Informe para la publicación de Resolución que fija los Precios en Barra

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1 GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS AV. CANADA N SAN BORJA FAX Informe para la publicación de Resolución que fija los Precios en Barra Periodo mayo abril 2018 Lima, abril de 2017

2 Resumen Ejecutivo Los Precios en Barra, en los sistemas que se alimentan desde el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante SEIN ), varían, con respecto a los precios vigentes 1, en -5,7% para el Precio de Energía, en 0,3 % para el Precio de Potencia y en -11,9% para el Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión 2 (donde se encuentra incluido el Peaje Unitario de Transmisión). 1) El siguiente cuadro muestra la variación de los Precios en Barra a nivel de generación, con relación a los valores vigentes, en algunas ciudades del país: 1 2 Al 04 de abril de En el Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión, adicionalmente al Peaje del Sistema Principal de Transmisión, incluye también los cargos unitarios que ordenan los Decretos Legislativos N 1002 y N 1041 y el Decreto de Urgencia N , el cargo unitario que ordena la Ley N 29852, Ley que Crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético, el cual fue modificado con la Ley N 29969, así como el Cargo de Confiabilidad de Suministro que ordena el Decreto Supremo Nº EM y el cargo por Capacidad de Generación Electrica para las centrales del Nodo Energético del Sur que se realizaron en amparo de la Ley N Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página i de iv

3 2) Para la determinación de los Precios en Barra, en el SEIN, se emplearon las propuestas de los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES (en adelante el ESTUDIO ), la absolución de observaciones (en adelante la ABSOLUCIÓN ) y, los estudios preparados por Osinergmin o encargados a consultores especializados. 3) Las principales diferencias consideradas para la fijación de las tarifas en el SEIN, respecto de las propuestas de los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES, son: a) Se consideraron las ventas del año 2016, se actualizó la información referida a las pérdidas de distribución, subtransmisión y transmisión para el periodo de proyección; así como la participación de ventas de distribuidores en alta y muy alta tensión; y la participación de ventas realizadas por los generadores. Por otro lado, se modificó, sobre la base de información remitida a Osinergmin, la proyección de las empresas Southern, Antamina, Minera Cerro Verde, Milpo, Yanacocha, Chinalco, entre otras, de acuerdo a lo remitido por carta y/o correo electrónico. b) Se modificó el precio del gas natural para las unidades que utilizan gas natural de Camisea y se verificó que el precio del gas natural de las centrales de Aguaytía, Malacas y Tablazo no superen el precio límite a considerar para efectos tarifarios, de conformidad con el Decreto Supremo N EM (ver Anexo C del informe). c) Se consideró el programa de mantenimiento mayor propuesto por el COES, por las razones expuestas en el Anexo E del presente informe. d) Se actualizaron los valores de CVNC para las centrales conforme al Procedimiento N 34, de acuerdo con los criterios que se señalan en el Anexo B. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página ii de iv

4 e) Se incluyeron en el modelo PERSEO nuevas instalaciones de transmisión con finalidad de dar cumplimiento al Artículo 128 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, conforme se detalla en el Anexo D del presente informe. f) Se actualizó la fecha de ingreso del proyecto de generación C.H. Marañón (de julio 2018 a julio 2017); asimismo, se adicionó el proyecto Minicentral Hidroeléctrica en Cerro del Águila de acuerdo a información disponible. Las razones de estas y otras modificaciones en el plan de obras están descritas en el Anexo D del presente informe. g) Se modificaron los factores nodales de energía como consecuencia de la aplicación del modelo PERSEO. h) Se modificó el Precio Básico de la Potencia en los rubros de Costos de Inversión de la Central Termoeléctrica, tasa TAMEX, Costos de Conexión y Costo Fijo No Combustible, sobre la base de la aplicación del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución Nº OS/CD (ver Anexo N del informe). i) Se modificó el Peaje por Conexión Unitario del Sistema Principal de Transmisión y el Peaje de Transmisión Unitario como consecuencia del análisis de la información del ESTUDIO y la ABSOLUCIÓN. j) En los cálculos de la resolución que fija los Precios en Barra se tomó en consideración los costos al 31 de marzo de 2017 conforme a lo establecido en el Artículo 50 de la LCE 3. k) Se ha considerado la retribución única al Estado por el uso del agua para generación hidroeléctrica de 1,520 S//MWh, conforme al valor vigente al 04 de abril de 2017 del Precio Promedio de Energía a Nivel Generación en el SEIN. 4) Se comparó el precio teórico con el precio promedio ponderado de las licitaciones, de acuerdo con lo establecido en el Procedimiento para Comparación de Precios Regulados que se aprobó con la Resolución N OS/CD, resultando que el precio teórico se difiere en más del 10% del promedio ponderado de los precios de las licitaciones, por lo cual se tuvo que aplicar el Factor de Ajuste 1,6526 a este precio, con la finalidad que se encuentre en el rango de ±10% exigido por la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley N ) Se determinó el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro de acuerdo con lo dispuesto por la norma Compensación Adicional por Seguridad de Suministro, aprobada por Resolución N OS/CD, igual a 0,303 S//kW-mes para las Centrales duales que no son Reserva Fría, mientras que, para las Plantas de Reserva Fría de Talara, Ilo, Puerto Eten, Puerto Maldonado y Pucallpa son 3 Artículo 50.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el artículo 47 deberán ser expresados a precios vigentes del mes de marzo del año de la fijación. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página iii de iv

5 iguales a 0,766; 1,706; 0,881; 0,109 y 0,189 S//kW-mes, respectivamente (ver Anexo O del informe). 6) Se determinaron el Cargo Unitario por CVOA-CMg y el Cargo Unitario por CVOA-RSC, de acuerdo con lo dispuesto por la norma "Procedimientos para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato", aprobada por Resolución N OS/CD y sus modificatorias, en cumplimiento de lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N Dichos cargos resultaron iguales a 2,140 S/ /kw-mes y 0,000 S/ /kw-mes, respectivamente (ver Anexo P del informe). 7) Se determinó el Cargo Unitario por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables de acuerdo con lo dispuesto por la norma Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables, de acuerdo a la Resolución N OS/CD y su modificatoria la Resolución N OS/CD, en cumplimiento de lo dispuesto por el Decreto Legislativo N 1002, igual a 7,078 S//kW-mes (ver Anexo Q del informe). 8) Se determinó el Cargo Unitario por Compensación FISE conforme a lo previsto en el numeral 4.3 del Artículo 4 de la Ley N 29852, el cual es igual a 0,506 S//kW-mes (ver Anexo R del informe). 9) Se determinó el Cargo Unitario de la Confiabilidad en la Cadena de Suministro Eléctrico (CCSE) el cual es igual a 0,378 S//kW-mes (ver Anexo S del informe). 10) Se determinó el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica (CCGE) el cual es igual a 3,638 S//kW-mes (ver Anexo T del informe). 11) Para los Sistemas Aislados se ha considerado lo dispuesto en el Artículo 30 de la Ley N en lo relacionado con la determinación de los Precios en Barra de Sistemas Aislados y la aplicación del Mecanismo de Compensación, el cual incluye los criterios y metodología para la aplicación del contrato suscrito entre GenRent Perú S.A.C. con la empresa Electro Oriente S.A. para el sistema aislado de Iquitos (ver Anexo G del informe). Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página iv de iv

6 INDICE 1. INTRODUCCIÓN PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA ASPECTOS METODOLÓGICOS RESUMEN DE RESULTADOS PRINCIPALES MODIFICACIONES A LA PROPUESTA DE LOS SUBCOMITÉS DEL COES COMPARACIÓN DE LAS VARIACIONES DE LOS PRECIOS EN BARRA EN EL SEIN PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA PROPUESTA DE LOS SUBCOMITÉS DE GENERADORES Y TRANSMISORES DEL COES PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA OBSERVACIONES A LAS PROPUESTAS DE LOS SUBCOMITÉS DE GENERADORES Y TRANSMISORES DEL COES ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES PUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN QUE FIJA LOS PRECIOS EN BARRA SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA OPINIONES Y SUGERENCIAS DE LOS INTERESADOS FIJACIÓN DE PRECIOS EN BARRA PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO Precio Básico de la Energía Precio Básico de la Potencia PREMISAS Y RESULTADOS Previsión de Demanda Programa de Obras Costos Variables de Operación (CVT) Precios de los Combustibles líquidos Precio del Gas Natural Precio del Carbón Otros costos en el precio de los combustibles líquidos Canon del Agua Costo de Racionamiento Precio Básico de la Energía Precio Básico de la Potencia CARGOS POR TRANSMISIÓN SISTEMA GARANTIZADO DE TRANSMISIÓN SGT del Consorcio Transmantaro S.A SGT de Abengoa Transmisión Norte S.A. (ATN) SGT de ABY Transmisión Sur S.A SGT de Transmisión Eléctrica del Sur S.A. (TESUR) SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN VALORIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES DEL SPT Y SGT Red de Energía del Perú S.A. (REP) Eteselva S.R.L. (Eteselva) Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 1

7 4.3.3 Compañía Minera Antamina (Antamina) San Gabán Transmisión (San Gabán) Consorcio Transmantaro (Transmantaro) Red Eléctrica del Sur S.A. (Redesur) Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (ISA) COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (COYM) DEL SPT Y SGT REP Eteselva Antamina San Gabán Transmantaro SPT de Transmantaro SGT de Transmantaro Redesur ISA ATN TESUR ABY FACTORES NODALES DE ENERGÍA Y FACTORES DE PÉRDIDAS DE POTENCIA INGRESO TARIFARIO Ingreso Tarifario de Enlaces Internacionales Ingreso Tarifario de Enlaces Nacionales PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN Liquidación según contratos específicos Liquidación de Transmantaro Liquidación Anual de Redesur Liquidación de ISA Liquidación de REP Determinación y Asignación de la RAG y la RAA Liquidación del SGT de Abengoa Transmisión Norte Liquidación de ABY Transmisión Sur Liquidación de TESUR Compensación Tarifaria Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica Cargo Unitario por Seguridad de Suministro Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales respecto del Costo Marginal (CVOA-Cmg) Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales por Retiros sin Contrato (CVOA-RSC) Cargo Unitario por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables Cargo Unitario por Compensación FISE Cargo Unitario por Confiabilidad de la Cadena de Suministro Eléctrico Determinación del Peaje por Conexión PRECIOS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE TARIFAS TEÓRICAS COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS TEÓRICOS CON EL PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE LAS LICITACIONES Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 2

8 5.3. PRECIOS EN BARRA SISTEMAS AISLADOS MARCO DE REFERENCIA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA CRITERIOS GENERALES CONTRATO DE SUMINISTRO AL SISTEMA AISLADO DE IQUITOS SISTEMAS AISLADOS TÍPICOS PRECIOS EN BARRA DE SISTEMAS AISLADOS MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL Actualización del Precio de la Energía Actualización del Precio de la Potencia Actualización del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión SISTEMAS AISLADOS Actualización de los Precios en Barra Efectivos ANEXOS ANEXO A PROYECCIÓN DE DEMANDA ANEXO B COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE ANEXO C PRECIO DE GAS NATURAL: APLICACIÓN DEL DECRETO SUPREMO N EM ANEXO D PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ANEXO E PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR DE LAS CENTRALES DEL SEIN154 ANEXO F ANÁLISIS DE HIDROLOGÍA ANEXO G MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA EL SISTEMA AISLADO IQUITOS Y CÁLCULO DEL COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE DE GENRENT ANEXO H CAPACIDAD DE LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN ANEXO I ANEXO J ANEXO K VALOR NUEVO DE REEMPLAZO Y COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL REP VALOR NUEVO DE REEMPLAZO Y COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE ETESELVA VALOR NUEVO DE REEMPLAZO Y COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE ANTAMINA ANEXO L VALOR NUEVO DE REEMPLAZO Y COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE SAN GABAN ANEXO M DETERMINACIÓN DE LA REMUNERACIÓN ANUAL GARANTIZADA (RAG) Y REMUNERACIÓN ANUAL POR AMPLIACIONES (RAA) ANEXO N PRECIO BÁSICO DE POTENCIA ANEXO O DETERMINACIÓN DEL CUCSS ANEXO P DETERMINACIÓN DE COMPENSACIÓN POR COSTOS VARIABLES ADICIONALES ANEXO Q DETERMINACIÓN DE COMPENSACIÓN POR GENERACIÓN CON RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES ANEXO R DETERMINACIÓN DE COMPENSACIÓN FONDO DE INCLUSIÓN SOCIAL ENERGÉTICO ANEXO S DETERMINACIÓN DE COMPENSACIÓN POR CONFIABILIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 3

