSUR: PERíODO ", se hizo referencia al numeral 12.1 de la Resolución OSINERGMIN No S/CD para demostrar que el SEA efectivamente puede cambiar. No obstante ello, tales consideraciones no han sido tomadas en consideración en el Informe Legal ni, en general por el OSINERGMIN al momento de revisar el pedido de ENERSUR. (periodo ) Página 106 de 299

111 Además, no existe objeción técnica por parte de OSINERGMIN al SEA propuesto por ENERSUR. El actual SEA del SST asociado a la C.H. Yuncán no brinda una adecuada confiabilidad para la entrega de electricidad al SEIN por parte de la C.H. Yaupi y de la C. H. Yuncán. Por el contrario, la configuración real que a la fecha presenta el SST ha permitido que no se registren restricciones operativas, por lo que corresponde que tal configuración real se considere como el SEA del SST asociado a la C.H. Yuncán. Es más, en el marco del Plan de Inversiones en Transmisión del período , se ha aprobado la implementación de una celda de 138 kv en la SET Yaupi para conectar al sistema Oxapampa, en reemplazo de la barra 13,8 kv de la SET Yaupi; es decir se prevé la modificación de uno de los sistemas adyacentes al SST asociado a la C.H. Yuncán y si se analiza dicha modificación la misma determina la necesidad del transformador 220/138 kv en la SET Santa Isabel de ENERSUR y, por ello, la modificación del SEA del SST asociado a la C.H. Yuncán. De lo contrario, se vulnera el derecho de ENERSUR, en tanto titular de dicho transformador, de verse retribuido por los costos de inversión, operación y mantenimiento correspondientes al mismo. En síntesis, corresponde la modificación del SEA del SST asociado a la C.H. Yuncán y la correspondiente asignación de responsabilidad de pago conforme con lo propuesto por EnerSur. Análisis de OSINERGMIN Respecto a esta opinión, es del caso mencionar que en el Informe N GART sí se objeta técnicamente esta propuesta de ENERSUR. En efecto, en la página 138 de dicho informe, se precisó que el SEA asociado a las centrales hidroeléctricas Yuncan y Yaupi, se determinó como el adecuado a la capacidad de generación de dichas plantas de generación, las cuales no han variado y, por otro lado, el traslado de carga de Yaupi 13,2 kv a Yaupi 138 kv que aduce ENERSUR tampoco varía las condiciones consideradas para la definición de este SEA; puesto que, por el contrario, mejora el factor de utilización del transformador de 50 MVA considerado en el SEA, con el beneficio adicional de permitir liberar el transformador 13,2/138 kv de 20 MVA. Se señaló, asimismo, que para los sistemas tipo SSTG y SSTGD los SER s están conformados por el Sistema Económicamente Adaptado (SEA), revisado en detalle en la regulación de SST y SCT , toda vez que según el numeral II) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE 14, correspondía en aquella oportunidad establecer de forma definitiva los CMA correspondientes. En ese sentido, dado que los CMA de este tipo de instalaciones se han establecido de forma definitiva en la regulación anterior, el SEA de las mismas también tiene carácter definitivo, ya que de modificarse dicho SEA implicaría la modificación del CMA. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge esta opinión Para actualizar el Costo Medio Anual (CMA) de las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión (SST) de ENERSUR, no se ha considerado lo establecido en la Resolución OSINERGMIN No S/CD en lo que se refiere a la aplicación del factor de actualización que toma en cuenta el margen de ±5% que se dispone en la antepenúltima nota del cuadro 1.15 (página 58) de dicha resolución. 14 El Costo Medio Anual, de las instalaciones de transmisión, a que se refiere el numeral II) del literal b) del presente Artículo, se establecerá de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial. Este costo se actualizará en cada proceso regulatorio conjuntamente con la fijación de Compensaciones y Peajes (subrayado agregado). (periodo ) Página 107 de 299

