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

Transcripción

1 ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA Lima, 17 de diciembre de 2009 Que, con fecha 15 de octubre de 2009, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante OSINERGMIN ), publicó la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD (en adelante RESOLUCIÓN ), mediante la cual se fijaron las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante SST ) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante SCT ) aplicables al período comprendido entre el 01 de noviembre de 2009 y el 30 de abril de 2013, contra la cual el 05 de noviembre de 2009 la Empresa Luz del Sur S.A.A. (en adelante LUZ DEL SUR ), dentro del término de ley, presentó recurso de reconsideración, siendo materia del presente acto administrativo el análisis y decisión de dicho recurso impugnativo. 1.- ANTECEDENTES Que, de conformidad al literal c) del Artículo 43 de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada por Decreto Ley N (en adelante LCE ), se encuentran sujetas a regulación de precios las tarifas y compensaciones de los sistemas de transmisión y distribución; Que, de acuerdo al Artículo 20 de la Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (en adelante Ley de la Generación Eficiente ), el Sistema de Transmisión del SEIN está integrado por las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión (en adelante SGT ), del Sistema Complementario de Transmisión (en adelante SCT ), del Sistema Principal de Transmisión (en adelante SPT ) y del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante SST ); Que, la última parte del literal b) del numeral 27.2 del Artículo 27 de la Ley de la Generación Eficiente, explicita que las compensaciones y tarifas de los SCT se regulan considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los SST; Que, de esta forma, las disposiciones legales antes citadas determinan la regulación de precios de las instalaciones de los SCT y de los SST, aplicándose para tales efectos, lo dispuesto en la LCE. Dicha regulación es competencia de OSINERGMIN, tal como lo determina el Artículo 62 de la LCE, que establece que las compensaciones y peajes por las redes del SST serán reguladas por OSINERGMIN, así como también el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, al disponer que las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los Artículos 44 y 62 de la LCE, y las compensaciones y tarifas del SCT a que se refiere el Artículo 27 de la Ley de la Generación Eficiente, serán fijadas por OSINERGMIN, de acuerdo a los criterios allí explicitados; Que, la Norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante NORMA TARIFAS ), aprobada por Resolución OSINERGMIN N OS/CD, estableció los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios tarifarios que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los titulares de los SST y SCT; Que, mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se aprobó el Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos Para Fijación de Precios

2 Regulados, en cuyo Anexo B consta el Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante PROCEDIMIENTO ), el mismo que contiene las diferentes etapas que deben llevarse a cabo y los plazos para cada una de ellas; Que, en la primera regulación conjunta de los SCT y los SST, la Primera Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD dispuso que el Procedimiento de Fijación para las tarifas correspondientes al período , se iniciará antes del 01 de abril de Posteriormente, dicho plazo fue postergado hasta antes del 01 de junio de 2008, por la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, la cual, a su vez, mediante el Artículo 2, modificó los plazos consignados en el PROCEDIMIENTO; Que, en este sentido, conforme a lo indicado en el considerando precedente y los plazos dispuestos en el PROCEDIMIENTO, la regulación de las tarifas correspondientes al período mayo 2009 abril 2013, se desarrolló transcurriendo las siguientes etapas: Presentación de los Estudios Técnico Económicos por parte de las empresas concesionarias; revisión de admisibilidad de las propuestas de peajes y compensaciones de los SST y SCT por parte de OSINERGMIN; respuestas a las observaciones de admisibilidad, por parte de las empresas; notificación de admisibilidad de las propuestas de peajes y compensaciones de los SST y SCT; publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a audiencia pública de los Titulares; Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT; observaciones a los Estudios Técnicos Económicos de los Titulares de los SST y SCT, por parte del OSINERGMIN, y respuesta a las observaciones, por parte de las empresas concesionarias; Que, asimismo, mediante Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD publicada en el diario oficial El Peruano el 30 de enero del 2009, se dispuso la publicación del proyecto de Resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para SST y SCT, correspondiente al periodo mayo 2009 abril 2013, el 10 de febrero de 2009 se realizó una segunda Audiencia Pública en la que OSINERGMIN realizó la exposición y sustento de los criterios, metodología y modelos económicos utilizados y hasta el 24 de febrero de 2009 se recibieron las opiniones y sugerencias de los interesados; Que, en esta situación, el 01 de abril de 2009, se publicó el Decreto Supremo N EM, cuyo Artículo 2 modificó el literal d) del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante RLCE ), en el que entre otras modificaciones, le agrega el numeral VI, el cual establece que en cada proceso regulatorio de los SST y SCT se debe prever una etapa de aprobación del Plan de Inversiones, previa a la fijación de Tarifas y Compensaciones, además de postergar la aplicación de la primera regulación de los SST y SCT al 01 de noviembre de 2009; Que, en mérito a dicho Decreto Supremo N EM, mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD, OSINERGMIN reformuló el cronograma del proceso de regulación de los SST y SCT. Sobre la base de este nuevo cronograma, previa evaluación de las premisas y cálculos que presentaron las TITULARES en las etapas previas y evaluación de las opiniones y sugerencias a la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, en lo referente a la proyección de la demanda y la definición del Sistema Eléctrico a Remunerar en cada Área de Demanda, con Resolución OSINERGMIN N OS/CD se aprobaron los Planes de Inversión en cada una de las Áreas de Demanda y en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD se consignó el Plan de Inversiones modificado en mérito a lo resuelto en las resoluciones emitidas en atención a los recursos de reconsideración presentados Página 2