9 DETERMINACIÓN DE COMPENSACIÓN POR CAPACIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA ANEXO U ANÁLISIS DE LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS A LA PREPUBLICACIÓN ANEXO V INDICES CUUR0000SA0, WPSSOP3500 Y WPSFD ANEXO W INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA ANEXO X RELACIÓN DE INFORMACIÓN QUE SUSTENTA LOS PRECIOS EN BARRA ANEXO T Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 4

10 1. Introducción El siguiente informe contiene el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante Osinergmin ), para la fijación de Precios en Barra del periodo mayo 2017 abril Para su elaboración se ha considerado los estudios técnico económicos presentados por los Subcomités de Generadores y Transmisores del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (en adelante COES ) de acuerdo con el Artículo 119 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas; así como, los estudios desarrollados y/o encargados por la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin sobre el particular. Los principios y los procedimientos mediante los cuales se regulan las tarifas de electricidad en el Perú se encuentran establecidos en el Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante Ley ó LCE ); la Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (en adelante Ley ), la Ley N 29852, Ley que crea el Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos y el Fondo de Inclusión Social Energético 4, la Ley N 29970, Ley que Afianza la Seguridad Energética y promueve el desarrollo del Polo Petroquímico en el Sur del País, el Decreto Legislativo N 1002 (en adelante DL 1002 ), el Decreto Legislativo N 1041 (en adelante DL 1041 ), el Decreto de Urgencia N (en adelante DU 049 ) 5 y el Decreto Supremo Nº EM (en adelante DS ); los reglamentos de estas leyes; y, en el Anexo A del Procedimiento para Fijación de Precios Regulados, aprobado mediante Resolución N OS/CD; así como, en los procedimientos que para efectos tarifarios ha aprobado Osinergmin. El estudio determina los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 125º y 126º del Reglamento. Estos están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las 4 5 La Ley N publicada el 22 de diciembre de 2012 modificó, entre otros aspectos, el numeral 4.3 de la Ley N La vigencia del DU 049 fue extendida hasta el 01 de octubre de 2017 mediante el artículo 6 de la Ley N Ley que establece disposiciones para el financiamiento de Proyectos de Inversión Pública y dicta otras medidas prioritarias. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 5

11 cuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas y nodales, respectivamente Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de regulación tarifaria se inició el 14 de noviembre de 2016, con la presentación del Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo 2017 y Propuesta Tarifaria del Subcomité de Transmisores del COES Fijación de Tarifas en Barra Periodo Mayo 2017 Abril 2018 remitidos a Osinergmin por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES mediante las cartas SCG y STCOES , respectivamente. Como parte del proceso regulatorio se convocó la realización de una audiencia pública, la cual se llevó a cabo el 30 de noviembre de En esta audiencia los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES tuvieron la oportunidad de sustentar sus propuestas de fijación de tarifas, recibiendo los comentarios y observaciones de los asistentes y dando respuesta a las observaciones recibidas. Posteriormente, el 02 de enero de 2017, Osinergmin remitió a los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES, mediante Oficios N GRT y N GRT, los Informes N GRT y N GRT con las observaciones encontradas a sus propuestas de tarifas. Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por los Subcomités mediante cartas SCG del 30 de enero de 2017 y STCOES N del 31 de enero de 2017, respectivamente. En la preparación del presente informe se toma en cuenta toda la información recolectada a lo largo del proceso descrito, incluidos los resultados de los estudios encargados por Osinergmin a consultores especializados sobre temas específicos de la regulación Aspectos Metodológicos El Precio Básico de Energía se determina utilizando el modelo matemático de optimización y simulación de la operación de sistemas eléctricos denominado PERSEO. El Precio Básico de la Potencia de Punta, de acuerdo con el mandato del Artículo 47, literales e) y f) de la Ley, corresponde a los costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de la unidad de generación más adecuada para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual, incluida su conexión al sistema de transmisión. Dicho precio ha sido determinado conforme a lo dispuesto por el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución Nº OS/CD y sus modificatorias. Los Precios en Barra se calculan agregando a los precios básicos de energía y potencia los cargos por la transmisión involucrada de los Sistemas de Transmisión Garantizados y Principales. Los cargos por ambos sistemas de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 6

12 transmisión se calcularon aplicando el método establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad (su ingreso tarifario) y complementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión y el costo marginal. Los cargos de peaje secundario corresponden a los señalados en la Resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión para el periodo de mayo 2017 hasta abril de El Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro, el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica, el Cargo por Prima de Energía Renovables, el Cargo Unitario por Compensación FISE, el Cargo por Compensación de la Confiabilidad en la Cadena de Suministro de Energía y los Cargos Unitarios por Costos Adicionales, CVOA-CMg y CVOA-RSC, que se agregan a los cargos por el Sistema Principal de Transmisión, corresponden a aquellos determinados conforme se describe en el presente informe. Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron comparados con el promedio ponderado de los precios de las licitaciones de conformidad con lo dispuesto por la Ley La información de contratos de licitaciones fue suministrada por las empresas distribuidoras Resumen de Resultados Como resultado de la comparación del Precio en Barra, se tiene que éste difiere en más del 10% del promedio ponderado de los precios de las licitaciones. Por tal motivo, fue necesario efectuar el reajuste en los precios teóricos, a través del Factor de Ajuste 1,6526, para constituir los Precios en Barra definitivos. En consecuencia, los precios resultantes para la regulación de Precios en Barra del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se resumen en el cuadro siguiente: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 7

13 Cuadro No. 1.1 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 8

14 1.4. Principales Modificaciones a la Propuesta de los Subcomités del COES Los Precios en Barra mostrados en las secciones anteriores, se obtienen a partir de las propuestas de los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES con las modificaciones efectuadas por Osinergmin. La siguiente relación describe los principales cambios incorporados: Se consideraron las ventas del año 2016, se actualizó la información referida a las pérdidas de distribución, subtransmisión y transmisión para el periodo de proyección; así como la participación de ventas de distribuidores en alta y muy alta tensión; y la participación de ventas realizadas por los generadores. Por otro lado, se modificó, sobre la base de información remitida a Osinergmin, la proyección de la demanda de las empresas Southern, Antamina, Minera Cerro Verde, Milpo, Yanacocha, Chinalco, entre otras, de acuerdo a lo remitido por carta y/o correo electrónico. Se modificó el precio del gas natural para las unidades que utilizan gas natural de Camisea y se verificó que el precio del gas natural de las centrales de Aguaytía, Malacas y Tablazo no superen el precio límite a considerar para efectos tarifarios, de conformidad con el Decreto Supremo N EM (ver Anexo C del informe). Se modificó el programa de mantenimiento mayor propuesto por el COES, por las razones expuestas en el Anexo E del presente informe. Se actualizaron los valores de CVNC para las centrales conforme al Procedimiento N 34, de acuerdo con los criterios que se señalan en el Anexo B. Se incluyeron en el modelo PERSEO nuevas instalaciones de transmisión con finalidad de dar cumplimiento al Artículo 128 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Se modificó la fecha de ingreso del proyecto C.H. Marañón (de julio 2018 a julio 2017); asimismo, se adicionó el proyecto Minicentral Hidroeléctrica en Cerro del Águila para fines del año 2017 de acuerdo a información disponible. Las razones de estas y otras modificaciones en el plan de obras están detalladas en el Anexo D del presente informe. Se modificaron los factores nodales de energía como consecuencia de la aplicación del modelo PERSEO. Se modificó el Precio Básico de la Potencia en los rubros de Costos de Inversión de la Central Termoeléctrica, tasa TAMEX, Costos de Conexión y Costo Fijo No Combustible, sobre la base de la aplicación del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución Nº OS/CD (ver Anexo N del informe). Se modificó el Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión y el Peaje de Transmisión como consecuencia del análisis de la información del ESTUDIO y la ABSOLUCIÓN. Adicionalmente se Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 9

15 agregó dentro del Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión los Cargos Unitarios que ordenan el Decreto Legislativo N 1041, el Decreto Legislativo N 1002, el Decreto de Urgencia N , la Ley N 29852, la Ley N y el Decreto Supremo N EM, dando como resultado final un valor igual a 23,379 S/ /kw-mes. En los cálculos de la publicación de la resolución que fija los Precios en Barra (en cumplimiento al ítem j) del Anexo A.1 de la Norma Procedimiento para la Fijación de Precios Regulados aprobada mediante Resolución N OS/CD), se tomó en consideración los costos al 31 de marzo de 2017, conforme a lo establecido en el Artículo 50 de la LCE. Se ha considerado la retribución única al Estado por el uso del agua para generación hidroeléctrica de 1,520 S//MWh, conforme al valor vigente al 04 de abril de 2017 del Precio Promedio de Energía a Nivel Generación en el SEIN Comparación de las Variaciones de los Precios en Barra en el SEIN Los Precios en Barra resultantes se comparan con los precios vigentes al mes de abril de 2017, obteniéndose los resultados que se muestran a continuación para las principales ciudades del país. Cuadro No. 1.2 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 10

16 2. Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de Fijación de Precios en Barra se realiza de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo N EM; y la Ley y sus reglamentos. Osinergmin, en aplicación de la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido, dentro del proceso de regulación de las tarifas de generación, transmisión y distribución, la publicación del proyecto de resolución que fija la tarifa, así como la realización de audiencias públicas. En el siguiente esquema se resume la secuencia de actividades del proceso para la Fijación de las Tarifas en Barra. Las fechas indicadas corresponden a la presente fijación de tarifas, donde a partir de la etapa 8 representan fechas límites que pueden variar en caso de adelantarse la fecha de término de alguna de las etapas. El cronograma ilustrado en el Esquema 2.1, 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 consideradas por el regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de los Precios en Barra. Asimismo, con posterioridad a la decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración a través de la cual se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 11

17 Esquema No. 2.1 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 12

18 2.1. Propuesta de los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (en adelante COES ) es un organismo técnico cuya la finalidad es coordinar la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. El órgano supremo del COES es la Asamblea, integrada por los Agentes del SEIN, agrupados en cuatro subcomités: uno de Generadores, uno de Distribuidores, uno de Transmisores y uno de Usuarios Libres. De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 51 de la Ley de Concesiones Eléctricas 6, y por el Anexo A del Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, aprobado mediante Resolución N OS/CD, el proceso de regulación tarifaria se inició con la presentación, efectuada por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES, el 14 de noviembre de 2016, del Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo 2017 y Propuesta Tarifaria del Subcomité de Transmisores del COES Fijación de Tarifas en Barra Periodo Mayo 2017 Abril En el siguiente cuadro se resume, en términos económicos, las propuestas tarifarias: 6 Artículo 51º.- Antes del 15 de noviembre de cada año, el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, en la actividad que les corresponda, presentarán al OSINERG los correspondientes estudios técnico-económicos de las propuestas de Precios en Barra, que expliciten y justifiquen, entre otros aspectos, los siguientes: a) La demanda de potencia y energía del sistema eléctrico para el periodo de estudio; b) El programa de obras de generación y transmisión; c) Los costos de combustibles, Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables de operación pertinentes; d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos; e) Los costos marginales; f) Precios Básicos de la Potencia de Punta y de la Energía; g) Los factores nodales de energía; h) El Costo Total de Transmisión considerado; i) Los valores resultantes para los Precios en Barra; y, j) La fórmula de reajuste propuesta; y, Asimismo, el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, deberán entregar al COES toda la información relevante para los cálculos tarifarios, para ser puestos a disposición de los interesados que lo soliciten. Para la aplicación del presente artículo OSINERG definirá los procedimientos necesarios. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 13

19 Cuadro No Primera Audiencia Pública De acuerdo con lo establecido en el Procedimiento para Fijación de Precios en Barra, el Consejo Directivo de Osinergmin convocó a una primera Audiencia Pública para el 30 de noviembre de 2016, con el objeto de que los Subcomités de Generadores y de Transmisores del COES expongan sus propuestas de tarifas de generación para la regulación tarifaria del periodo mayo 2017 abril En concordancia con lo anterior, se dispuso previamente la publicación, en la página Web de Osinergmin, de las propuestas de tarifas recibidas con el propósito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a los estudios mencionados y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios durante la realización de la Audiencia Pública. De esta forma, se busca lograr la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de mayor transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento Administrativo General Observaciones a las Propuestas de los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES Con fecha 02 de enero de 2017, Osinergmin a través de los Informes N GRT y N GRT comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, a las propuestas presentadas por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES. Inmediatamente después de remitidos los informes de observaciones, se procedió a la publicación de los mismos en la página Web de Osinergmin. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 14