112 Sustento: OSINERGMIN debe emplear el factor de actualización establecido en la antepenúltima nota del cuadro 1.15 (página 58) de la Resolución OSINERGMIN No OS/CD (correspondiente al periodo tarifario ), a fin de actualizar el CMA del SST de ENERSUR, en atención a lo siguiente: 1. En cumplimiento de lo dispuesto en el literal d) del Artículo 139 del RLCE, la Resolución OSINERGMIN N OS/CD ha aprobado una fórmula de actualización del CMA que está compuesta por una ecuación y unas condiciones para su aplicación. De acuerdo con dicha Resolución N OS/CD, la fórmula de actualización "se aplicará en las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en más de 5% respecto al valor del mismo factor correspondiente a la última actualización. 2. De acuerdo con lo establecido en el Informe N GART (página 11) que sustenta el Proyecto de resolución, la fórmula de actualización debe ser considerada en el proceso de fijación tarifaria. Específicamente, dicho informe legal señala que "si bien fueran determinadas las fórmulas de actualización en la regulación del 2009, siempre su aplicación se desarrollaría en la regulación del 2013, cuatro años después. (subrayado agregado) 3. En tal sentido, corresponde que la actualización del CMA se lleve a cabo considerando lo establecido en la Resolución N OS/CD, la misma que es un ACTO ADMINISTRATIVO FIRME y como tal no puede ser modificada por OSINERGMIN. Cabe resaltar que, en este caso, no nos encontramos en el supuesto previsto en el numeral 2 del artículo VI del Título Preliminar como (equivocadamente) se sostiene en el Informe Legal. En efecto, no estamos ante la modificación de un criterio interpretativo de cara a futuros actos administrativos sino en una modificación de un acto administrativo firme (la Resolución N OS/CD). Análisis de OSINERGMIN Respecto a esta opinión, es del caso precisar que el numeral 24.2 del Artículo 24º de la NORMA TARIFAS, en concordancia con lo establecido en el numeral II) del literal b) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE 15, establece la expresión mediante la cual se calcula el CMA de los sistemas distintos al tipo SSTD, entre los que se encuentran los tipo SSTG y SSTGD, sin embargo no establece la forma de actualizarlos. Es el numeral II) del literal d) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE 16 el que establece la forma definitiva en que se determina el CMA para este tipo de instalaciones y señala la periodicidad de su actualización (cada proceso regulatorio). Bajo este ordenamiento legal, entre otras, las instalaciones del tipo SSTG están sujetas a estas dos disposiciones; por lo que, dado que las fechas de entrada en operación comercial de éstas datan de antes del 23 de julio de 2006, en que se emitió la Ley N 15 El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión no comprendidas en el numeral anterior, estará conformado por la anualidad de la inversión para un período de recuperación de hasta treinta (30) años, con la tasa de actualización a que se refiere el Artículo 79 de la Ley, y el correspondiente costo anual estándar de operación y mantenimiento según lo especificado en el numeral VI) siguiente. ( ) 16 El Costo Medio Anual, de las instalaciones de transmisión, a que se refiere el numeral II) del literal b) del presente Artículo, se establecerá de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial. Este costo se actualizará en cada proceso regulatorio conjuntamente con la fijación de Compensaciones y Peajes (subrayado agregado). (periodo ) Página 108 de 299

113 28832, su CMA se estableció de forma definitiva mediante la aplicación de los Módulos Estándares de Inversión en Transmisión vigentes al 31 de marzo de 2009, fecha a la cual también están referidos todos los valores de CMA, Fórmulas de Actualización, Compensaciones y Tarifas de los SST y SCT, fijadas en cumplimiento de la normativa vigente y dentro del marco regulatorio establecido por la referida Ley N En consecuencia, los valores de CMA que se fijaron en la regulación del año 2009, deberán ser actualizados en cada fijación tarifaria mediante sus correspondientes fórmulas de actualización y teniendo en cuenta las Bajas que se han dado a partir del 24 de julio de 2006, para el caso de las instalaciones de ENERSUR, según la fórmula de actualización