3 en contra la misma; Que, habiendo quedado firme la resolución que aprobó el Plan de Inversiones, mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD se efectuó la publicación del proyecto de resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, aplicables para el periodo comprendido entre el 01 de noviembre de 2009 y el 30 de abril de 2013; el 14 de setiembre de 2009 se realizó la Audiencia Pública en la que OSINERGMIN expuso y sustentó los criterios, metodología y modelos económicos utilizados y; previa evaluación de las opiniones y sugerencias presentadas, con la RESOLUCIÓN, publicada el 15 de octubre de 2009, se fijó dichas Tarifas y Compensaciones; Que, con fecha 05 de noviembre de 2009, LUZ DEL SUR interpuso recurso de reconsideración (en adelante RECURSO ) contra la RESOLUCIÓN, cuyo sustento fue expuesto por dicha empresa en la Audiencia Pública, convocada para tal fin por OSINERGMIN, la misma que se llevó a cabo el día 19 de noviembre de 2009; Que, conforme al PROCEDIMIENTO, los interesados debidamente legitimados tuvieron la oportunidad de presentar, hasta el 26 de noviembre de 2009, opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración recibidos por OSINERGMIN, no habiéndose recibido ninguna relacionada con el recurso impugnativo de LUZ DEL SUR. 2.- EL RECURSO DE RECONSIDERACIÓN Que, LUZ DEL SUR manifiesta que, dada la importancia de la transmisión dentro del régimen del sector eléctrico, resulta necesario reconsiderar la RESOLUCIÓN en los aspectos: Factores de Pérdidas, Valorización de Inversiones, Alícuotas y Bajas en el SST, Cálculo de CMA y Peajes y Nulidad del presente procedimiento; Que, la recurrente adjunta a su recurso de reconsideración, Copia del Poder de la representante, Copia del DNI de la representante, señalándose (de manera manuscrita) como Escritura de constitución la ingresada con registro como parte del Expediente ; Que, asimismo, como nueva prueba instrumental presenta los siguientes documentos: - Acta de alta de un transformador monofásico 220/60/10 kv-60 MVA, ubicado en la SET Balnearios en calidad de reserva. - Esquema unifilar de la zona sur-líneas de transmisión: L-619, L-620, L-621, L-622, L-624 y L-639, al 24 de julio de Informe Técnico Costo Medio Anual del Sistema Secundario de Transmisión de LUZ DEL SUR existente al 23 de julio de 2006, el cual lo sustituyó por una segunda versión mediante el Escrito 2 del Recurso de Reconsideración, presentado el 09 de noviembre de Informe de Asesoría para la presentación de recursos de reconsideración al proceso de fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT correspondientes al Periodo , mencionado en el recurso pero presentado con el Escrito 2 en la fecha a que se refiere el párrafo anterior; Página 3

4 2.1 CORREGIR EL CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS SUSTENTO DEL PETITORIO Que, LUZ DEL SUR señala que OSINERGMIN ha incurrido en errores que influyen sobre el cálculo de los factores de pérdidas medias correspondientes al Área de Demanda 7, por lo que solicita: a. No considerar en las simulaciones de flujo de carga el banco de capacitores de 8 MVAR instalado en la SET Villa María, ya que, según la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (en adelante Norma Tarifas"), la SET se planifica considerando un factor de potencia igual a 0,95, el cual implícitamente está considerando todos los bancos de capacitores conectados a las barras de MT de las SETs, y sin dichos bancos, el factor de potencia sería de 0,9 o menos. Que, con la inclusión de la operación del banco de capacitores de la SET Villa María se está superponiendo una doble compensación reactiva en dicho punto. Que, tanto en los SST como los SCT, no se reconocen las inversiones en compensación reactiva, por lo que éstos no deben considerarse en las simulaciones. b. Considerar en las simulaciones una inyección de 60 MVAR en la subestación San Juan y no de 135 MVAR, debido a que, no obstante la capacidad total de compensación reactiva capacitiva instalada en esta subestación, de 120 MVAR en 60 kv y de 15 MVAR en 10 kv (con conocimiento que esta última ha sido dada de baja de forma definitiva), de dicha capacidad reactiva total sólo se puede inyectar 90 MVAR a la barra de 60 kv de LUZ DEL SUR a través de la L-710, por límite de capacidad de transmisión de dicha línea y además, según datos registrados en los últimos años, en horas de máxima demanda del SEIN los capacitores de REP en esta SET inyectan normalmente 60 MVAR de reactivos al sistema. Dicha inyección de 60 MVAR se debe a que los mencionados bancos de capacitores fueron implementados con la finalidad fundamental de mantener adecuados niveles las tensiones en las barras aledañas a la SET San Juan 220 kv, operada por REP, pero en la actualidad esto ha cambiado pues a la regulación de los niveles de tensión contribuyen de manera importante la operación de las numerosas unidades de generación térmica a gas en la zona de Chilca y la ampliación de la generación en Santa Rosa, situación que se mantendrá en el futuro teniendo en cuenta los proyectos actualmente en curso. c. Corregir los parámetros de los transformadores "tr3 csl-snj-2671 y "tr3 csl- Industriales" (los cuales deben ser iguales a los del transformador "tr3 bal- 2672"), pues por error involuntario se ha considerado valores absolutos de pérdidas en el cobre (kw) en vez de considerar valores relativos (porcentuales). Como parte del sustento se muestra dos reportes de datos de la librería del software Digsilent. Página 4