20 2.4. Absolución de las Observaciones El 30 y 31 de enero de 2017, los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES, respectivamente, remitieron sus respuestas a las observaciones efectuadas por Osinergmin y presentaron sus informes con los resultados modificados de sus estudios. En el siguiente cuadro se resumen las propuestas después de la absolución de las observaciones. Cuadro No. 2.2 De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 122 del Reglamento 7, en el caso de las observaciones que no fueron absueltas a satisfacción de Osinergmin, corresponde a este organismo, de acuerdo con el análisis que se indica más adelante, establecer los valores correspondientes y fijar las tarifas dentro de los márgenes que se señalan en la Ley Publicación del Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra Osinergmin ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES tanto en sus propuestas iniciales como en los informes remitidos en respuesta a las observaciones formuladas a sus propuestas para la fijación de los Precios en Barra del periodo mayo 2017 abril A raíz del análisis que se indica, se elaboraron los informes técnicos de sustento que contienen el resultado de los estudios realizados. Asimismo, de acuerdo el Procedimiento para Comparación de Precios Regulados que se aprobó con la Resolución N OS/CD, se comparó el precio obtenido de potencia y energía con el precio promedio de las licitaciones, resultando que el mismo se encuentra en menos del 10% del precio promedio de las licitaciones, por lo cual se tuvo que aplicar el Factor de Ajuste a este precio, con la finalidad que se encuentre en el rango de ±10% 7 Artículo 122º.- En los casos en que la Comisión haya presentado observaciones a los estudios de costos presentados por el COES o los concesionarios para la fijación tarifaria, y éstas no hayan sido absueltas a satisfacción de la Comisión, corresponderá a la Comisión establecer los valores finales y fijar las tarifas dentro de los márgenes que señalan los Artículos 53º y 71º de la Ley. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 15

21 exigido por la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley N De igual manera dentro de los Peajes por Conexión y Transmisión se incluyeron los cargos adicionales. El siguiente cuadro resume los precios determinados por Osinergmin después del análisis efectuado: Cuadro No. 2.3 De acuerdo con lo señalado en el literal g del Anexo A.1 la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, con un mínimo de 15 días hábiles de anticipación a la publicación de la resolución que fije los Precios en Barra, Osinergmin publicará en el diario oficial El Peruano y en su página Web el Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra y la relación de información que la sustenta Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo de Osinergmin dispuso la realización de una segunda Audiencia Pública, la misma que se llevó a cabo el 16 de marzo de 2017, en la cual la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en la presente regulación tarifaria; así como, el sustento del proyecto de resolución que fija los Precios en Barra para el periodo mayo 2017 abril La realización de esta Audiencia Pública se produjo de manera descentralizada y simultáneamente en tres ciudades del país: Lima, Piura y Arequipa; a través, de un sistema de multivideoconferencia. En esta Audiencia Pública, los consumidores, las empresas concesionarias, las asociaciones de usuarios y demás personas interesadas en la regulación de los Precios en Barra pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el procedimiento en ejecución y su resultado tarifario. Con relación a las opiniones y comentarios vertidos durante la referida Audiencia, los mismos fueron respondidos en dicha oportunidad y se encuentran registrados (grabados y filmados) de conformidad con lo dispuesto por el numeral 9 de las Directivas que rigen la realización de las Audiencias. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 16

22 2.7. Opiniones y Sugerencias de los Interesados El 23 de marzo de 2017 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre el Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra. Al respecto se recibieron, dentro del plazo establecido, las opiniones y sugerencias de las empresas Empresa de Generación Huallaga S.A., Consorcio Transmantaro S.A., Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A., Red de Energía del Perú S.A., Hidrocañete S.A., Electricidad del Perú S.A., Subcomité de Generadores del COES, Transmisora Eléctrica del Sur 2 S.A., Samay I S.A., ENGIE Energía Perú S.A., Fénix Power Perú S.A., Omega Perú Operación y Mantenimiento S.A., Electro Oriente S.A., GenRent del Perú S.A.C., Electro Ucayali S.A. y Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. al proyecto de los Precios en Barra, efectuada mediante la Resolución N OS/CD; las cuales han sido publicadas en la página Web de Osinergmin. El análisis de dichas opiniones y sugerencias se realiza en el Anexo U del presente informe Fijación de Precios en Barra Osinergmin ha tomado en cuenta las opiniones y sugerencias recibidas de los interesados respecto del proyecto de resolución que fija los Precios en Barra para el periodo mayo abril 2018, como resultado de este análisis se ha elaborado el presente informe que contiene el resultado de los estudios realizados. El siguiente cuadro resume los precios determinados por Osinergmin después del análisis efectuado: Cuadro No. 2.4 Los Precios en Barra y sus fórmulas de reajuste, una vez aprobados, serán publicados en el diario oficial El Peruano y, complementariamente, en la página Web de Osinergmin Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 17

23 3. Precios Básicos de Potencia y Energía El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se extiende desde Tacna por el sur hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte de ciudades del país. Para el presente periodo de regulación se destaca: El ingreso del proyecto C.T. Malacas TG6 (51,2 MW) desde el 25 de febrero de Los retrasos en el avance de la construcción del proyecto de línea de transmisión en 220 kv Machupicchu Quencoro Onocora Tintaya y Subestaciones Asociadas y postergación de la puesta en operación comercial de la línea de transmisión en 500 kv Mantaro-Marcona-Nueva Socabaya-Montalvo para julio 2017, conforme se detalla en el Anexo D. Para la presente fijación los proyectos de generación con Recursos Energéticos Renovables (RER) adjudicados en las Subastas RER, se encuentran representados en los archivos sinac.chh y sinac.gtt del Modelo Perseo. En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos en el proceso de determinación de los Precios en Barra para el periodo mayo abril Procedimientos de Cálculo Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SEIN. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 18

24 3.1.1 Precio Básico de la Energía El Precio Básico de la Energía, cuyos criterios y procedimientos de determinación se encuentran establecidos en el Reglamento de la LCE, se calculó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 36 meses del periodo de análisis de acuerdo con lo dispuesto en los Artículos 47 al 50 de la LCE 8, así como lo dispuesto por el Artículo 1 del DU para el horizonte comprendido entre el 01 de enero de 8 9 Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes en la siguiente forma: a) Proyectará la demanda para los próximos veinticuatro (24) meses y determinará un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho periodo. La proyección a que se refiere el párrafo precedente considerará como una constante la oferta y demanda extranjeras sobre la base de datos históricos de las transacciones del último año. El Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (RIEE) establecerá el procedimiento correspondiente. b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el periodo de estudio, tomando en cuenta: las series hidrológicas históricas, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el artículo 79 de la presente Ley. El periodo de estudio comprenderá la proyección de veinticuatro (24) meses a que se refiere el inciso a) precedente y los doce (12) meses anteriores al 31 de marzo de cada año. Respecto de estos últimos se considerará la demanda y el programa de obras históricos. c) Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sistema, para los Bloques Horarios que establece la Comisión de Tarifas de Energía, correspondiente al programa de operación a que se refiere el acápite anterior. d) Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el periodo de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda, debidamente actualizados al 31 de marzo del año correspondiente. e) Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el artículo 79 de la presente Ley. f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimiento que se establezca en el Reglamento, considerando como límite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior. En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este fin un margen adicional, al precio establecido en el párrafo precedente. g) Calculará para cada una de las barras del sistema los factores nodales de energía de acuerdo a lo señalado en el artículo 48. El factor nodal será igual a 1,00 en la barra en que se fije el Precio Básico de Energía. h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, agregando al Precio Básico de la Potencia de Punta los valores unitarios del Peaje de Transmisión y el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60 de la presente Ley; i) Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía nodal correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor nodal de energía. Artículo 48º.- Los factores nodales de energía se calcularán considerando las pérdidas marginales y la capacidad del sistema de transmisión. Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema. Artículo 50º.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el artículo 47 deberán ser expresados a precios vigentes del mes de marzo del año de la fijación. Artículo 1º.- Costos Marginales de Corto Plazo Para efectos del despacho económico a que se refiere el marco regulatorio de electricidad, se seguirán los siguientes criterios: 1.1 Los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), se determinarán considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad. 1.2 Los costos marginales referidos en el numeral anterior no podrán ser superiores a un valor límite que será definido por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial. 1.3 La diferencia entre los costos variables de operación en que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los costos marginales determinados conforme al numeral 1.1 y dichos Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 19

25 2016 y el 31 de diciembre de Dichos costos marginales se determinan a partir del programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el periodo de estudio, tomando en cuenta: las series hidrológicas históricas, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el Artículo 79 de la LCE. Dicho programa de operación se obtiene haciendo uso del modelo PERSEO. Este modelo de despacho de energía multinodal, permite calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programación lineal para determinar la estrategia óptima de operación ante diferentes escenarios de hidrología. Los costos marginales se determinan como el promedio de las variables duales asociadas a la restricción de cobertura de la demanda ( ) para cada uno de los escenarios hidrológicos. Para representar el comportamiento de la hidrología, el modelo PERSEO utiliza los caudales históricos naturalizados registrados en los diferentes puntos de interés. Para el presente estudio se utilizan los datos de caudales naturales de los últimos 51 años, con información histórica, hasta el año La representación de la demanda del sistema se realizó para cada barra, en diagramas de carga mensual de tres bloques, para cada uno de los 36 meses del periodo de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados se calcularon para cada uno de los bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resume en sólo dos periodos: punta y fuera de punta (para el periodo fuera de punta se consideran los bloques de media y base). Para representar la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) asignada a las centrales de generación con potencia mayor a 10 MW, se está considerando el porcentaje de reserva de 2,7% para todo el horizonte de estudio, mientras que, para representar la Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF) se considera una reducción permanente de 89, 14, 11, 9, 5, 5, 4 y 2 MW en la potencia efectiva de las C.T. Kallpa, C.H. Cañón del Pato, C.H. Yaupi, C.T. Las Flores, C.H. Malpaso, C.H. Cheves, C.H. Cahua y C.T. Santo Domingo de los Olleros, respectivamente; dichos valores son proporcionales a la información histórica respecto del promedio de la magnitud RSF asignada en los meses agosto diciembre En el caso del mantenimiento, se establece el programa de mantenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas. Respecto al modelamiento de la C.H. Cañón del Pato, se tiene información de que el 29 de setiembre de 2016, la empresa concesionaria ha cursado la carta C-EGN al COES solicitando que se considere el componente del costo variable incurrido por la presencia de sólidos en suspensión en el agua turbinada (CVSS) igual a cero. En ese sentido, se utiliza esa información en la presente fijación. Se considera, además, las restricciones impuestas por la Resolución Directoral N ANA-DEPHM y Resolución Ministerial N costos marginales, será cubierta mediante un cargo adicional en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 20

26 AG, en el control de los desembalses del lago Junín, así como el costo marginal máximo establecido por Resolución Ministerial N MEM/DM (313,50 S//MWh) 10. Asimismo, se ha incluido el modelamiento de las centrales que utilizan Recursos Energéticos Renovables (Eólicas y Solares), e hidroeléctricas de menos de 20 MW de capacidad, en base a la información histórica de su forma de operación anual, y a las energías comprometidas en las Subastas RER, llevadas a cabo hasta la fecha. El modelo PERSEO está constituido por un programa (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las restricciones que definen un problema de programación lineal. Las restricciones una vez construidas son sometidas a un motor de programación lineal (herramienta CPLEX) que resuelve el problema de optimización. Las salidas del optimizador lineal son luego recogidas por programas de hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráfico de los resultados. Información más detallada sobre el modelo PERSEO, sus características, manual de usuario, casos de prueba y datos de las fijaciones tarifarias, se encuentra disponible en el portal del modelo consignado en la página Web de Osinergmin: Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de la Potencia, cuyos criterios y procedimientos de cálculo se encuentran definidos en el Artículo 126º del Reglamento 11, se determina a 10 Artículo 1.- El valor límite de los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), es de 313,50 Soles/MWh. Artículo 2.- La presente Resolución entrará en vigencia el día 02 de enero de Artículo 126º.- La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47 de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios y procedimientos: a) Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia: I) Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47 de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar; II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar; III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden; IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad; V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y VI) El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden. b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión: I) La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación de capital obtenido con la Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79 de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión. II) El monto de la Inversión será determinado considerando: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 21

27 partir de una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El Precio Básico de Potencia corresponde a la anualidad de la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual, conforme al Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución Nº OS/CD y sus modificatorias. Se considera, asimismo, los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante la Resolución N OS/CD, publicada el 24 de febrero de Mayor detalle sobre este punto se presenta en el Anexo N del presente informe Premisas y Resultados A continuación, se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento que se utilizan para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Finalmente, se presenta la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir los Precios en Barra Previsión de Demanda Para efectuar el pronóstico de la demanda se hace uso de un modelo de corrección de errores. Asimismo, se tiene en cuenta las siguientes consideraciones respecto de los valores propuestos por el Subcomité de Generadores del COES (ver Anexo A para mayor detalle): La demanda para el periodo 2017 a 2019, ha sido determinada con el Modelo de Corrección de Error, conforme a las fijaciones anteriores. Se ha considerado la serie histórica del Producto Bruto Interno (PBI) correspondiente a precios constantes de 2007, según la publicación disponible del Banco Central Reserva del Perú (BCRP). Modificación, sobre la base de información remitida a Osinergmin, de la proyección de la demanda de las empresas Southern, Antamina, Minera Cerro Verde, Milpo, Yanacocha, y Chinalco, asimismo, se ha incorporado la carga de Minera Proyecto Pukaqaqa (Minera Milpo) y Proyecto Magistral (Minera Milpo) y Ampliación Refinería Talara (Petróleos del Perú), entre otros, de acuerdo con la información remitida por los titulares. Con relación a los valores de las ventas y la tarifa; así como, las pérdidas eléctricas y la participación en las ventas (en muy alta, alta y media 1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importación que les sean aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y, 2) El costo de instalación y conexión al sistema. III) Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fiscal. c) La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 22