cuyos coeficientes correspondientes están contenidos en el Cuadro 8.27 de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD y que son los que reflejan la estructura de costos de sus instalaciones. En cuanto a la antepenúltima nota del Cuadro 1.15 de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (modificada y complementada por la Resolución OSINERGMIN N OS/CD), efectivamente, se estableció que las fórmulas de actualización del CMA del SST se aplicarían bajo las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en más de 5% respecto a la última actualización, con el propósito de prever alguna volatilidad en los costos que podría originar un significativo desequilibrio económico en el transcurso del periodo tarifario vigente (noviembre 2009 abril 2013), lo cual no fue necesario, ya que no se dieron las condiciones de aplicación mencionadas; sin embargo, ello no es óbice para no dar cumplimiento a la disposición legal a la que se refiere el párrafo anterior en el sentido que la actualización del CMA debe realizarse en el proceso regulatorio en curso conjuntamente con la fijación de Compensaciones y Peajes. Por consiguiente, no es correcta la interpretación dada por ENERSUR respecto a la improcedencia de actualización del CMA, por tratarse de un acto administrativo firme. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, no se acoge este comentario ENERSUR señala que existe error en los flujos de potencia de envío y recepción consignados para la LT 220 kv Ica - Marcona, lo que deriva en un cálculo errado de los Ingresos Tarifarios para dicha línea. Como sustento indica que en la hoja "punta" del archivo "Flujos_2013_2017.xls", se consigna para la LT 220 kv Ica - Marcona, los flujos de potencia de la LT 220 kv Independencia - Ica (2da. Terna). Este error se presenta en la vinculación que hace OSINERGMIN con las hojas "Flujos1_punta" y "Flujos2_punta". Lo mismo sucede para los flujos de potencia de las condiciones de media y base. En atención a ello, OSINERGMIN debe revisar los cálculos del Ingreso Tarifario de la LT 220 kv Ica - Marcona, ya que de acuerdo a la revisión efectuada en las hojas de cálculo que sustentan dichos cálculos, los flujos de potencia que asignan a esta línea corresponden a la LT 220 kv Independencia - Ica (2da. Terna). Análisis de OSINERGMIN De la revisión efectuada a las hojas "punta", media y base del archivo "Flujos_2013_2017.xls", se corroboró que existen errores en las vinculaciones de las celdas, dado que los flujos de energía asignados a la LT 220 kv Ica Marcona estaban vinculados a la LT 220 kv Independencia Ica (2 terna). Por tal motivo, se procederá a realizar las correcciones del caso. (periodo ) Página 109 de 299

114 Como producto de este comentario, se hace extensiva esta corrección para la hoja F- 513 del archivo F_500_Peaje_Area_08.xls. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, se acoge este comentario ENERSUR observa que en el Cuadro 6.4 "CPSEE del SST de Callalli" del Anexo N 6 del Proyecto de Resolución, se considera erróneamente el elemento L.T. 60 kv Majes - Caylloma, cuando el elemento real es la L.T. 60 kv Callalli - Caylloma. En atención a ello, solicita se corrija el nombre del elemento. Análisis de OSINERGMIN De la revisión efectuada al Cuadro 6.4 CPSEE del SST de Callalli del Anexo N 6 correspondiente al Proyecto de Resolución, se verificó que se consignó erróneamente la LT 60 kv Majes Caylloma, cuando lo correcto es consignar la LT 60 kv Callalli - Caylloma. Por tal motivo, se realizará las correcciones pertinentes. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, se acoge este comentario La relación de los Titulares de Generación a los que se les asigna el pago de las compensaciones mensuales de los Sistemas Generación/Demanda de REP (segunda tabla del Cuadro 9.1 del Proyecto) se han obviado a algunos Titulares de Generación; asimismo, no se ha encontrado los cálculos que sustentan la asignación de responsabilidad de pago de estas instalaciones. Se solicita incluir en la asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones Generación/Demanda de REP entre generadores, al Titular de la CH Platanal, CT Fenix, CT Santo Domingo de Olleros, CH Cerro El Águila, CH Chaglla, CH. Chimay, CH Yanango, entre otros. Asimismo, se debe actualizar la relación de Titulares de Generación considerando que EGECAHUA y ELECTROANDES son SN POWER y ETEVENSA fue absorbido por EDEGEL. Sustento: En el Proyecto de resolución, no se ha incluido a titulares de generación que también tienen relevancia en los sistemas de transmisión Generación/Demanda de REP, como por ejemplo: - Compañía Eléctrica El Platanal (CH Platanal 216 MW): Se conecta a la barra 220 kv de la S.E. Chilca REP (empresa que fue tomada en cuenta además en la Regulación Tarifaria ). - Fenix Power Peru (CT Fenix 521 MW): Se conectará a la Chilca CTM en junio del Termochilca (CT Santo Domingo de Olleros 197 MW): Se conectará a la barra 500 kv de la S. E. Chilca CTM en Setiembre del Centrales Eólicas (Marcona, Talara, Cupisnique y Tres Hermanas) - Centrales Solares (Majes, Repartición, Moquegua, Panamericana y Tacna) - En general se debe incluir a todas las Centrales Eléctricas con Recursos Renovables (RER). En tal sentido, resulta importante que se revise la asignación de responsabilidad de pago de los sistemas de Generación/Demanda de REP, a fin de incluir a los titulares de generación de las centrales antes indicadas. (periodo ) Página 110 de 299

115 Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, debido a errores involuntarios se han originado diversas inconsistencias en el tema de asignación de responsabilidades de pago por las instalaciones tipo SSTG y SSTGD, razón por la cual se ha realizado una revisión total de esta parte regulatoria, para la etapa de publicación de las Tarifas y Compensaciones de SST y SCT. Respecto a la inclusión de nuevos titulares de generación que tendrían posible relevancia en los sistemas de transmisión Generación/Demanda de REP, es necesario señalar que se han incorporado aquellos que dsiponen de información que permite su representación en el modelo Perseo; no obstante, para el caso de algunos pocos restantes para los cuales a la fecha no existe información, es inconsistente o insuficiente para su correcto modelamiento, a fin de efectuar la evaluación que corresponda en su oportunidad, en la Resolución mediante la cual se publique la regulación en curso, se especificará que la revisión de la distribución de responsabilidades de pago entre los generadores, de la compensación asignada a ellos por los SST y/o SCT, se realizará en cada fijación tarifaria o a solicitud de los interesados, en este último caso será sustentado por el solicitante y tramitado dentro del Procedimiento de Fijación de los Precios en Barra. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente esta opinión Existe un error en la definición de la responsabilidad de pago para el SST Chiclayo Carhuaquero, por lo que se deberá corregir la incongruencia en la Asignación de Responsabilidad de pago de este sistema, toda vez que por un lado indica como responsable del pago al titular de la CH Carhuaquero, y por otro, establece como generadores relevantes a los Titulares de las CCHH Carhuaquero, Pizarras, Quitaracsa y Chaglla. Sustento: En el Cuadro Nº 9.4 del Anexo N 9 del Proyecto se señala como responsable del 100% del pago a su titular, la CH Carhuaquero, tal como se muestra a continuación: Sin embargo, en el Cuadro N 9.39 del Anexo N 9 del Proyecto de resolución, se señala como responsables del pago a diversos generadores relevantes, tal como se muestra a continuación: En este sentido, existe una incoherencia en la responsabilidad de pago considerada, la cual deberá ser corregida a efectos de que la responsabilidad de pago sea asumida solo por el titular de la instalación. (periodo ) Página 111 de 299