5 d. Corregir, en los años 2009 al 2012, la asignación de "MT" a "AT", para los siguientes elementos: Lne Balnearios-Limatambo-L629, Lne Balnearios- Limatambo-L630, Lne Balnearios-Neyra-Lb31, Lne Balnearios-Salamanca- L663, Ine Balnearios-DervMont613, Lne csl-balnearios-limatambo-l630, Lne csl-balnearios-neyra-l631. Se señala al respecto que, enlas hojas "BD-Sein-lineas" y "BD-Sist-lineas" del archivo "F-5OO-FactPerd-AREA-07.xls", se ha asignado incorrectamente el nivel de tensión de 10 kv debiendo ser de 60 kv. e. Corregir en los años 2009 al 2012, la asignación de "0" a "1 ", en el campo "incluir", de las hojas "BD-Sein-lineas" y "BD-Sist-lineas" del archivo "F-500- FactPerd-AREA-07.xls", para los siguientes elementos: Ine ChilaREP- ChilcaLDS, Ine DervNana-Nana, Ine DervSClara655-DervNana, Ine DervSClara656-SClara, Ine Huachipa-DervSClara656, Ine SantaClara- DervSClara655, Ine Sjuan-Atoc 1, Ine Sjuan-Atoc2. Lo señalado anteriormente es la razón, según indica la recurrente, de que tales elementos forman parte del sistema de transmisión de LUZ DEL SUR, el primero perteneciente al SCT y los demás al SST. f. Incluir el enlace doble terna en 220 kv de alimentación a la SET Los Industriales, omitido por OSINERGMIN en las hojas "BD-Sein-lineas" y "BD- Sist-lineas" del archivo "F-500-FactPerd-AREA-01.xls, no obstante haber sido considerada su implementación en el año 2011 como parte del Plan de Inversiones aprobado por el mismo ente regulador. g. Modificar en los años 2009 al 2012, la asignación de "MT/MT" por "AT/MT", en el campo "nivel de tensión", para los transformadores existentes en la SET Balnearios: tr2 bal_671, tr2 bal_802, tr2 ep_801 y tr3 bal_801, los cuales han sido omitidos por OSINERGMIN en las hojas "BD-Sein-trafo" y "BD-Sist-trafo" del archivo "F-500-FactPerd-AREA-07.xlsW. Aclara que los transformadores 60/10 kv con códigos "tr2 bal-802" y "tr2 ep- 801" modelados por OSINERGMIN, corresponden a los transformadores 2 y 3 de 60/10 kv - 25 MVA, instalados en la subestación Balnearios. El transformador 60/22,9/10 kv con código "tr3 bal-801" modelado por OSINERGMIN corresponde al transformador 1 de 60/22,9/10 kv 40/40/40 MVA instalado en dicha subestación, mientras que el banco de transformadores 60/7,29 kv modelado como transformador "tr2 bal-671" corresponde al SVC instalado en la misma subestación. h. Incluir para el cálculo de los factores de pérdidas, el transformador de 180 MVA, 220/60/10 kv, previsto instalarse en la SET Santa Rosa en el año 2010 (rotado de la SET San Juan), según el Plan de Inversiones aprobado por OSINERGMIN. Se solicita considerar esta corrección también para los años 2011 y ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, a continuación se presenta el análisis de cada uno de los aspectos observados con relación al pedido de corregir errores en el cálculo de los Página 5

6 factores de pérdidas medias, guardando el mismo orden en que se han organizado en la sección anterior: a. Respecto a la no inclusión del banco de capacitores de 8 MVAR instalado en la SET Villa María, se encuentran válidas las razones expuestas por LUZ DEL SUR, por lo que se procede a retirarlo de los cálculos. En consecuencia este extremo del pedido debe considerarse fundado. b. Con relación a considerar sólo una inyección de 60 MVAR en la SET San Juan, cabe señalar que, un análisis de flujos de potencia (activa y reactiva) se realiza incluyendo todos los elementos de transmisión y de generación, con sus características propias, por lo que la inyección o retiro de potencia (activa o reactiva) que resulte en cada una de las barras del sistema eléctrico son parte de los resultados de dicha simulación, así como lo son las condiciones de operación resultantes que podrían conllevar al refuerzo de las capacidades de algunas instalaciones existentes o a la implementación de nuevas inversiones en transmisión. En ese sentido, para la simulación de los flujos de potencia, se ha considerado en esta subestación la compensación reactiva capacitiva de 120 MVAR en 60 kv, mientras que la compensación de 15 MVAR en 10 kv no ha sido considerada por las mismas razones expuestas en el párrafo anterior. Por tal razón, este extremo del pedido debe considerarse fundado en parte. c. Respecto a los parámetros de los transformadores, como resultado de la revisión realizada, efectivamente es necesario uniformizar las unidades empleadas para las pérdidas en el cobre de los transformadores. En ese sentido, las pérdidas en el cobre de los transformadores se expresan en valores porcentuales (relativos), por lo que este extremo del pedido debe considerarse fundado. d. Se ha verificado que, por error de digitación, para las líneas de 60 kv que menciona LUZ DEL SUR se les asignó un nivel de tensión de 10 kv, por lo que se ha procedido a efectuar las correcciones correspondientes. En ese sentido, este extremo del pedido debe ser considerado fundado. e. Efectivamente, se ha verificado que en las hojas "BD_Sein_lineas" y "BD_Sist_lineas" del archivo "F_500_FactPerd_AREA _07.xls", están excluidas todas las líneas de transmisión que menciona la recurrente; por lo que se procede a incluirlas con excepción de las líneas Lne Sjuan_Atc1 y Lne Sjuan_Atc2 por ser de propiedad y de uso exclusivo de terceros. En razón de ello se han efectuado las correcciones correspondientes, lo cual no necesariamente coincide con lo requerido por LUZ DEL SUR, por lo que este extremo del pedido se debe considerar como fundado en parte. f. Se ha verificado que efectivamente, por error de omisión, no se había considerado el enlace 220 kv, de 0,5 Km. en doble terna, desde el punto de derivación de una de las líneas 220 kv San Juan-Santa Rosa a la SET Los Industriales. En razón a lo expuesto, se ha procedido a efectuar la corrección correspondiente, debiéndose por tanto considerar como fundado este extremo del pedido. Página 6