28 tensión) correspondientes al año 2016, se ha considerado la información comercial de las empresas eléctricas al IV trimestre del año Al consumo de energía, se le agrega un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas transversales no consideradas en el modelado de la red de transmisión. De otro lado, en aplicación del Artículo del Reglamento de Cogeneración, aprobado mediante Decreto Supremo Nº EM, se ha descontado de la proyección de demanda los valores históricos de energía y potencia de las centrales de cogeneración. La demanda considerada para el SEIN se resume en el Cuadro No Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERSEO es necesario desagregarla en las barras en las cuales se representa el SEIN. Cuadro No Programa de Obras El programa de obras es la secuencia de equipamiento que comprende los equipos de generación y transmisión y sus fechas esperadas de puesta en servicio dentro del periodo de estudio a que se refiere el literal b) del Artículo 47 de la LCE. Dicho periodo de estudio se extiende a los 24 meses posteriores, y los 12 meses previos, al 31 de marzo del año de la fijación. En este sentido, la LCE dispone que para efectos de los 12 meses previos se considere el programa de obras histórico, en tanto para los 24 meses posteriores se considere las obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho periodo; para ello Osinergmin presta especial atención al mantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda, orientado al reconocimiento de costos de eficiencia y a la estructuración de los mismos, de manera que promuevan la eficiencia del sector. 12 Artículo 10º.- Oferta de Cogeneración en el cálculo de Tarifas en Barra Para el cálculo de las tarifas en barra, la oferta de las Centrales de Cogeneración Calificadas será proyectada como una constante que será igual a los valores históricos de producción de potencia y energía registrados de cada Central en el último año. Para la simulación del despacho se considerará los criterios establecidos en los numerales 7.1 y 7.2 del Artículo 7. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 23

29 Adicionalmente en el plan de obras de generación se han incluido los proyectos de energía renovables que fueron adjudicados en los procesos de subastas de generación eléctrica con RER, conforme se detalla en el Anexo D. De este modo, el programa de obras de generación en el SEIN que se emplea para la presente fijación tarifaria se muestra en el Cuadro No Cuadro No. 3.2 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 24

30 En cuanto al plan de obras de transmisión, lo propuesto por el Subcomité de Transmisión se ha consolidado con los aprobados en los Planes de Transmisión, previstos para entrar en operación comercial dentro de los 24 meses posteriores, sino también con aquellos que se encuentran en ejecución o están programados para que ingresen dentro del periodo de simulación con el modelo PERSEO, tal como se muestra en el Cuadro No 3.3. Cuadro No. 3.3 El Cuadro No. 3.4 presenta la información de las principales características de las centrales hidroeléctricas que actualmente operan en el SEIN. Asimismo, en el Cuadro No. 3.5 se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes del SEIN. Finalmente, en el Cuadro No. 3.6 se presenta la relación de las centrales con recurso energéticos renovables existentes. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 25

31 Cuadro No. 3.4 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 26

32 Cuadro No. 3.5 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 27

33 Cuadro No Costos Variables de Operación (CVT) Los costos marginales se calculan a partir de los costos variables relacionados directamente con la energía producida por cada unidad termoeléctrica. Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible (CVC) y Costos Variables No Combustible (CVNC). El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo específico de la unidad (por ejemplo, para una TG que utiliza Diesel Nº 2 como combustible, el consumo específico se expresa en kg/kwh) por el costo del combustible (por ejemplo, para el Diesel Nº 2 dicho costo está dado en USD/Ton), y viene expresado en USD/MWh o mils/kwh 13. El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo, no asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina la función de costo total de las unidades termoeléctricas (sin incluir el combustible) para su régimen de operación esperado; a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad. El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de 13 Un mil = 1 milésimo de USD. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 28

34 combustible utilizado). El Cuadro No. 3.10, más adelante, muestra los CVNC resultantes de aplicar el procedimiento indicado Precios de los Combustibles líquidos En lo relativo al CVC, el precio que se utiliza para los combustibles líquidos (Diesel Nº 2 14, Residual Nº 6 y Residual Nº 500) considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente. Con base en lo establecido en el Artículo 124 del Reglamento 15, en el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras se considera como precios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú S.A. para generación eléctrica en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional, siempre y cuando no supere los precios de referencia ponderados que publique Osinergmin. Los precios de referencia se determinan conforme a lo dispuesto en el Procedimiento para la Determinación de los Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica, aprobado por Resolución N OS/CD. El Cuadro No. 3.7 presenta los precios de PetroPerú S.A. para combustibles líquidos en la ciudad de Lima 16 (Planta Callao); así como, en las Plantas Mollendo e Ilo, al 31 de marzo de 2017, a fin de cumplir con lo establecido en el Artículo 50 de la LCE. También se presentan el Impuesto Selectivo al Consumo de los combustibles Residual 6, Residual 500 y Diesel B5 o B5- S En este informe deberá entenderse que la referencia al combustible Diesel Nº 2 corresponde indistintamente también a la denominación Diesel B5 o B5-S50, que publica PetroPerù S.A. 15 Artículo 124º. El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se determinará considerando los siguientes aspectos: a)... c) El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan en el Artículo 50 de la Ley y se tomará los precios del mercado interno. Para el caso de los combustibles líquidos se tomará el que resulte menor entre el precio del mercado interno y el precio de referencia ponderado que publique OSINERG. Para el caso del carbón, el precio de referencia de importación que publique OSINERG será considerado como precio del mercado interno. Asimismo, los criterios señalados serán aplicados en las fórmulas de reajuste correspondientes. 16 Desde noviembre 2015, se tiene que PetroPerù S.A. no se está publicando el precio de combustibles de Residual 500 y Residual 6 para la planta Callao, por lo que no se está considerando en la presente regulación. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 29

35 Cuadro No. 3.7 El Cuadro No. 3.8 presenta los precios de referencia ponderados de Osinergmin para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao); así como, en las Plantas Mollendo e Ilo, al 31 de marzo de Cuadro No. 3.8 En aplicación del Artículo 124 del Reglamento, se compararon los precios locales del combustible (precios de PetroPerú S.A.) y los precios de referencia ponderados de Osinergmin, resultando que, para fines de la presente regulación, se considere los precios que se presentan en el Cuadro No Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 30

36 Cuadro No. 3.9 Finalmente, a los valores resultantes, cuando corresponda, se les agrega el Impuesto Selectivo al Consumo que grave al combustible debido a que no genera crédito fiscal Precio del Gas Natural Según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser aquellos precios que corresponden al mercado interno. No obstante, mediante la Resolución Directoral N EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998, se precisó que, para la fijación de las tarifas de energía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy Osinergmin). Complementariamente, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 6 del Decreto Supremo N EM, y sus modificatorias, se tomará como precio del mercado interno para los fines a que se refiere el inciso c) del Artículo 124 del Reglamento, lo siguiente: 1. Para las centrales que operen con gas natural de Camisea, el precio a considerar debe ser determinado tomando como referencia el precio efectivamente pagado del gas de Camisea más el noventa por ciento del costo del transporte y de la distribución, según corresponda. 2. Para centrales que utilicen gas natural procedente de otras fuentes distintas a Camisea, el precio a considerar será el precio único 17 que se obtenga como resultado del Procedimiento Técnico COES PR-31 18, teniendo como límite superior aquél que resulte del Procedimiento para la Determinación del Precio Límite Superior del gas natural para el Cálculo de las Tarifas en Barra establecido por Osinergmin. 17 La información correspondiente al precio único, su f órmula de reajuste y la calidad del gas natural deberá efectuarse una vez al año, el último día hábil de la primera quincena del mes de junio en sobre cerrado. Dicha información tendrá vigencia desde el 1 de julio hasta el 30 de junio del año siguiente. 18 Información de Precios y Calidad de Combustible de Gas Natural aprobado mediante la Resolución Ministerial N EM/DM Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 31

37 Conforme se detalla en el Anexo C, los precios de gas natural a utilizarse en la presente regulación para las centrales de Ventanilla, Santa Rosa I (UTI5, UTI6 y TG7), Santa Rosa II (TG8), Chilca I, Chilca II, Kallpa, Las Flores, Pisco (Ex TG s Mollendo), Independencia (Ex Calana), Santo Domingo de Olleros, Fénix, Aguaytía, Malacas TG4, Malacas TG5, Malacas TG6, Oquendo y Tablazo corresponden a 2,6274; 2,6996; 2,6944; 2,7079; 2,7079; 2,6993; 2,6993; 2,3925; 2,4091; 2,7575; 2,7298; 2,6854; 0,5209; 0,8000; 0,9691; 0,0000 y 0,0000 USD/MMBTU, respectivamente Precio del Carbón Entre los combustibles utilizados para la generación eléctrica, se encuentra el carbón que es consumido en la Central Termoeléctrica Ilo 2. El precio de este insumo está expresado por USD/Ton referido a un carbón estándar de Poder Calorífico Superior (PCS) de kcal/kg. El precio para este combustible se determina conforme a lo dispuesto en el Artículo 124 del Reglamento de la LCE, mediante la aplicación del Procedimiento para la Determinación de los Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica. En este sentido, el valor determinado al 31 de marzo de 2017 es de 98,19 USD/Ton Otros costos en el precio de los combustibles líquidos Los precios de los combustibles puestos en cada central se calculan tomando en cuenta el precio del combustible en el respectivo punto de compra, el flete, el tratamiento del combustible y los stocks (almacenamiento) para cada central eléctrica. En este sentido, es posible tomar como referencia la información del Cuadro No. 3.9 (precios del combustible en Lima) y calcular un valor denominado Otros para relacionar el precio del combustible en cada central con respecto al precio en Lima. Este resultado se muestra en el Cuadro No Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 32

38 Cuadro No Con los precios anteriores y los consumos específicos del Cuadro No. 3.5 se determinan los costos variables totales de cada unidad generadora como se muestra en el Cuadro No Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 33

39 Cuadro No Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 34

40 3.2.4 Canon del Agua Se ha considerado la retribución única al Estado por el uso del agua para generación hidroeléctrica que establece el Artículo 107 de la LCE y 214 de su Reglamento 19, cuyo monto es de 1,520 S//MWh, conforme al valor vigente del 1% del Precio Promedio de Energía a Nivel Generación en el SEIN, el cual corresponde al Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta (PEMF) vigente, al 04 de abril de 2017, de la Barra Base Lima 220 kv para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Costo de Racionamiento Se mantiene el costo de racionamiento establecido por Osinergmin para la anterior fijación de Precios en Barra: 74,6 centavos de USD por kwh Precio Básico de la Energía El Cuadro No presenta el Precio Básico de la Energía en la barra base Lima, el cual se determina con la optimización y simulación de la operación del SEIN para un horizonte de 36 meses, siendo por ello un precio teórico que será comparado con los precios resultantes de las licitaciones, conforme se describe en el capítulo 5 del presente informe. Cuadro No Artículo 107º.- Los concesionarios y empresas dedicadas a la actividad de generación, con arreglo a las disposiciones de la presente Ley, que utilicen la energía y recursos naturales aprovechables de las fuentes hidráulicas y geotérmicas del país, están afectas al pago de una retribución única al Estado por dicho uso, comprendiendo inclusive los pagos establecidos por el Decreto Ley Nº y sus disposiciones reglamentarias y complementarias. Las tarifas por dicha retribución no podrán ser superiores al 1% del precio promedio de energía a nivel generación, calculado de acuerdo al procedimiento que señale el Reglamento de la presente Ley. Artículo 214 (RLCE).- La compensación única al Estado a que se refiere el artículo precedente, se abonará en forma mensual observando el siguiente procedimiento: a) El titular de la central generadora, efectuará una autoliquidación de la retribución que le corresponde, tomando en cuenta la energía producida en el mes anterior y el 1% del precio promedio de la energía a nivel de generación; (...) Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 35

41 3.2.7 Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de la Potencia para la presente fijación se determina a partir de la utilización de los costos correspondientes a una unidad de punta, turbogas operando con combustible diesel, conforme a la aplicación del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución Nº OS/CD y sus modificatorias (Anexo N). El Cuadro No muestra los costos utilizados para la unidad y la determinación del Precio Básico de la Potencia. Cuadro No Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 36