116 Análisis de OSINERGMIN Corresponde modificar el Cuadro 9.4 y utilizar el Método de Uso para el SST Chiclayo Carhuaquero, debido a que la compensación de dicho sistema secundario está asignada 100% a la Generación. Por lo tanto, los responsables de las compensaciones del SST Chiclayo Carhuaquero se determinarán considerando lo señalado previamente. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario Se ha considerado como fecha de puesta en operación comercial de la LT 220 kv Carhuaquero - Cajamarca Norte el mes de enero de 2014, fecha que resulta errada. Sustento: En el archivo Caso.xls (hoja lin) OSINERGMIN ha considerado como fecha de ingreso de la LT 220 kv Carhuaquero - Cajamarca Norte el mes de enero del 2014, siendo la fecha de operación comercial de dicha instalación el mes de mayo de En efecto, la ejecución del referido proyecto fue entregado en concesión a la empresa Cobra, fijándose la fecha de firma del Contrato para el 14 de marzo de 2013, con un plazo de ejecución de 38 meses. En atención a ello, la puesta en operación comercial será en mayo de 2016, y no enero de 2014, como erradamente señala OSINERGMIN en el Proyecto. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, se ha revisado la información de sustento de la línea 220 kv Carhuaquero Cajamarca Norte, y de acuerdo con los plazos establecidos en el contrato firmado por la empresa Cobra con el Estado, la puesta en operación comercial se ha previsto para mayo de 2016, en ese sentido se ha procedido a actualizar la información en el modelo PERSEO. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario ENERSUR también menciona que, sin perjuicio de lo observado en su Opinión N 01 (numeral 17.1), existe un error en la asignación de la responsabilidad de pago para el elemento "Autotransformador 220/138/22,9 kv, incluido celdas de conexión SET Santa Isabel, perteneciente al SST de la CH Yuncan. En efecto, en el Cuadro N 9.6 del Anexo N 9 de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se muestra la asignación al Titular de la CH Yuncán como responsable del pago de dichas instalaciones, tal como se muestra en figura siguiente: (periodo ) Página 112 de 299

117 Por ello, se debe corregir el nombre del titular responsable del pago para el elemento "Autotransformador 220/138/22.9 kv, incluido celdas de conexión SET Santa Isabel", toda vez que de forma errada se ha asignado al Titular de la CH Yuncán, cuando debe corresponder al Titular de la CH Yaupi, tal y como se estableció en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, se menciona que debido a errores de transcripción de los formatos F-500 hacia el cuadro 9.6 del Proyecto de Resolución, materia de la PREPUBLICACIÓN, se consideró a la CH Yuncán como responsable del pago del Autotransformador 220/138/22.9 kv. Por tal motivo, se procederá a realizar la corrección del caso. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, se acoge este comentario Se observa que se ha asignado 100% a la generación la responsabilidad de pago de los sistemas secundarios SST Piura Oeste - Chiclayo Oeste, SST Chiclayo Oeste Guadalupe - Trujillo Norte, SST de la S.E. Huacho, SST de la S.E. Pariñas y SST de la S.E. Reque que figura en los Cuadros 9.43 a 9.47 respectivamente, cuando los mismos deben ser asignados a la Demanda. Sustento: Estas no son instalaciones para entregar electricidad desde una central de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión, por lo que de mantener la asignación según el proyecto de resolución se estaría contraviniendo lo dispuesto en el Artículo 62 de la LCE. Asimismo, estas instalaciones permiten reforzar la capacidad de transmisión e intercambiar potencia entre las áreas del norte y norte medio del SEIN, evitando restricciones de despacho económico y mejorando la estabilidad del sistema, aumentando la confiabilidad del suministro publico a los consumidores. Por tanto, la responsabilidad de pago de los sistemas secundarios mencionados anteriormente debe ser asignada a la Demanda. Análisis de OSINERGMIN Al respecto, se ha procedido a revisar la información utilizada para el modelo Perseo, y en base en los resultados de este nuevo modelamiento, se ha procedido a determinar, entre otros, la asignación de la responsabilidad de pago de los sistemas SST Piura Oeste Chiclayo Oeste, SST Chiclayo Oeste Guadalupe Trujillo Norte, SST de la S.E. Huacho, SST de la S.E. Pariñas y SST de la S.E. Reque, que se mencionan en esta opinión, según el criterio de Beneficios Económicos, tal como se establece en el numeral del Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario Se observa que en la lista de los generadores relevantes no se han incluido a todos los Titulares de Generación de las Centrales que se conectan en Chilca. Por ejemplo, en los elementos "LT Pachachaca - San Juan (L-220S y L-2206)" del SST Mantaro Lima y del SST San Juan - Chilca se incluye a la CT Chilca y Kallpa, obviando a las CC.TT. Las Flores, Santo Domingo de Olleros y Fénix y a la CH Platanal. (periodo ) Página 113 de 299