7 g. Se ha verificado que por error de digitación, para los transformadores que señala la recurrente se asignó MT/MT en lugar de AT/MT, por lo que se ha procedido a efectuar las correcciones correspondientes. En ese sentido, este extremo del pedido debe ser considerado fundado. h. Efectivamente, en las hojas "BD_Sein_lineas" y "BD_Sist_lineas" del archivo "F_500_FactPerd_AREA _07.xls" por error se habían omitido las pérdidas del transformador de 180 MVA 220/60/10 kv, rotado de la SET San Juan. Por tal razón, se han efectuado las correcciones del caso debiendo por tanto considerarse este extremo del pedido como fundado; Que, como resultado de los argumentos anteriores, se concluye que el pedido de corregir el cálculo de los factores de pérdidas medias debe considerarse fundado en parte, debido a que no todos los extremos de este pedido ameritaron las correcciones solicitadas. 2.2 CORREGIR LA VALORIZACIÓN DE INVERSIONES SUSTENTO DEL PETITORIO Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN corregir la valorización de las inversiones de LUZ DEL SUR, teniendo presente lo siguiente: a. Retirar de los archivos F-200_AREA7.xls y F300_AREA7( ).xls, las dos (2) celdas 220 kv que desde el año 2012 se han asignado erróneamente como parte de la SET AT/MT La Planicie, de LUZ DEL SUR, pues éstas se instalarán en la SET MAT/AT La Planicie de REP. b. Corregir el método de valorización, considerando para cada SET y cada año únicamente los elementos que ingresarán ese año sin involucrar elementos que hayan ingresado con anterioridad, ya que ello está ocasionando en algunos casos un prorrateo incorrecto de las inversiones de los elementos compartidos de las SET (Servicios Auxiliares, Acoplamiento, Costos Comunes, Costos indirectos). Se menciona haberse encontrado este error en las SET AT/MT Lurín (año 2009), Barranco (año 2010), Ingenieros (año 2010), Monterrico (año 2010), Bujama (año 2011) y Monterrico (año 2012). Como parte del sustento se muestra el cálculo para la SET Lurín, encontrado en la hoja "F " del archivo "F-300-AREA7 ( ).xls, así como un cálculo considerando sólo los elementos implementados en el año 2009, resultando una diferencia debido a que OSINERGMIN ha prorrateado el rubro correspondiente a los costos indirectos del seccionamiento longitudinal entre todos los elementos correspondientes a los años 2006 y 2009, debiendo haberse prorrateado únicamente entre los elementos del año c. Incluir el costo de inversión de la celda de acoplamiento de 60 kv instalada en la SET Limatambo, en el año 2006, según el acta respectiva, la cual OSlNERGMlN ha considerado dentro del archivo de metrado "F-200- AREA7.xls, así como en el archivo de valorización "F-300-AREA7 ( ).xls"; sin embargo, la inversión de este elemento no se incluye en la hoja "F-308 (Altas-PI)" del archivo "F-500-Peaje-AREA-07.xls". Página 7

8 d. Corregir el método de cálculo de prorrateo de los acoplamientos, de modo que se pueda considerar el ingreso de más de un acoplamiento en el mismo nivel de tensión, a fin de evitar que no se reconozca el segundo acoplamiento más sus costos indirectos que tampoco están siendo prorrateados. e. Incluir como parte de las Altas el polo de reserva de 60 MVA, 220/60/10 kv, actualmente ubicado en la SET Balnearios, adquirido por LUZ DEL SUR con el ingreso del primer banco de transformadores monofásicos 3X60 MVA. Para el efecto se acompaña, como medio probatorio, el acta de alta del mencionado equipo. f. Recalcular los costos de inversión de la SET Chilca para el año 2008, teniendo presente el retiro de la celda Línea-Transformador en 60 kv. Ello, a razón que LUZ DEL SUR, en su propuesta de inversiones (altas), no consideró este elemento, e involuntariamente tampoco observó que OSlNERGMlN lo había incluido. Por las razones indicadas se considera que OSlNERGMlN retire dicho elemento del plan de inversiones (altas), pero que realice un recálculo de los costos de inversión de los elementos restantes, pues el retirar simplemente la inversión del elemento en mención - como lo viene haciendo - ocasionaría una disminución en el reconocimiento de las inversiones, ya que al retirar el costo de este elemento también se está retirando los costos comunes asignados al mismo ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, en cuanto al pedido de corregir la valorización de las inversiones de LUZ DEL SUR, a continuación se realiza el análisis de cada una de las observaciones que realiza la recurrente al respecto, guardando el mismo orden en que se han organizado en la sección anterior: a. Efectuada la revisión, se ha verificado que efectivamente, por error de digitación, se incluyó en el año 2012 la implementación de dos (2) nuevas celdas 220 kv en la SET AT/MT La Planicie; sin embargo, cabe señalar que ello no afecta la valorización de las inversiones de LUZ DEL SUR, pues dichas celdas tienen consignado como titular NNNN. No obstante, se ha efectuado la corrección a fin que las mismas figuren como parte de las instalaciones que se ubicarían en la futura SET MAT/AT La Planicie. En ese sentido, este extremo del pedido debe considerarse fundado. b. Con respecto a la forma de prorratear los elementos compartidos de una SET, se consideran válidas las razones explicadas por la recurrente, por lo que se ha procedido a efectuar dicha prorrata sólo entre los elementos de transmisión que hayan ingresado el mismo año. En ese sentido, este extremo del pedido se considera fundado. c. Precisamente, por la forma de prorrata que se señala en el párrafo anterior, la celda de acoplamiento 60 kv, instalada en la SET Limatambo en el año 2006, no se pudo reflejar en la hoja "F-308 (Altas-PI)" del archivo "F-500-Peaje- AREA-07.xls" porque en este año no se implementan otros elementos de transmisión a los que se tendría que prorratear el costo de dicha celda de acoplamiento. Por tal razón, para este caso en particular, esta celda se Página 8