42 4. Cargos por Transmisión 4.1. Sistema Garantizado de Transmisión El Sistema Garantizado de Transmisión (en adelante SGT ) del SEIN comprende el conjunto de activos o instalaciones de transmisión que conforman el Plan de Transmisión a que se refiere el Artículo 21 de la Ley y, cuya concesión y construcción sean resultado de un proceso de licitación pública. Asimismo, se ha considerado las adendas a los contratos de concesión de los Sistema Garantizado de Transmisión, que fueron remitidas el 16/02/2017 a través del Oficio N MEM/DGE del Ministerio de Energía y Minas, mediante las cuales se ha reemplazado el Índice WPSSOP3500 (Finished Goods Less Food and Energy) por el Índice WPSFD4131 (Finished Goods Less Food and Energy), publicados ambos por el Departamento del Trabajo del Gobierno (Bureau of Labor Statistics) SGT del Consorcio Transmantaro S.A. El Consorcio Transmantaro S.A. (en adelante Transmantaro ) es concesionario de los siguientes proyectos de línea de transmisión: Cuadro No. 4.1 Proyectos de SGT de Transmantaro S.A. N Descripción Etapa 1: L. T. 220 kv, doble circuito, Chilca - La Planicie - Zapallal y SSEE Etapa 2: L. T. 500 kv, simple circuito, Chilca - Zapallal y SSEE Reforzamiento del Sistema de Transmisión Centro-Norte Medio en 500 kv (L. T. Zapallal Trujillo) Reforzamiento del Sistema Norte con un Segundo Circuito de Transmisión 220 kv entre Talara y Piura Inversión (USD) Puesta en Operación Comercial 23/06/ Dic May-2013 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 37

43 N Descripción 4 Línea de Transmisión Pomacocha-Carhuamayo 220 kv y Subestaciones Asociadas Inversión (USD) Puesta en Operación Comercial Set Línea de Transmisión Trujillo Chiclayo en 500 kv Jul Línea de Transmisión Machupicchu Abancay Cotaruse en 220 kv * Set-2015 *Inv ersión que resulta de la suma aritmética entre la cantidad indicada en el numeral 8.1 del Contrato y la cantidad indicada en el numeral 4 de la Adenda 1 al Contrato. Cabe señalar que los valores de inversión corresponden a los que resultaron del proceso de licitación pública llevado a cabo por PROINVERSIÓN en el marco de la Ley 28832, el Reglamento de Transmisión, la LCE y su Reglamento, el Texto Único Ordenado de las Normas con Rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos (D.S. N PCM) y otras Leyes Aplicables y disposiciones específicas emitidas para el efecto. Asimismo, es del caso mencionar que, según el contrato de concesión correspondiente, a partir de la Puesta en Operación Comercial de cada etapa, la Sociedad Concesionaria está autorizada a cobrar la respectiva Base Tarifaria, a ser fijada por Osinergmin SGT de Abengoa Transmisión Norte S.A. (ATN) El SGT de Abengoa Transmisión Norte S.A. (en adelante ATN ) comprende las instalaciones que conforman la línea de transmisión en 220 kv Carhuamayo Paragsha Conococha Huallanca - Cajamarca Norte - Cerro Corona - Carhuaquero. El Contrato de Concesión respectivo fue suscrito el 22 de mayo de De conformidad con lo establecido en el numeral 2.1 y el literal h) del numeral 2.2 del Anexo Nº 1 del Contrato y Adendas suscritas el 28 de mayo de 2010 y el 05 de noviembre de 2010, la línea de transmisión está compuesta por los siguientes tramos: Cuadro No. 4.2 SGT de Abengoa Transmisión Norte S.A. Tramo Descripción Inversión (USD) Puesta en Operación Comercial (1) 1 LT 220 kv Carhua mayo-paragsha y subestaciones asociadas ,50 22/11/ L.T. Paragsha-Conococha y subestaciones asociadas ,50 22/12/ Ampliación de la Subestación Cajamarca 220 kv SVC ,60 22/01/ LT 220 kv Conococha-Huallanca y subestaciones asociadas ,00 22/05/ LT 220 kv Huallanca-Cajamarca y subestaciones asociadas ,40 22/05/2011 Total de Inversión (1) De acuerdo a lo establecido en la Adenda Nº 3 de su Contrato de Concesión. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 38

44 Por otro lado, de acuerdo a lo señalado en la Adenda N 4 del Contrato de Concesión de ATN, a partir del 03 de marzo de 2011, los costos de inversión y de Operación y Mantenimiento son los que se describen en el cuadro siguiente: Cuadro No. 4.3 SGT de Abengoa Transmisión Norte S.A. Inversión y COyM a partir del 03/03/2011 Tramo Descripción Inversión (USD) COyM (USD) 1 LT 220 kv Carhuamayo-Paragsha y subestaciones asociadas , ,79 2 L.T. Paragsha-Conococha y subestaciones asociadas , ,68 3 Ampliación de la Subestación Cajamarca 220 kv SVC , ,93 4 LT 220 kv Conococha-Huallanca y subestaciones asociadas , ,58 5 LT 220 kv Huallanca-Cajamarca y subestaciones asociadas , ,02 Total de Inversión y COyM , ,00 Finalmente, en relación a la fecha de Puesta en Operación Comercial de las instalaciones del SGT de ATN, a la fecha se han acreditado las siguientes fechas: Cuadro No. 4.4 Instalación Fecha Comunicación Tramo N 1 11/01/2011 Memorando GFE ( ) SVC 01/02/2011 Oficio N OS-GFE ( ) Tramo N 2 24/02/2011 Memorando GFE ( ) Tramo N 3 28/12/2011 Oficio N OS-GFE ( ) Tramo N 4 26/06/2011 Oficio N OS-GFE ( ) SGT de ABY Transmisión Sur S.A. El SGT de ABY Transmisión Sur S.A. (en adelante ABY ) comprende las instalaciones que conforman la línea de transmisión en 500 kv Chilca Marcona Montalvo y SSEE asociadas. La fecha de cierre del Contrato de Concesión fue el 22 de julio de El Costo de Inversión del proyecto es de USD ,00, expresado a la fecha de Puesta en Operación Comercial. La fecha de Puesta en Operación Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 39

45 Comercial fue el 17 de enero de 2014 de acuerdo con el Oficio N /MEM-DGE. Conforme a lo señalado originalmente en la Cláusula 8.1 del Contrato de Concesión de SGT de la Línea de Transmisión 500 kv Chilca Marcona Montalvo, los valores que se tendrán en cuenta para la aplicación de la Base Tarifaria son los costos de Inversión y los costos de OyM, expresados a la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC), el periodo de Recuperación, la Tasa de Actualización y la correspondiente formula de actualización. Con fecha 20 de agosto de 2014, la Dirección General de Electricidad remitió a Osinergmin la Primera Adenda al Contrato de Concesión señalado en el párrafo anterior, a efectos de que sea aplicada para el cálculo de la Base Tarifaria respecto de las infraestructuras (compensación serie y la doble barra en 220 kv en la subestación Montalvo) ingresadas con posterioridad a la POC de la Línea de Transmisión. En dicha Adenda, ABY y el Ministerio de Energía y Minas acordaron, entre otras, las modificaciones al Contrato respecto a los componentes de inversión, costo de operación y mantenimiento, cuyos valores finales se transcriben a continuación. Cuadro No. 4.5 SGT de ABY Transmisión Sur Tramo Descripción Inversión (USD) COyM (USD) 1 Línea de Transmisión 500 kv Chilca Marcona Montalvo Costo de inversión del Sistema de Compensación Ser ie Costo de inversión referente al suministro e instalaciones para la doble barra en 220 kv en la Subestación Montalvo Total de Inversión y COyM SGT de Transmisión Eléctrica del Sur S.A. (TESUR) El SGT de Transmisión Eléctrica del Sur S.A. (en adelante TESUR ) comprende las instalaciones que conforman la línea de transmisión en 220 kv Tintaya Socabaya y subestaciones asociadas. La fecha de cierre del Contrato de Concesión fue el 30 de setiembre de El Costo de Inversión del proyecto es de USD ,54, expresado a la fecha de Puesta en Operación Comercial. La fecha prevista de Puesta en Operación Comercial era el 31 de marzo de 2013; sin embargo, ante las solicitudes de ampliación de plazo para la Puesta en Operación Comercial, el Ministerio de Energía y Minas modificó esta fecha inicialmente para el 13 de julio de 2013, luego para el 31 de diciembre de 2013 y, posteriormente, mediante Oficio N MEM/DGE, para el 30 de abril de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 40

46 Finalmente, mediante oficio N GART, Osinergmin comunicó que la fecha de puesta en operación comercial ocurrió el 01 de junio de Sistema Principal de Transmisión El Sistema Principal de Transmisión (en adelante SPT ) del SEIN comprende un conjunto de instalaciones que antes de la expedición de la Ley fueron calificadas como tales por el Ministerio de Energía y Minas (en adelante MINEM ). Este sistema, redefinido a inicios de 2001, no necesariamente forma una red continua. Las instalaciones que lo integran; así como sus titulares, se detallan en el Cuadro N 4.6. Cuadro No. 4.6 Instalaciones que conforman el Sistema Principal de Transmisión CÓDIGO DE A INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN TITULAR L-2280 Zorritos Zarumilla REP L-2248 Talara Piura Oeste REP SE Talara Reactor 20 MVAR REP SE Piura Oeste Reactor 20 MVAR REP L-2236 Chiclayo Oeste Guadalupe REP SE Chiclayo Oeste SVC +/- 30 MVA REP L-2234 Guadalupe Trujillo Nor te REP SE Guadalupe Transfor mador 220/60/10kV; 60MVA REP SE Guadalupe Reactor 20 MVAR REP SE Trujillo Nor te SVC +30/-20 MVAR REP L-2215 Chimbote 1 Paramonga Nueva REP SE Chimbote Bancos MVAR REP L-2213 Paramonga Nueva Huacho REP L-2253 Parte de Celda en SET Paramonga Nueva REP SE Paramonga Nueva Reactor 40 MVAR REP L-2212 Huacho Zapallal REP L-2003/2004 Chavarría Santa Rosa REP SE San Juan Bancos MVAR REP L-1120 Paragsha II Huánuco REP SE Huánuco Banco 2.2 MVAR REP L-1121 Huánuco Tingo María REP SE Tíngo Mar ía Banco 2.2 MVAR REP L-1029 Cerro Verde Repartición REP L-1030 Repartición Mollendo REP L-1006 Tintaya Azángaro REP SE Tintaya SVC +/- 15 MVA REP L-1004 Dolorespata Quencoro REP L-2224 Celda en SE Pachachaca REP C. Control Principal Lima (SE San Juan) REP C. Control Respaldo Lima (SE Planicie) REP SE Azángaro Celda en 138 kv SAN GABÁN SE Tingo Mar ía Reactor 30 MVAR ETESELVA SE Tingo Mar ía Autotransfor mador 220/138 kv; 40 MVA ETESELVA L-253 Vizcarra Paramonga Nueva ETESELVA SE Vizcarra Celda L-253 en 220 kv ANTAMINA L-2025 L-2026 Socabaya Montalvo REDESUR L-2029 Montalvo Tacna REDESUR Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 41

47 CÓDIGO DE A INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN TITULAR L-2030 Montalvo Puno REDESUR L-2053 L-2054 Mantaro Socabaya TRANSMANTARO L-224 Pachachaca Oroya Nueva ISA L L L-2254 Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra ISA De igual modo, se han determinado el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro, los Cargos Unitarios por Costos Adicionales CVOA- CMg y CVOA-RSC, el Cargo Unitario por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables, el Cargo Unitario por Compensación FISE, el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica y el Cargo por unitario por CCSE iguales a 3,954, 2,140, 0,000, 7,078, 0,506, 3,638 y 0,378 S//kW-mes, respectivamente. Para el caso de los contratos de concesión suscritos por el Estado con las empresas Consorcio Transmantaro S.A. (1998), Red Eléctrica del Sur (1999), Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (2001) y Red de Energía del Perú S.A. (2002), que involucran instalaciones del Sistema Principal de Transmisión, la valorización y/o actualización de los costos de inversión y costos de operación y mantenimiento se rige según criterios y/o procedimientos señalados en los respectivos contratos de concesión. Asimismo, mediante Oficio N MEM/DGE, recibido el 16/02/2017, el Ministerio de Energía y Minas remitió, entre otras, las Adendas de los contratos de concesión de Consorcio Transmantaro S.A., Red Eléctrica del Sur, Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. y Red de Energía del Perú S.A., mediante las cuales se ha reemplazado el Índice WPSSOP3500 (Finished Goods Less Food and Energy) por el Índice WPSFD4131 (Finished Goods Less Food and Energy), publicados ambos por el Departamento del Trabajo del Gobierno (Bureau of Labor Statistics). Finalmente, a través de la ABSOLUCIÓN presentada por el Subcomité de Transmisores del COES, la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. presentó la propuesta de fijación del Valor Nuevo de Reemplazo y Costo de Operación y Mantenimiento de la celda en 138 kv de la línea Dolorespata Quencoro, ubicada en la subestación Dolorespata, sin embargo de la revisión realizado a esta propuesta, se estableció que no corresponde incluirla, por las razones expuestas en el Informe Legal N GRT, que complementa la Resolución que fija los Precios en Barra Valorización de las Instalaciones del SPT y SGT En cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77 de la LCE [1], en esta oportunidad corresponde actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo (en [1] Artículo. 77º.- Cada cuatro años, la Comisión de Tarifas de Energía procederá a actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, con la información presentada por los concesionarios. En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas de Energía incorporará o deducirá su respectivo Valor Nuevo de Reemplazo. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 42