118 Sustento: De la información revisada en el archivo Caso.xls, empleado por el OSINERGMIN para la determinación de los generadores relevantes, se tiene lo siguiente: CT Kallpa: Para el año 2013 despacha como máximo 709 MW y para los años 2014 al 2017 su despacho máximo es similar al del CT Chilca Uno: Para el año 2013 despacha como máximo 644 MW y para los años 2014 al 2017 su despacho máximo es similar al del CT Fénix ingresa a despachar a partir de julio del 2013: Esta Central llega a despachar como máximo 344 MW para el año 2013 y 360 MW a partir del año El despacho de esta central representa el 51% y 56% de lo que despacha la CT Kallpa y Chilca Uno, respectivamente. Sin embargo, esta central no está considerada como un generador relevante, a pesar que su conexión se podría considerar a la barra 220 kv de la S.E. Chilca CTM. CH El Platanal: Para el año 2013 despacha como máximo 217 MW y para los años 2014 al 2017 su despacho máximo es similar al del El despacho de esta central representa el 31% y 34% de lo que despacha la CT Kallpa y Chilca Uno, respectivamente. Sin embargo, esta central no está considerada como un generador relevante, a pesar que su conexión es en la barra 220 kv de la S.E. Chilca REP. CT Las Flores: Despacha aproximadamente 50 MW en el bloque de punta de la demanda. OSINERGMIN debe revisar el cálculo efectuado, a fin de que determine de manera adecuada la determinación de los generadores relevantes en todos los SST e incluir los proyectos no considerados en los cálculos y que se indican en el Comentario 11. Análisis de OSINERGMIN El despacho que resulta del modelo Perseo da como resultado la energía que despachará cada unidad de generación durante el periodo de análisis. Si bien, el archivo PGGsi000.cvs muestra la potencia de cada unidad de generación, ésta corresponde a la energía producida por cada unidad de generación dividida entre las horas del periodo de análisis correspondiente, obteniendo un valor promedio de potencia sólo como referencia para el bloque de análisis. Por otro lado, se ha revisado y actualizado toda la información utilizada para el modelo Perseo. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente este comentario Existen diferencias entre las fechas de ingreso de los proyectos de generación y transmisión considerados en el Proyecto de resolución, con lo considerado en la prepublicación de la Fijación de Tarifas en Barra (Resolución OSINERGMIN N S/CD); asimismo, en el Proyecto no se han tomado en cuenta varios proyectos de transmisión contemplados en la pre-publicación de la Fijación de Tarifas en Barra. En este sentido, se solicita uniformizar las fechas de ingreso de los proyectos de generación y transmisión, tomando en cuenta para tal efecto la Fijación de Tarifas en Barra periodo mayo abril 2014 (Resolución OSINERGMIN N S/CD). Análisis de OSINERGMIN Se ha procedido a revisar toda la información de proyectos de generación y transmisión en el horizonte de análisis actualizándose en lo correspondiente; por otro lado, para (periodo ) Página 114 de 299

119 efectos de la publicación se está utilizando como base la información a ser considerada en la Fijación de Tarifas en Barra para el periodo mayo Abril Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario. (periodo ) Página 115 de 299