9 incluye como un elemento más de transmisión en la valorización de la SET, a fin de incorporar el total de su costo. En ese sentido, este extremo del pedido se debe considerar fundado. d. En cuanto a la sugerencia de corregir el método de cálculo del prorrateo de los acoplamientos, a fin que pueda considerarse el ingreso de más de un acoplamiento en el mismo nivel de tensión, se considera válida esta sugerencia para cuando se presente un caso de este tipo, oportunidad en la que se modificarían las hojas de cálculo correspondientes. En ese sentido, este extremo del pedido se debe considerar fundado en parte, debido a que esta sugerencia se considera válida pero no oportuna para la presente regulación. e. Respecto al polo de reserva de 60 MVA, 220/60/10 kv, actualmente ubicado en la SET Balnearios, como reserva, es del caso señalar que la Norma Procedimiento de Altas y Bajas de Sistemas de Transmisión aprobada con Resolución Nº OS/CD establece los criterios y metodología para considerar las altas y bajas de instalaciones de transmisión, así como establece los formularios, plazos y medios, para que los titulares de las mismas presenten la información pertinente a OSINERGMIN. Sobre esta base y de acuerdo a lo señalado en el Informe Legal N GART, que complementa el sustento de la RESOLUCIÓN, si existen instalaciones en operación respecto de las cuales no se siguieron los procedimientos para que sean consideradas como altas, éstas no deben ser consideradas como parte de las tarifas y compensaciones fijadas por OSINERMIN mientras no se les dé de alta de acuerdo con el procedimiento previsto, razón por la cual en la etapa de publicación de la RESOLUCIÓN, se procedió a retirar las altas y bajas que no tenían las respectivas actas, estando entre dichas instalaciones el polo de reserva señalado por la recurrente. Sin embargo, como parte de su recurso de reconsideración, la recurrente recién ha cumplido con presentar la respectiva acta de alta, la misma que se adjunta en el Anexo C del presente informe, donde se aprecia que efectivamente dicho polo de reserva se encuentra en calidad de reserva desde la fecha mencionada en su recurso, motivando así su consideración en el cálculo de los peajes correspondiente al Área de Demanda 7 a favor de LUZ DEL SUR. En efecto, según el análisis contenido en el Informe Legal GART, si se trata de instalaciones que efectivamente entraron en servicio entre el 24 de julio 2006 y el 28 de febrero 2009, y se ha cumplido con el requisito formal de presentar el acta de alta respectiva; en virtud del Principio de Verdad Material, estas instalaciones deben ser incluidas en la fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT para el período noviembre 2009-abril 2013, toda vez que OSlNERGMlN está tomando conocimiento por documento verídico (Acta de Alta suscrita por su propio representante), que dichas instalaciones se encuentran efectivamente en servicio desde una fecha anterior al de la emisión de la RESOLUCIÓN impugnada. En ese sentido, realizada la verificación y la consolidación de las actas, Página 9

10 corresponde considerar para el cálculo del Peaje el polo de reserva de 60 MVA, 220/60/10 kv, actualmente ubicado en la SET Balnearios. f. Sobre el recálculo de los costos de inversión de la SET Chilca, teniendo presente la no consideración de la celda Línea-Transformador en 60 kv, se encuentran válidas las razones explicadas por la recurrente, por lo que se ha procedido a efectuar la corrección solicitada. En ese sentido, este extremo del pedido debe considerarse fundado; Que, como resultado de los argumentos anteriores, se concluye que el pedido de corregir la valorización de las inversiones de LUZ DEL SUR debe considerarse fundado en parte, debido a que no todos los extremos de este pedido ameritaron las correcciones solicitadas. 2.3 CORREGIR LA DETERMINACIÓN DE ALÍCUOTAS Y BAJAS CONSIDERADAS, DEL SST SUSTENTO DEL PETITORIO Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN corregir los errores en los que ha incurrido respecto a la determinación de las alícuotas y bajas consideradas, para su SST, teniendo presente lo siguiente: a. No dar de baja las dos celdas de transformador 60 kv de la SET MAT/AT Balnearios, según se ha considerado en la hoja "F-308 (SST)" del archivo "F_500_Peaje_AREA_07.xls", en los años 2006 (fila 1680) y 2008 (fila1681); pues estas han sido adecuadas para que operen con los nuevos transformadores 3 y 4 de 180 MVA, 220/60/10 kv, implementados en la misma SET. Además, dichas adecuaciones no están consideradas como altas. b. No dar de baja al equipamiento de las dos celdas de Línea y la celda de Transformador que estuvieron instaladas en la SET Lurín hasta setiembre de 2006 y que actualmente forman parte de la reserva de LUZ DEL SUR, ni al equipamiento de la celda Línea-Transformador de la SET Bujama que está planeado modificarse en el año Ello en razón que este equipamiento retirado de las referidas instalaciones ha sido reinstalado en otras subestaciones y otras permanecen en calidad de reserva de Luz del Sur - es decir, aún están en servicio - no corresponde darles de baja, aplicando el mismo criterio que se utiliza para el caso de la rotación de transformadores; máxime si no han sido retirados definitivamente de operación, tal como lo señala el "Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión", aprobado por la Resolución No OS/CD, en cuyo numeral 4.2 define como baja: "instalación retirada definitivamente de operación, que formaba parte del SST o SCT y que era remunerada total o parcialmente por la demanda" c. Retirar el transformador de reserva 40/40/40 MVA, 60/22,9/10 kv, que como parte del SST se ha considerado para la SET Puente, el cual está incluido erróneamente en los archivos "F-500-Peaje-AREA-07.xls1' y "ALICUOTAS- Página 10