48 adelante VNR ) de una parte de las instalaciones de transmisión, que fueron revisadas previamente en el año 2013, mientras que para el resto de instalaciones de transmisión corresponderá la siguiente regulación, debido a que su última revisión fue en el año Por otra parte, de acuerdo con lo señalado en los respectivos Contratos BOOT [2] suscritos por el Estado con Redesur y Transmantaro, se procede a actualizar el VNR correspondiente a sus instalaciones que pertenecen al SPT. Asimismo, corresponde la actualización del VNR de la empresa ISA. En cuanto a las inversiones de las instalaciones que forman parte del SGT, estas se actualizarán según lo establecido en sus respectivos contratos Red de Energía del Perú S.A. (REP) En la regulación de tarifas de mayo 2013 y mayo 2014, se revisó el VNR de las instalaciones de transmisión de REP que forman parte del SPT; por lo tanto, en la presente fijación corresponde efectuar la actualización respectiva. En este sentido, el VNR de las instalaciones de REP que integran el SPT del SEIN, asciende a USD (Ver Anexo I) Eteselva S.R.L. (Eteselva) En la regulación de tarifas de mayo 2013, se revisó el VNR de las instalaciones de transmisión de Eteselva que forman parte del SPT; por lo tanto, en la presente fijación corresponde efectuar la actualización respectiva. En este sentido, el VNR de las instalaciones de Eteselva que integran el SPT del SEIN, asciende a USD (Ver Anexo J) Compañía Minera Antamina (Antamina) En la regulación de tarifas de mayo 2013, se revisó el VNR de la celda en la subestación Vizcarra de la L.T. Vizcarra Paramonga Nueva 220 kv de Antamina, la cual integra el SPT del SEIN; por lo tanto, en la presente fijación corresponde efectuar la actualización respectiva. En ese sentido, el VNR de las instalaciones de Antamina que forman parte de la celda la L.T. Vizcarra Paramonga Nueva 220 kv, asciende a USD (Ver Anexo K) San Gabán Transmisión (San Gabán) La instalación de San Gabán (transmisión) que forma parte del SPT, corresponde a la celda de línea 138 kv en la subestación Azángaro, la misma que fuera separada de la valorización de la L.T. Tintaya Azángaro, de acuerdo con lo establecido en la Resolución N OS/CD. El valor del VNR para dicha celda fue fijado el año 2013, por lo que en esta oportunidad corresponde efectuar su revisión. En ese sentido, el VNR de la [2] Build Ow n Operate and Transfer Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 43

49 celda de San Gabán que forma parte del SPT, a ser considerado en la presente fijación asciende a USD (Ver Anexo L) Consorcio Transmantaro (Transmantaro) De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT de Transmantaro con el Gobierno del Perú, el VNR de sus instalaciones de transmisión que pertenecen al SPT se reajusta utilizando el índice de precios denominado Finished Goods Less Food and Energy, Serie WPSSOP3500 y WPSFD4131, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor. En este sentido, el VNR base de USD reajustado asciende a USD ,09. Asimismo, de acuerdo con lo establecido en la Cláusula Cuarta del Addendum N 5 al Contrato BOOT, firmado el 20 de mayo de 2005, al VNR de las instalaciones de transmisión de Transmantaro que forman parte del SPT, se le sumará un Monto a Restituir (en adelante MAR ) que asciende a USD conforme a lo dispuesto en la Decisión Definitiva del Experto, el cual será considerado por Osinergmin con cargo a la tarifa durante todo el plazo que resta del Contrato BOOT y que se reajustará en cada fijación tarifaria utilizando las actualizaciones correspondientes de acuerdo al Contrato BOOT, es decir, utilizando el índice WPSSOP3500 y WPSFD4131. En este sentido, el MAR base reajustado asciende a USD ,54. Además, con fecha 12 de junio de 2009, el Estado Peruano y Transmantaro, suscribieron el Addendum N 8 de su Contrato de Concesión, mediante el cual se acordó la ejecución del proyecto: Reforzamiento de la Línea de Transmisión en 220 kv Mantaro Socabaya. El valor estimado de inversión, que también forma parte del SPT, fue de USD Posteriormente, mediante comunicación CS , Transmantaro comunicó a Osinergmin el Informe de Auditoría de la Ampliación N 8, el cual ha determinado que la inversión correspondiente a este proyecto es de USD La Remuneración Anual por Ampliaciones es reajustada anualmente por la variación en el Finished Goods Less Food and Energy (Series ID: WPSSOP3500 y WPSFD4131), a partir de su fecha de puesta en operación comercial. Por otro lado, con fecha 31 de octubre de 2013, el Estado Peruano y Transmantaro, suscribieron el Addendum N 10 de su Contrato de Concesión, mediante el cual el Concedente acepta a restituir a la Sociedad Concesionaria los montos dejados de percibir en el periodo comprendido entre el 1 de marzo de 2005 y 30 de abril de El monto asciende a USD , el cual será considerado por Osinergmin con cargo a la tarifa durante todo el plazo que resta del Contrato BOOT, a partir del 1 de mayo de Asimismo, según se indica en el numeral 3.2 de dicho Addendum, se deberá agregar en cada fijación tarifaria, los reajustes correspondientes según las variaciones del índice establecido en el Contrato BOOT desde el 1 de mayo de Finalmente, se considera también a la Ampliación Adicional N 1, donde el monto de inversión asciende a USD y que tiene previsto ingresar en operación durante el año tarifario que corresponde a la presente fijación. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 44

50 4.3.6 Red Eléctrica del Sur S.A. (Redesur) De acuerdo con lo establecido en la cláusula [3] y en concordancia con la cláusula 14 [4] del Contrato BOOT de Redesur con el Gobierno Peruano, el VNR de las instalaciones de transmisión de Redesur que forman parte del SPT del SEIN se reajusta utilizando el índice de precios denominado Finished Goods Less Food and Energy, Series WPSSOP3500 y WPSFD4131, publicadas por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor (ver Anexo U). En este sentido, el VNR base de las etapas I (set 2000) [5] y II (feb 2001) [6] reajustados ascienden a USD ,86 y USD ,10, respectivamente, con un agregado de USD ,04 según Addendum N Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (ISA) De acuerdo con lo establecido en la cláusula [7] del Contrato BOOT de ISA con el Gobierno del Perú, en la fijación de mayo de 2014 corresponderá actualizar el VNR de las instalaciones de ISA que integran el SPT del SEIN, utilizando el índice de precios denominado Finished Goods Less Food and Energy, Series WPSSOP3500 y WPSFD4131, publicadas por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor. En este sentido, el VNR de las instalaciones de ISA para el presente proceso tarifario corresponde al determinado en la regulación del año 2014, el cual asciende a USD ,27. Se ha tomado en cuenta las dos (2) ampliaciones que se suscribieron el 16 de julio de 2012 y el 18 de octubre de 2013 respectivamente, las cuales comprenden: Ampliación N 1, que comprende realizar las obras necesarias para que la línea de transmisión en 220 kv Pachachaca Oroya Nueva tenga una capacidad de transmisión de 250 MVA en operación normal y de 300 MVA en operación en contingencia. Dicha ampliación tiene como fecha de Puesta en Operación Comercial el 03 de agosto de Asimismo, para el caso de las instalaciones de la Ampliación N 1, se establece la retribución por un monto ascendente a USD , reajustada anualmente por la variación en el Finished Goods Less Food [3] [4] [5] [6] [7] Cláusula (i) (a).- La tarifa comprenderá la anualidad de la inversión que será calculada aplicando el VNR determinado por el organismo regulador el que será siempre igual al Monto de la Inversión del Adjudicatario, ajustado en cada periodo de revisión por la variación del Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América. Cláusula 14 (i).- Conforme al sistema legal de Tarifas vigente en el Perú, cuyo órgano regulador es la Comisión de Tarifas Eléctricas, la Sociedad Concesionaria tiene derecho a cobrar al conjunto de concesionarios de generación que entregan electricidad al Sistema Principal de Transmisión, las sumas necesarias para cubrir el valor efectivo de su Costo Total de Transmisión, reajustado anualmente según contempla la cláusula (i) de este contrato. Corresponde a la L.T 220 kv Montalvo Socabaya. Corresponde a las L.T. 220 kv Montalvo Tacna y Montalvo Puno (i) la anualidad de la Inversión que será calculada aplicando: (a) el VNR determinado por la CTE, el que será siempre igual al Inversión de cada una de las líneas eléctricas del Sistema de Transmisión, ajustado en cada periodo de revisión previsto por el D.L , a partir de la Puesta en Operación Comercial, por la variación en el Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento de Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos de América. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 45

51 and Energy (Series ID: WPSSOP3500 y WPSFD4131), a partir de su fecha de puesta en operación comercial. Ampliación N 2, que comprende realizar las obras necesarias para que la línea de transmisión en 220 kv Paragsha Vizcarra tenga una capacidad de transmisión de 250 MVA en operación normal y de 300 MVA en operación en emergencia. Dicha ampliación tuvo como fecha prevista de Puesta en Operación Comercial el 18 de octubre de Para el caso de las instalaciones de la Ampliación N 2, se estableció en la Segunda Cláusula Adicional al Contrato, un costo de inversión de USD , valor que será reajustado anualmente por la variación en el Finished Goods Less Food and Energy (Series ID: WPSSOP3500 y WPSFD4131), a partir de su fecha de puesta en operación comercial. Al respecto, según lo previsto en el Contrato, se considera en esta oportunidad el monto de inversión determinado en el Informe de Auditoría de costos incurridos en la ejecución de las instalaciones de la Ampliación N 2, siendo el monto de inversión a reconocer de USD El 10 de setiembre de 2014 se suscribió la Tercera Cláusula Adicional por Ampliaciones al Contrato de Concesión de ISA para ejecutar la Ampliación N 3. El alcance del proyecto es el siguiente: Hito Cuadro No. 4.7 Descripción Ampliación de la capacidad de transmisión de la línea L-1125 de 138 kv Aguaytía Pucallpa de 50 MVA a 80 MVA Ampliación de la capacidad de transfor mación de la Subestación Pucallpa Instalación de Compensación Reactiva (SVC) de 10 a 45 MVAR en 60 kv en la Subestación Pucallpa Ampliación de la Capacidad de Transfor mación de la Subestación Aguaytía Inversión (USD) Total (Sin IGV) Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 46

52 Cuadro No. 4.8 VALORIZACIÓN DEL SISTEMA PRINCIPAL y GARANTIZADO DE TRANSMISIÓN DEL SEIN Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 47

53 Cuadro No Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) del SPT y SGT En vista que la información suministrada por el Subcomité de Transmisores del COES sobre el Costo de Operación y Mantenimiento anual de las instalaciones que forman parte del SPT, no absuelve satisfactoriamente las observaciones hechas al ESTUDIO, Osinergmin ha determinado revisar Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 48

54 integralmente todas las propuestas presentadas sobre el COyM y calcular dichos costos bajo criterios y procedimientos uniformes para las instalaciones que conforman el SPT del SEIN, en aplicación del principio regulatorio de no discriminación. Es importante destacar que el COyM se determina a partir de la valorización de los costos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad para toda una empresa en su conjunto, debido a que existen procesos y/o actividades de operación y gestión que están asociadas a otras actividades desarrolladas por la misma. A continuación, se presenta el resultado del análisis que ha efectuado Osinergmin respecto del COyM, de cada una de las empresas que tienen bajo concesión instalaciones que pertenecen al SPT. Los detalles de dicho análisis se presentan en los Anexos I, J, K, L y M REP Osinergmin ha procedido a revisar el COyM propuesto para las instalaciones de REP que pertenecen al SPT sobre la base de la mejor información disponible (ver Anexo I), habiéndose determinado que dicho valor asciende a USD Eteselva Según el análisis contenido en el Anexo J se determina que el monto que corresponde asignar como COyM de las instalaciones de Eteselva que integran el SPT asciende a USD Antamina Según el análisis contenido en el Anexo K, se determina que el COyM de las instalaciones de ANTAMINA que pertenecen al SPT asciende a USD San Gabán Según el análisis contenido en el Anexo L, se ha determinado que el COyM de las instalaciones de San Gabán que pertenecen al SPT, asciende a USD Transmantaro SPT de Transmantaro De conformidad con el Addendum N 4 al Contrato BOOT de Transmantaro, que modifica la Cláusula (ii) de dicho contrato, firmado el 01 de octubre de 2004, se establece que durante todo el periodo de la Concesión, la retribución anual por costos de operación y mantenimiento será de USD , ajustada anualmente por la variación en los índices WPSSOP3500 y WPSFD4131, cuyo valor inicial (según dicho Addendum) es de 151,5. En aplicación de este Addendum, el COyM de Transmantaro asciende a USD Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 49