120 A.23. SAN GABÁN En el archivo de datos SINAC.EMB del programa PERSEO se ha considerado que el embalse Pumamayo (código EM-3004) habría entrado en operación en diciembre 2011; mientras que, las lagunas Corani A y B (códigos EM-2403 Y EM-2404) en diciembre 2010 y diciembre 2011, respectivamente. Al respecto, se informa que en cuanto al Proyecto embalse Pumamayo (código EM- 3004), a la fecha se encuentra en la fase de iniciar la convocatoria para su construcción, con fecha probable de ingreso en operación al 70% el año En cuanto a los proyectos de Corani A y B (códigos EM-2403 Y EM-2404), a la fecha se encuentran paralizados y con avance del 6 % del Proyecto Corani A y 0% Proyecto Corani B, no se tiene previsto el ingreso de operación por razones de procesos legales con el contratista, por tanto no se tiene previsto una fecha de ingreso en operación. Análisis de OSINERGMIN Se ha verificado que lo comentado por SAN GABÁN es correcto, motivo por el cual se ha procedido a efectuar las correcciones de los embalses Pumamayo y lagunas Corani A y B en el archivo sinac.emb del modelo Perseo a ser utilizado en la presente regulación. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge este comentario En el Proyecto de Resolución no se ha considerado las compensaciones por las celdas ubicadas en la S.E. Azángaro, de propiedad de SAN GABAN, correspondientes a las líneas de transmisión San Gabán - Azángaro, San Rafael - Azángaro y Azángaro Juliaca. Se sugiere, considerar dichas instalaciones a fin de que estos elementos sean reconocidos para su compensación más aún en el caso de la celda ubicada en la SET Azángaro correspondiente a la línea de transmisión en 138 kv Azángaro - Juliaca, dado que a partir de mayo 2015 las compensaciones por esta línea consideran como generadores relevantes a San Gabán II y las centrales El Ángel I, II y Ill. Para tal fin, en el Anexo 1 se presentan los estudios correspondientes al sistema secundario de San Gabán que incluyen las compensaciones y la determinación de generadores relevantes para las celdas no consideradas en el Proyecto de Resolución. Análisis de OSINERGMIN En el siguiente gráfico (Gráfico N 2.4 del Informe Técnico OSINERG-GART/DGT N ), se muestran las instalaciones del SEA de SAN GABAN, las cuales están representadas en color rojo y líneas discontinuas. (periodo ) Página 116 de 299

121 A partir del gráfico mostrado se obtiene la relación de las instalaciones resultantes que constituyen el SEA del SST San Gabán-Azángaro, las cuales se muestran en el siguiente cuadro: N Nombre de Elemento Instalación 1 Celda de Línea 138 kv SE San Gabán II 2 Celda de Línea 138 kv SE Azángaro 3 Celda de Línea 138 kv SE Azángaro 4 Ln 138 kv San Gaban II San Rafael Ln 138 kv San Gaban II San Rafael (76,48 Km) 5 Ln 138 kv San Rafael - Azángaro Ln 138 kv San Rafael Azángaro (89,29 Km) Por tanto, las dos (2) celdas de línea de la SE Azángaro ya están consideradas en el SEA de San Gabán. Sin embargo, en la fijación de Peajes y Compensaciones para el período , por error, se consignó las dos celdas de la SE Azángaro a la SE San Rafael, tal como se muestra en la hoja F-308 San Gabán del archivo F_500_Compensación.xls. Por tal motivo, en el presente proceso regulatorio se corregirá el error mencionado, a fin de que los formatos Excel sean coherentes con el SEA de San Gabán. Conclusión Por las razones explicadas en el análisis anterior, se acoge parcialmente este comentario En el Anexo 9 del Proyecto de Resolución de la referencia, cuadro Sistema Línea Quencoro - Tintaya, se indica que los responsables de pago por las compensaciones de la línea de transmisión Quencoro - Tintaya (L-1005) e instalaciones asociadas, es el titular de la Central Machupicchu, asignándole el 100% de la compensación. Sin embargo, en el cuadro 9.40 del mismo Anexo 9 antes mencionado, se consideran como generadores relevantes del Sistema Ouencoro - Tintaya para el periodo mayo abril 2017 entre otros generadores a San Gabán II, lo cual da a entender que la compensación por dicho sistema se determinaría mediante generadores relevantes y no conforme se indica en el cuadro 9.3 (asignación de 100% al titular de la Central Machupicchu). Por tanto, se sugiere: 1. Establecer una concordancia entre los cuadros 9.3 y 9.40 a fin de establecer a los responsables de pago por la línea de transmisión Quencoro - Tintaya (L-1005) e instalaciones asociadas (celdas). (periodo ) Página 117 de 299