11 BAJAS-CMASSTD.xls" hoja "F-308 (SST)"; dado que al 23 de julio de 2006, en que se publicó la Ley N 28832, LUZ DEL SUR no contaba con dicha reserva. d. Corregir los metrados de las líneas de transmisión L-619, L-620, L-621, L-622, L-624 y L-639, de acuerdo al esquema adjunto al recurso de reconsideración, los cuales difieren a lo considerado por OSINERGMIN en el archivo ALICUOTAS-BAJAS-CMASSTD.xls para la determinación de las alícuotas de cada elemento del SST. e. Retirar del SST las celdas de transformación y acoplamiento en 60 kv consideradas en la SET Monterrico, debido a que por un error involuntario LUZ DEL SUR declaró en el archivo "OFICIO OSINERGMIN GART-SollnfoSSTa x1s1, el cual forma parte de la carta GIP del 12 de agosto de 2009 enviada a OSINERGMIN en respuesta a su requerimiento información, que la SET Monterrico cuenta con celdas de transformación y seccionamiento longitudinal en 60 kv completas, lo cual es incorrecto conforme se puede apreciar en el archivo "EMonterrico.dwg" que también forma parte de la mencionada carta, pues dichas celdas cuentan únicamente con seccionadores. Al respecto, se precisa que como parte de su Plan de Inversiones, LUZ DEL SUR implementará dos celdas de transformación y una celda de acoplamiento en 60 kv para el ingreso del segundo transformador en dicha SET. Este proyecto de ampliación del segundo transformador se encuentra dentro del Plan de Inversiones aprobado por OSINERGMIN ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, en cuanto al pedido de corregir la determinación de las alícuotas y bajas, consideradas para el SST de LUZ DEL SUR, a continuación se realiza el análisis de cada una de las observaciones que realiza la recurrente al respecto, guardando el mismo orden en que se han organizado en la sección anterior: a. Con respecto a las celdas de transformador 60 kv de la SET MAT/AT Balnearios, que la recurrente solicita no dar de baja, se encuentran válidas las razones explicadas por la misma para el efecto, por lo que se ha procedido a efectuar la corrección correspondiente. En ese sentido, este extremo del pedido debe considerarse fundado. b. Sobre las instalaciones que estuvieron instaladas en la SET Lurín hasta setiembre de 2006, éstas se han considerado como bajas en razón que se tienen las respectivas actas de baja suscritas según lo establecido en el "Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión", aprobado por la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, las mismas que se adjuntan en el Anexo B del Informe N GART que forma parte del sustento de la presente resolución. Respecto a la celda línea-transformador de la SET Bujama cuya baja está prevista para enero 2011, cabe señalar que, según la Disposición Transitoria Única de la NORMA TARIFAS, para efectos de la fijación de las tarifas que se Página 11

12 aplicarán a partir del 1 de mayo de 2009 (postergada al 1 de noviembre de 2009), las propuestas de tarifas deben incluir las bajas previstas desde el 1 de marzo de 2009 hasta el último día calendario de febrero de En ese sentido, en caso la titular de transmisión no previó en su propuesta de tarifas todas las bajas que se originarían como producto de las nuevas inversiones previstas, el Regulador tiene la facultad de modificar las propuestas de tarifas presentadas por las empresas concesionarias, a efectos de garantizar el principio de eficiencia económica en la regulación de tarifas, así como que la misma sea la más eficiente técnicamente, por las razones expuestas en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, mediante la cual se resolvió el recurso de reconsideración que presentó LUZ DEL SUR impugnando la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Para tal efecto, OSINERGMIN ha considerado, para el periodo del 26 de julio 2006 al 28 de febrero 2009, sólo las bajas que cuentan con las actas respectivas y ha previsto las bajas desde el 1 de marzo de 2009 hasta el 28 de febrero 2013, como resultado del planeamiento de la expansión de la transmisión en el Área de Demanda 7; habida cuenta que las bajas de instalaciones existentes precisamente se originan por la implementación de nuevas instalaciones que las reemplazan o refuerzan, no siendo, por tanto correcto que, por un lado se consideren en el cálculo de los Peajes las nuevas inversiones previstas pero no sean deducidas las bajas previstas que debido a las primeras deben darse. Además, debe tenerse presente que, en el mecanismo de implementar una nueva instalación en reemplazo de una existente, siempre se origina una diferencia de costos a favor de la titular de transmisión, la cual según el actual marco regulatorio se remunera desde el momento en que entran a regir las tarifas y compensaciones de SST y SCT para el período (1 de noviembre 2009). En este orden de ideas, el no considerar las bajas previstas también obligaría a no considerar en el cálculo de los Peajes las inversiones previstas, lo cual significaría cambiar el espíritu del nuevo marco regulatorio de SST y SCT vigente. En mérito a lo señalado, se mantienen las bajas previstas desde el 1 de marzo de 2009 hasta el último día calendario de febrero de 2013, dentro de las cuales se encuentra la celda línea-transformador 60 kv en la SET Bujama a la que se refiere LUZ DEL SUR en este petitorio, cuya baja está prevista para enero 2011, en razón que en dicho año dentro del Plan de inversiones se ha aprobado dos celdas de transformador y una celda de línea en 60 kv para dicha SET. En ese sentido, este extremo del pedido debe considerarse infundado. c. En principio, los peajes vigentes a marzo 2006 reconocen una reserva de transformación equivalente al transformador de mayor magnitud en un Área de Demanda, razón por la cual se consideró como reserva el aludido transformador de 40/40/40 MVA, 60/22,9/10 kv, que como parte del SST se consideró referencialmente ubicado en la SET Puente. No obstante, dado que con este pedido se estaría dejando entrever que dicha reserva de 40 MVA actualmente se encuentra en operación, la recurrente Página 12

13 debe prever la reposición de la correspondiente reserva de transformación para su concesión, en la brevedad que amerita el caso, quedando bajo su exclusiva responsabilidad los inconvenientes que podrían originarse por operar su sistema sin dicha reserva. Por tales razones, se procede a retirar la Alícuota del transformador de reserva de 40 MVA, debiendo por tanto este extremo del pedido considerarse fundado. d. Se ha verificado que, entre la información disponible en la Base de Datos de OSINERGMIN para la determinación de las Alícuotas y la que señala LUZ DEL SUR en su recurso de reconsideración, con referencia a algunos tramos de líneas en 60 kv; existen pequeñas diferencias sólo en algunos casos, por esta razón y sobre la base del principio de veracidad en la información proporcionada por las administradas, se ha procedido a realizar las correcciones en la determinación de las Alícuotas, considerando el metrado señalado por LUZ DEL SUR en su recurso de reconsideración para las referidas líneas. En consecuencia, este extremo del petitorio resulta fundado. e. Para determinar las alícuotas de los elementos de transmisión, existentes al 23 de julio 2006, se ha considerado que todas estas instalaciones vienen operando con todos sus componentes, los cuales son necesarios para garantizar una adecuada operación del sistema de transmisión, criterio vigente para la regulación de este tipo de instalaciones y que se basa en los estándares de ingeniería reconocidos para instalaciones en una operación eficiente y confiable; por lo que, las consecuencias por la operación de algunas de ellas sin todos sus componentes, son de exclusiva responsabilidad de la empresa concesionaria. En ese sentido, este extremo del pedido, referido a no considerar las Alícuotas de las celdas de transformación y de acoplamiento en 60 kv consideradas en la SET Monterrico, por el hecho que, actualmente, cuentan únicamente con seccionadores, deviene en infundado. Que, como resultado de los argumentos anteriores, se concluye que este extremo del petitorio, referente a corregir la determinación de las alícuotas y bajas consideradas para el SST de LUZ DEL SUR debe considerarse fundado en parte, debido a que no todos los extremos de este pedido ameritaron las correcciones efectuadas. 2.4 CORREGIR ERRORES EN EL CÁLCULO DE PEAJES Y CMA SUSTENTO DEL PETITORIO Que, la recurrente solicita a OSINERGMIN corregir los errores en los que ha incurrido respecto al cálculo del CMA y Peajes, teniendo presente lo siguiente: a. Eliminar la energía suministrada en MAT a la refinería Cajamarquilla, ubicada en la celda "B377" de la hoja "F-503" del archivo "F-500-Peaje-AREA07.xls", ya que en la sección del Informe-No GART "Análisis de Opiniones y Sugerencias al Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios Página 13