55 Asimismo, para el caso de las instalaciones del Addendum N 8 y la Ampliación Adicional N 1, se establece la retribución por los costos de operación y mantenimiento ascendente a USD y , respectivamente, los que serán reajustados anualmente por la variación en el Finished Goods Less Food and Energy (Series ID: WPSSOP3500 y WPSFD4131), a partir de su fecha de puesta en operación comercial SGT de Transmantaro En relación a los costos de operación y mantenimiento del SGT de Transmantaro, se consideran las referencias señaladas en los respectivos contratos de concesión. a. LT. Chilca-La Planicie-Zapallal.- El costo de operación y mantenimiento de su contrato que asciende a USD , expresado a la fecha de puesta en operación comercial. b. Reforzamiento del Sistema Norte con un Segundo Circuito de Transmisión 220 kv entre Talara y Piura.- El costo de operación y mantenimiento del contrato de concesión que asciende a USD , expresado a la fecha de puesta en operación comercial. c. Reforzamiento del Sistema de Transmisión Centro-Norte Medio en 500 kv (L.T. Zapallal Trujillo).- El costo de operación y mantenimiento del contrato de concesión que asciende a USD , expresado a la fecha de puesta en operación comercial. d. Línea de Transmisión Machupicchu-Abancay-Cotaruse 220 kv y Subestaciones Asociadas.- El costo de operación y mantenimiento del contrato de concesión que asciende a USD , expresado a la fecha de puesta en operación comercial. e. Línea de Transmisión Trujillo - Chiclayo 500 kv.- El costo de operación y mantenimiento del contrato de concesión que asciende a USD , expresado a la fecha de puesta en operación comercial f. Línea de Transmisión Pomacocha-Carhuamayo 220 kv.- El costo de operación y mantenimiento del contrato de concesión que asciende a USD , expresado a la fecha de puesta en operación comercial Redesur De acuerdo con el Addendum N 4 al Contrato BOOT de Redesur suscrito con el Estado peruano el 15 de junio de 2006, la retribución anual por los costos de operación y mantenimiento será de USD , ajustada anualmente por la variación en los índices WPSSOP3500 y WPSFD4131, cuyo valor inicial (según dicho Addendum) es de 156, ISA Los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones del SPT de ISA se determinan de acuerdo con lo establecido en el Contrato de Concesión correspondiente. Así, el valor del COyM del SPT de ISA asciende a USD Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 50

56 Asimismo, para el caso de las instalaciones de las adendas de la ampliación suscritas a la fecha (Ampliación N 1, Ampliación N 2 y Ampliación N 3), se establece que el COyM es el 3% del Valor de Inversión de cada Ampliación, según lo estipulado en el Contrato de Concesión ATN La actualización de los costos de operación y mantenimiento del Contrato de Concesión de ATN se muestran a continuación: Cuadro No COyM del SGT de ATN Tramo Descripción COyM (USD) 1 LT 220 kv Carhuamayo-Paragsha y subestaciones asociadas L.T. Paragsha-Conococha y subestaciones asociadas Ampliación de la Subestación Cajamarca 220 kv SVC LT 220 kv Conococha-Huallanca y subestaciones asociadas LT 220 kv Huallanca-Cajamarca y subestaciones asociadas TESUR De acuerdo con lo establecido en las cláusulas 8.1 y 8.2 de su Contrato de Concesión, se ha determinado el COyM que asciende a USD ,23, expresado a la fecha de puesta en operación comercial ABY De acuerdo con lo establecido en las cláusulas 8.1 y 8.2 de su Contrato de Concesión, se ha determinado el COyM que asciende a USD ,00, expresado a la fecha de puesta en operación comercial. En el Cuadro N 4.11 se consignan los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión que pertenecen al SPT y SGT. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 51

57 Cuadro No COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SPT Y SGT Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 52

58 4.5. Factores Nodales de Energía y Factores de Pérdidas de Potencia Los factores nodales utilizados para expandir el Precio Básico de la Energía se calculan considerando el despacho económico del sistema. En este sentido, se utiliza el modelo PERSEO que permite una ponderación apropiada de los factores nodales determinados para las diferentes situaciones hidrológicas, para los diferentes meses y para los diferentes niveles de carga en el sistema. Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se considera lo dispuesto por la Quinta Disposición Complementaria Transitoria de la Ley , por lo cual los factores de pérdidas de potencia para la presente regulación son iguales al valor uno (1,0) en todas las barras. 20 QUINTA.- Adecuación de factores de pérdidas de potencia Lo dispuesto en el inciso h) del artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas, será aplicable a partir de la fijación tarifaria correspondiente al año Para las fijaciones tarifarias previas al año 2010, el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, se determinará agregando al producto del Precio Básico de la Potencia de Punta por los factores de pérdidas de potencia, los valores unitarios del Peaje de Transmisión y el Peaje por Conexión. Para estos efectos, los factores de pérdidas de potencia se determinarán a partir de los factores vigentes a la fecha de publicación de la presente Ley, ajustándolos anualmente hasta alcanzar en forma lineal el valor de 1,0 en el año Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 53

59 Cuadro No Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 54

60 4.6. Ingreso Tarifario Ingreso Tarifario de Enlaces Internacionales De acuerdo con el Artículo 4 del RIEE, constituye Ingreso Tarifario de los Enlaces Internacionales el monto de dinero que resulta de la diferencia entre la valorización de la energía entregada en el Nodo Frontera del Sistema importador y la valorización de la correspondiente energía retirada del Nodo Frontera del Sistema exportador, por cada Enlace Internacional. Al respecto, a la fecha la línea L-2280 Zorritos-Zarumilla se constituye en el único enlace internacional. Cabe señalar que la Decisión 536 de la Comunidad Andina de Naciones, fue suspendida mediante el Artículo 2 de la Decisión 757, el cual a su vez aprueba como Anexo II el Régimen Transitorio Aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad entre Perú y Ecuador, complementado mediante el Reglamento Interno aprobado mediante Decreto Supremo N EM publicado el 06 de mayo de Por lo cual, en tanto se mantenga la suspensión de la Decisión 536, no se tienen Transacciones Internaciones de Electricidad Ingreso Tarifario de Enlaces Nacionales Los Ingresos Tarifarios (IT) de energía de las líneas de transmisión y de los transformadores de enlaces nacionales que forman parte del SPT y SGT se determinan con el modelo PERSEO, pero en el caso de las nuevas barras, los precios se han calculado en función de las distancias con las barras existentes y el sentido de flujo; asimismo, los ingresos tarifarios de potencia son cero debido a que los factores de pérdidas de potencia son la unidad para todas las barras. Para el caso de las celdas se considera que éstas no tienen ingreso tarifario; debido a ello, los IT determinados se asignan a las líneas de transmisión y subestaciones de transformación correspondientes. En el Cuadro No se presentan los ingresos tarifarios totales, es decir, los correspondientes a la energía más los de potencia. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 55

61 Cuadro No Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 56

62 4.7. Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión Dado que el Ingreso Tarifario no cubre el 100% del costo medio de transmisión, se determina un cargo complementario que es igual al Peaje por Conexión del SPT, el cual se define como la diferencia entre el costo medio de transmisión y el ingreso tarifario. El costo medio de transmisión comprende la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y los costos anuales de operación y mantenimiento eficientes, es decir, se reconocen costos estándares en base a la noción de un Sistema Económicamente Adaptado a la demanda. En consecuencia, el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión se calcula como sigue: Donde: Peaje avnr COyM IT avnr = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo en el SPT COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual IT = Ingreso Tarifario Liquidación según contratos específicos Para el caso de las instalaciones pertenecientes a Transmantaro, Redesur, ISA, ATN y TESUR es necesario tomar en cuenta la siguiente expresión para la determinación del Peaje por Conexión: Peaje ( avnr LA) COyM IT El nuevo término que aparece en la expresión anterior (L A ) corresponde a la liquidación anual que es necesario determinar en cumplimiento de lo dispuesto en los respectivos Contratos de Concesión. A continuación, se detallan los cálculos efectuados para determinar la liquidación. Por otro lado, en el caso específico de la empresa REP, además de la liquidación de sus ingresos anuales, se debe actualizar su Remuneración Anual (en adelante RA ), con base a lo especificado en su contrato de concesión Liquidación de Transmantaro SPT de Transmantaro Los valores esperados mensuales correspondientes al periodo marzo 2016 a febrero 2017 se comparan con las mensualidades facturadas por Transmantaro según los cálculos de transferencias efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. El Cuadro No presenta la liquidación del contrato principal que considera el Monto a Restituir y Monto Dejado de Percibir, conforme lo indica la Addendum N 10 del contrato de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 57

63 concesión. El cuadro No muestra la liquidación de la inversión de la Ampliación N 1. Liquidación Anual de Ingresos Año 2017 Nro Año-Mes SPT Tipo de Cambio S/ /USD Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL SPT de TRANSMANTARO Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD VALORES ESPERADOS Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,65 Diferencia y Liquidación al 30 de Abril del ,06 USD ,03 USD Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL SPT de TRANSMANTARO Ampliación N 1 Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año-Mes SPT Tipo de Cambio S/ /USD Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,07 0, , , , , , ,04 (0,01) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,35 Diferencia y ,67 USD Liquidación al 30 de Abril del ,56 USD VALORES ESPERADOS , , , ,19 SGT Chilca-La Planicie-Zapallal Los valores esperados mensuales correspondientes se comparan con las mensualidades facturadas por Transmantaro según los cálculos de transferencias efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. El Cuadro No muestra el resultado de la liquidación. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 58

64 Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año-Mes Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL SGT Chilca-La Planicie-Zapallal SGT Tipo de Cambio S/ /USD Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,85 Diferencia y ,04 USD Liquidación al 30 de Abril del ,05 USD VALORES ESPERADOS , , , ,41 SGT Zapallal - Trujillo Los valores esperados mensuales correspondientes se comparan con las mensualidades facturadas por Transmantaro según los cálculos de transferencias efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. El Cuadro No muestra el resultado de la liquidación. Liquidación Anual de Ingresos Año 2017 Nro Año-Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL SGT Zapallal Trujillo Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,33 Diferencia y ,23 USD Liquidación al 30 de Abril del ,03 USD VALORES ESPERADOS , , , ,21 SGT Talara - Piura Los valores esperados mensuales correspondientes se comparan con las mensualidades facturadas por Transmantaro según los cálculos de transferencias efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. El Cuadro No muestra el resultado de la liquidación. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 59

65 Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año-Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL SGT Talara Piura Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , ,76 155, , , , , , ,08 151, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,08 Diferencia y ,39 USD Liquidación al 30 de Abril del ,23 USD VALORES ESPERADOS , , , ,09 SGT Pomacocha - Carhuamayo Los valores esperados mensuales correspondientes se comparan con las mensualidades facturadas por Transmantaro según los cálculos de transferencias efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. El Cuadro No muestra el resultado de la liquidación. Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL SGT Pomacocha Carhuamayo Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año-Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,70 0, , , , , , ,73 (0,01) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,31 Diferencia y ,26 USD Liquidación al 30 de Abril del ,35 USD VALORES ESPERADOS , , , ,82 SGT Trujillo - Chiclayo Los valores esperados mensuales correspondientes se comparan con las mensualidades facturadas por Transmantaro según los cálculos de transferencias efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. El Cuadro No muestra el resultado de la liquidación. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 60

66 Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año-Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL SGT Trujillo Chiclayo Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , ,35 615, , , , , , ,35 615, , , , , , ,36 615, , , , , , ,35 615, , , , , , ,39 615, , , , , , ,37 615, , , , , , ,35 615, , , , , , ,38 615, , , , , , ,38 615, , , , , , ,35 615, , , , ,07 Diferencia y ,29 USD Liquidación al 30 de Abril del ,63 USD VALORES ESPERADOS , , , ,15 SGT Machupicchu Abancay - Cotaruse Los valores esperados mensuales correspondientes se comparan con las mensualidades facturadas por Transmantaro según los cálculos de transferencias efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. El Cuadro No muestra el resultado de la liquidación. Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL SGT Machupicchu Abancay Cotaruse Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año-Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,97 Diferencia y ,06 USD Liquidación al 30 de Abril del ,45 USD VALORES ESPERADOS , , , , Liquidación Anual de Redesur El Contrato BOOT de Redesur consta de dos etapas cuya operación comercial se inicia en fechas distintas. La primera etapa se inicia en octubre del año 2000 y la segunda etapa se inicia en marzo del año De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT la puesta en operación comercial se inicia en la fecha en que se emite el Acta de Pruebas. Los valores esperados mensuales correspondientes se comparan con las mensualidades facturadas por Redesur según los cálculos de transferencias Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 61