14 de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión", se señala que las instalaciones que atienden esta demanda no forman parte del SST, razón por la cual su demanda tampoco debe ingresar al cálculo del Peaje. b. Actualizar al 31 de marzo de 2009 el CMA correspondiente a las Altas ocurridas en el periodo del 24 julio de 2006 al 31 marzo de 2009, así como determinar sus respectivos factores de actualización. Su solicitud se basa en que las altas han sido valorizadas con la primera "Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión" (en adelante "Base de Datos") establecida mediante Resolución OSINERGMIN N OSICD (publicada el 12 de abril de 2008) y sus modificatorias. El CMA así calculado, está referido al 12 de abril de 2008, razón por la cual considera que los Costos de Inversión y CMA deben ser actualizados al 31 de marzo de 2009, para lo cual es necesario que OSINERGMIN determine sus respectivos factores de actualización. c. Determinar el CMA de los SSTD, considerando que, en la expresión establecida en el Artículo 24, numeral , de la Norma "Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión", el factor D n debe considerar la actualización mensual de los ingresos, mediante aplicación de la siguiente expresión: D n 12 D k 1 nk *(1 i 12k m) Donde: D nk : Demanda en el mes k al nivel de tensión n i m : Tasa de actualización mensual igual a 0,95% = [(1+12%) 1/12-1] k : mes k Ello debido a que, según sostiene la recurrente, el cálculo del CMA del SSTD efectuado por OSINERGMIN no incluye la actualización mensual de los ingresos por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario correspondientes a los SST existentes al 23 de julio de 2006; al no utilizar la expresión D n indicada; Que, como parte del sustento para este extremo del pedido, la recurrente adjuntó a su recurso el Informe Técnico sobre "Cálculo del Costo Medio Anual del Sistema Secundario de Transmisión de LUZ DEL SUR existente al 23 de Julio de 2006", corregido posteriormente con una nueva versión mediante escrito de fecha 09 de noviembre de 2009, adicionando el Informe Legal que, por omisión, según expresa, no adjuntó a su recurso de reconsideración. Página 14

15 2.4.2 ANÁLISIS DE OSINERGMIN Que, en cuanto al pedido de corregir errores en el cálculo del CMA y Peajes del SST de LUZ DEL SUR, a continuación se realiza el análisis de cada uno de las observaciones que realiza la recurrente al respecto, guardando el mismo orden en que se han organizado en la sección anterior: a. De acuerdo a lo señalado en la sección del Informe N GART, según Resolución OSINERG N OS/CD e Informe OSINERG-GART/DGT N que la sustenta, la celda de transformación 220 kv ubicada en la subestación Cajamarquilla, de propiedad de la empresa EDEGEL S.A.A., sirve de manera exclusiva a la demanda del cliente libre Refinería Cajamarquilla, por lo que este cliente continuará pagando exclusivamente el Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE) fijado específicamente para dicha Celda. En ese sentido, el suministrador que tenga como cliente a la refinería Cajamarquilla, deberá transferir a EDEGEL S.A.A. el monto que resulte de aplicar a la energía consumida en cada mes por este cliente libre el cargo CPSEE al que se refiere el párrafo anterior, además de transferir a cada titular de transmisión del Área de Demanda 7 la parte que le corresponda del monto que resulte de, aplicar al mismo consumo de energía de la refinería Cajamarquilla, el Peaje total acumulado al nivel de tensión correspondiente (en este caso MAT) fijado para dicha Área de Demanda 7. Por tal razón, la demanda de energía de la refinería Cajamarquilla se incluye en el cálculo de los Peajes aplicables a todos los consumidores libres y regulados que se encuentran dentro del Área de Demanda 7. En consecuencia, este extremo del pedido debe considerarse infundado. b. Con respecto al pedido de actualización al 31 de marzo de 2009 del CMA correspondiente a las Altas ocurridas en el período del 24 de julio de 2006 al 31 de marzo 2009, debe tenerse presente que la primera Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión (en adelante Base de Datos ), se aprobó mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (publicada el 12 de abril de 2008) y se ha mantenido vigente hasta el 31 de marzo de 2009, en que se le modificó y actualizó mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (publicada el 31 de marzo de 2009). Por otro lado, también debe tenerse presente que el Decreto Supremo N EM en su Artículo 2 precisa, al modificar el numeral II) del literal d) del Artículo 139 del RLCE, lo siguiente: II) 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 Página 15

16 proceso regulatorio conjuntamente con la fijación de Compensaciones y Peajes. Por tales razones, las inversiones que entraron en operación desde el 24 de julio de 2006 hasta el 31 de marzo de 2009 se han valorizado con la primera versión de la Base de Datos (carpeta publicada en la Web de OSINERGMIN bajo el nominativo V1a) y las que entraron o entrarán en operación a partir del 01 de abril de 2009 hasta el 31 de marzo de 2013 se han valorizado con la segunda versión de la Base de Datos (carpeta publicada en la Web de OSINERGMIN bajo el nominativo V3a) debido a que entró en vigencia precisamente a partir del 01 de abril de En consecuencia, este extremo del pedido deviene en infundado. c. LUZ DEL SUR incurre en error conceptual, al desarrollar un análisis algebraico bajo premisas no validadas para demostrar que los valores de demanda mensual deben ser llevados a valor presente al 31 de marzo de 2009, según la expresión que solicita se emplee para el factor Dn, en la fórmula establecida en el numeral del Artículo 24 de la NORMA TARIFAS, a fin de considerar el valor del dinero en el tiempo. Al margen del error conceptual señalado en el párrafo anterior, el pedido de LUZ DEL SUR implica una revisión de la NORMA TARIFAS en lo referente al cálculo del CMA del SST, lo cual no es materia del presente proceso regulatorio. No obstante lo señalado precedentemente, es necesario indicar que dicha norma, en concordancia con lo dispuesto en el numeral I) del literal b) del Artículo 139 del RLCE y en la Primera Disposición Transitoria del Decreto Supremo N EM, establece claramente que el CMA de los SSTD es igual al ingreso anual por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario, calculados como la energía de un período anual (suma de energías mensuales del período agosto 2005-julio 2006) multiplicada por las respectivas tarifas vigentes al 31 de marzo de Para un mejor análisis de este extremo del pedido, a continuación se reproduce el numeral del Artículo 24 de la NORMA TARIFAS: Se calcula el CMA para cada uno de los titulares de SSTD, con la siguiente expresión: CMA SSTD, t n 1 D * PPB*( FPMGP FPMGP n n 2*8760* fc n1 ) Dn[( P n P n1 ) PEm*( FPMGE 100 n FPMGE n1 ) / 2] Donde: CMA SSTD,t : CMA del SSTD del titular t en Nuevos Soles (S/.) n : Nivel de tensión 1=MAT, 2=AT y 3=MT Página 16

17 D n P n P n-1 : Sumatoria de las demandas de energía aguas abajo de cada nivel de tensión n. No incluye las pérdidas en transmisión. Cuando el nivel de tensión es MT incluye las pérdidas en MT y BT. Se expresa en kwh. : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión n en ctm S/./kWh fijado para el titular t, vigente al 31 de marzo de : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión n-1 en ctm S/./kWh fijado para el titular t, vigente al 31 de marzo de FPMGP n-1 : Factor de pérdidas marginales de potencia acumulado hasta el nivel de tensión n-1, vigente al 31 de marzo de FPMGE n-1 : Factor de pérdidas marginales de energía acumulado hasta el nivel de tensión n-1, vigente al 31 de marzo de PPB : Precio de Potencia en la Barra de Referencia de Generación, en S/.kW-año, vigente al 31 de marzo de PEm : Precio medio de energía en la Barra de Referencia de Generación (BRG), en ctms S/./kWh igual a: PEm 0,35 * PEBP 0,65 * PEBF PEBP PEBF : Precio de energía en la BRG en horas de punta, vigente al 31 de marzo de : Precio de energía en la BRG en horas fuera de punta, vigente al 31 de marzo de La Barra de referencia de Generación para efectos de este numeral, debe ser la correspondiente al sistema eléctrico que estuvo vigente en julio de De lo señalado anteriormente, debe destacarse que, el factor Dn se define como la sumatoria de las demandas de energía aguas debajo de cada nivel de tensión n, mientras que en el numeral de la misma NORMA TARIFAS se establece que las tarifas a emplearse (Peajes, Factores de Pérdidas y precios de Potencia y Energía) deben ser las vigentes al 31 de marzo de 2009, señalando incluso que la Barra de Referencia de Generación debe corresponder al sistema eléctrico vigente en julio La fórmula señalada no indica, de ninguna forma, que el factor Dn se Página 17

18 entienda como la sumatoria de los valores presentes, al 31 de marzo de 2009, de la demanda de cada mes correspondiente al período agosto 2005-julio 2006, porque para ello tendría que haberse señalado que las tarifas también corresponderían a cada mes de dicho período anual. Asimismo, en el numeral se precisa para el cálculo del siguiente: CMA SSTD Para este cálculo, se emplean los valores de la demanda de energía correspondiente al periodo anual comprendido desde el mes de agosto de 2005 hasta julio de 2006, así como el Peaje, factores de pérdidas marginales y las Tarifas en Barra vigentes al 31 de marzo de ( ). (El subrayado en esta transcripción, es nuestro)., t, lo Del subrayado efectuado, queda claro que el CMA del SST se determina como el ingreso anual equivalente a la valorización del volumen de energía de un año con tarifas vigentes al 31 de marzo de Por otro lado, no es correcto relacionar por similitud el cálculo del CMA inicial del SSTD con el cálculo de un Peaje Unitario, pues debe tenerse presente que mientras el primero es el cálculo de un valor de CMA igual al ingreso anual por el servicio de transmisión que percibirían las empresas considerando un volumen de energía anual valorizado a tarifas del 31 de marzo de 2009, por sus instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes a la emisión de la Ley N 28832, el segundo se determina mediante el cociente de dos valores que necesariamente deben estar referidos a la misma fecha por tratarse de valores estimados proyectados al futuro, en un mismo período, conforme se establece en el numeral 25.1 de la misma NORMA TARIFAS mediante la siguiente expresión: PU n i1 n * 12 j1 CMA IT i 1 D j x10 j 1 i i donde, de manera específica se establece que tanto los valores anuales del numerador como los valores mensuales del denominador deben llevarse a valor presente a la misma fecha, aplicando los factores de actualización (1+α) i y (1+β) j, respectivamente. Al respecto, la Oficina de Estudios Económicos de OSINERGMIN ha emitido el Informe Técnico N OS/OEE, el cual concuerda con el análisis desarrollado en la presente sección. Para mayor referencia se anexa dicho informe al Informe N GART que forma parte del sustento de la presente resolución. Página 18