67 efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. El Cuadro No muestra el resultado de la liquidación. Liquidación Anual de Ingresos - SPT REDESUR Año SPT Nro Año- Mes Tipo de Cambio S/ /USD Peaje por Conexión S/ Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL REDESUR VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,77 Diferencia y ,30 USD Liquidación al 30 de Abril del ,53 USD VALORES ESPERADOS Liquidación de ISA Los valores esperados mensuales correspondientes se comparan con las mensualidades facturadas por ISA según los cálculos de transferencias efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. El Cuadro No muestra el resultado de la liquidación. Liquidación Anual de Ingresos Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL ISA PERU Año 2017 SPT VALORES REALES VALORES ESPERADOS Nro Año-Mes Tipo de Cambio S/ /USD Peaje por Conexión S/ Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,39 Diferencia yyyy-03 y yyyy ,43 USD Liquidación al 30 de Abril del ,33 USD Liquidación de REP Para la liquidación anual de la Remuneración Anual (en adelante RA ) correspondiente a REP se ha tenido en cuenta lo estipulado en el Anexo N 7, numeral 7.0 (Procedimiento de liquidación anual) del Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN ETESUR (en adelante CONTRATO ) y el Procedimiento para la Liquidación Anual de los Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 62

68 Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del CONTRATO, aprobado mediante Resolución Nº OS/CD. Con relación a los ingresos esperados, para el periodo de liquidación se aplica lo señalado las Resoluciones N OS/CD y N OS/CD y sus modificatorias. Los valores esperados correspondientes al periodo de liquidación (RAG mensual) se comparan con las mensualidades facturadas por REP según los cálculos de transferencias efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. En este caso, el saldo de liquidación ha resultado positivo, el cual expresado al 30 de abril de 2017 es de USD , valor a agregarse a la RA de REP para el siguiente periodo regulatorio, el mismo que se detalla en el Anexo M y que se resume en el Cuadro No Mes Fecha de Tipo de Cambio Tipo de Cambio Cuadro No LIQUIDACION DE LA RA Periodo: Mayo 2016 a Abril 2017 RAG mensual Montos Facturados Mensualmente Saldo de liquidación Valor a Abril del 2017 USD US D RA1 S/ RA2 S/ Total S/ Total USD USD Mensual USD Valor presente a Abril Mayo 14/06/2016 3, , , , , , , , ,76 2 Junio 14/07/2016 3, , , , , , , , ,21 3 Julio 12/08/2016 3, , , , , , , , ,84 4 Agosto 14/09/2016 3, , , , , , , , ,74 5 Septiembre 14/10/2016 3, , , , , , , , ,20 6 Octubre 14/11/2016 3, , , , , , , , ,94 7 Noviembre 14/12/2016 3, , , , , , , , ,91 8 Diciembre 13/01/2017 3, , , , , , , , ,78 9 Enero 14/02/2017 3, , , , , , , , ,98 10 Febrero 14/03/2017 3, , , , , , , , ,42 11 Marzo 14/03/2017 3, , , , , , , , ,79 12 Abril 14/03/2017 3, , , , , , , , ,99 Total , , ,81 LIQUIDACIÓN TOTAL RA a Liquidar Año 15 (Res OS/CD) (USD) (A) Recalculo RAA año 15 (USD) al 30/04/17 (B) Recalculo RA a Liquidar Año 15 (USD) al 30/04/17 (C=A+B) Valor actualizado de los montos facturados (USD) al 30/04/17 (D) Liquidacion US$ al 30/04/17 (E=C-D) Recuperación del ITF al 30/04/17 (USD) (F) Recuperación del ITF Adic a la RAG al 30/04/17 (USD) (G) Liquidación Total a Liquidación Total aplicar a la RAG año al 30/04/17 (USD) 16 (USD) al 30/04/18 (H=E+F+G) (I) ACTUALIZACIÓN DE LA RA RUAM + RA RAG (Actualizada Año 16) (USD) al 30/04/18 (J) RAA al 30/04/18 (USD) (K) RA al 30/04/18 (USD) (L=J+K) Liquidación Total a aplicar a la RAG año 16 (USD) al 30/04/18 (I) Remuneración Única por Ampliaciones Menores (USD) (M) RA año 16 al 30/04/18 (USD) (L+I+M) Determinación y Asignación de la RAG y la RAA Con la información existente a la fecha, y la liquidación anual de la RA, obtenida conforme se indica en el numeral anterior, se determinó la RA para el periodo mayo 2017 abril 2018 conforme se detalla en el Anexo M y que se resume en el Cuadro N Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 63

69 Cuadro No Cálculo de la RA de Red de Energía del Perú S.A. Concepto USD Remuneración Anual RA Remuneración Anual Garantizada RAG Remuneración Anual por Ampliaciones RAA Total RA Liquidación Anual de la RAG (May-15-Abr-16) Saldo a favor del ITF de Mayo 15 a Abril Recuperación del ITF Adic a la RAG 512 Total RA ( ) RA 1: Parte de la RA asignada a los generadores RA2: Parte de la RA asignada a los consumidores finales De este modo, se ha determinado que para el periodo mayo 2017 abril 2018, los ingresos por concepto del SST serían USD (USD por concepto de Ingreso Tarifario y USD por concepto de Peajes del SST), así mismo, de acuerdo con el análisis efectuado en la presente fijación, el costo total anual del SPT sería USD La suma de ambos montos resulta en USD , que es menor a la RA2(16), en USD Por lo tanto, según lo señalado en el Anexo N 7 del Contrato de Concesión de REP, no corresponde realizar reajuste en los peajes de los SST aplicables a los clientes regulados. En consecuencia, se recomienda fijar el Costo Total de Transmisión por el SPT de REP en USD Cuadro N 4.26 Determinación de la RA SST y RA SPT (16) Sin Reajuste Concepto USD RA RA RA RA2 SST ITA PSST RA2 SPT Liquidación del SGT de Abengoa Transmisión Norte De acuerdo a lo establecido en el numeral 2.7 de la Adenda N 2 del Contrato de Concesión, se ha realizado la liquidación de cada Tramo y/o instalación por separado. Los valores mensuales esperados correspondientes al periodo Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 64

70 marzo febrero 2017 se comparan con las mensualidades facturadas por ATN según los cálculos de transferencias efectuadas por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. En esta oportunidad el saldo de liquidación se presenta en los siguientes cuadros. Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año- Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL ATN Tramo 1 Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , ,38 430, , , , , , ,34 430, , , , , , ,33 430, , , , , , ,38 430, , , , , , ,37 430, , , , , , ,39 430, , , , , , ,37 430, , , , , , ,38 430, , , , , , ,41 430, , , , , , ,38 430, , , , ,39 Diferencia y ,46 USD Liquidación al 30 de Abril del ,42 USD VALORES ESPERADOS , , , ,77 Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año- Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL ATN Tramo 2 Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD VALORES ESPERADOS Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,53 Diferencia y ,32 USD Liquidación al 30 de Abril del ,80 USD Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 65

71 Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año- Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL ATN Tramo 3 Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,02 Diferencia y ,71 USD Liquidación al 30 de Abril del ,81 USD VALORES ESPERADOS , , , ,10 Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año- Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL ATN Tramo 4 Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,16 Diferencia y ,81 USD Liquidación al 30 de Abril del ,13 USD VALORES ESPERADOS , , , ,49 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 66

72 Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año- Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Peaje por Conexión S/ Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL ATN SVC VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,43 Diferencia y ,54 USD Liquidación al 30 de Abril del ,34 USD VALORES ESPERADOS , , , ,95 Para todos los casos, el saldo de liquidación si es positivo debe agregarse a la Base Tarifaria del periodo tarifario siguiente. Por el contrario, si el saldo de la liquidación es negativo, dicho valor deberá descontarse de la Base Tarifaria del periodo tarifario siguiente Liquidación de ABY Transmisión Sur Los valores esperados mensuales correspondientes al periodo marzo 2016 a febrero 2017 se comparan con las mensualidades facturadas por ATS según los cálculos de transferencias efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. El Cuadro No muestra el resultado de la liquidación. Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año-Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL SGT de ABY Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,56 Diferencia y ,39 USD Liquidación al 30 de Abril del ,99 USD VALORES ESPERADOS , , , ,28 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 67

73 Liquidación de TESUR Los valores esperados mensuales correspondientes se comparan con las mensualidades facturadas por TESUR según los cálculos de transferencias efectuados por el COES, dando como resultado el saldo de liquidación. El Cuadro No muestra el resultado de la liquidación. Liquidación Anual de Ingresos Año Nro Año-Mes SGT Tipo de Cambio S/ /USD Cuadro No LIQUIDACIÓN ANUAL SGT de TESUR Peaje por Conexión S/ VALORES REALES Ingreso Tarifario S/ Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD Total USD Valor Presente a Febrero 2017 USD , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,94 Diferencia y ,31 USD Liquidación al 30 de Abril del ,56 USD VALORES ESPERADOS , , , , Compensación Tarifaria De acuerdo con el Artículo 30º 21 del RIEE 22, corresponde que Osinergmin efectúe una compensación tarifaria con los montos recaudados por el COES por concepto de Ingreso Tarifario de los enlaces internacionales. Dicha compensación tarifaria se destina a la reducción de los peajes del SPT, de acuerdo a las disposiciones y procedimientos que al efecto dicte Osinergmin Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica Corresponde determinar el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica (CUCGE), de acuerdo con lo dispuesto por el Procedimiento "Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica ", aprobado por Resolución N OS/CD, en cumplimiento de la Ley N 29970, del Decreto Supremo N EM y de los contratos de compromiso de inversión con Samay I S.A. y ENGIE Energía Perú S.A. Al respecto, conforme se detalla en el Anexo T, la compensación prevista para los próximos 12 meses de los siguientes generadores: 21 Artículo 30º.- Compensación tarifaria Los montos recaudados por el COES por concepto de Ingreso Tarifario de los Enlaces Internacionales, serán asignados a la demanda nacional a través de la reducción de los peajes del Sistema Principal de Transmisión, deducidos los tributos de ley, de acuerdo a las disposiciones y procedimientos que al efecto dicte OSINERG. 22 En tanto se encuentre vigente el periodo de suspensión de la Decisión 536 de la Comunidad Andina de Naciones, el Artículo 2 de la Decisión 757 aprueba como Anexo II el Régimen Transitorio Aplicable a las Transacciones Internacionales de Electricidad entre Perú y Ecuador, complementado mediante el Reglamento Interno aprobado mediante Decreto Supremo N EM publicado el 6 de mayo de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 68

74 Cuadro No Tipo de Usuario S//kW-mes CUCGE para C.T. Puerto Bravo (Samay I) 1,848 CUCGE para C.T. Ilo 2 (ENGIE) 1, Cargo Unitario por Seguridad de Suministro Corresponde determinar el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS), de acuerdo con lo dispuesto por la norma Compensación Adicional por Seguridad de Suministro, aprobada por Resolución N OS/CD y modificada mediante Resolución N OS/CD 23. Al respecto, conforme se detalla en el Anexo O, la compensación considera el pago para los próximos 12 meses de los siguientes generadores: Cuadro No Tipo de Usuario S//kW-mes CUCSS para No Reserva Fría 0,303 CUCSS para Reserva Fría de Talara 0,766 CUCSS para Reserva Fría de Ilo 1,706 CUCSS para Reserva Fría de Pto. Eten 0,881 CUCSS para Reserva Fría de Puerto Maldonado 0,109 CUCSS para Reserva Fría de Pucallpa 0, Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales respecto del Costo Marginal (CVOA-Cmg) Corresponde determinar el Cargo Unitario por CVOA-Cmg de acuerdo con lo dispuesto por la norma "Procedimientos para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato", aprobada por Resolución N OS/CD y sus modificatorias, en cumplimiento de lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N Al respecto, conforme se detalla en el Anexo P, la compensación prevista es de S/ El cargo unitario resultante es de 2,140 S//kW-mes Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales por Retiros sin Contrato (CVOA-RSC) Corresponde determinar el Cargo Unitario por CVOA-RSC de acuerdo con lo dispuesto por la norma "Procedimientos para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato", aprobada por Resolución N OS/CD y sus modificatorias, en cumplimiento de lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N Esta modificación se realizó con la finalidad de incluir el pago de las unidades de generación que presente el servicio de Reserva Fría (RF), que fueron adjudicadas en los procesos de licitación llevados por PROINVERSION por encargo de Ministerio de Energía y Minas. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 69

75 Al respecto, conforme se detalla en el Anexo P, la compensación prevista es un monto negativo de S/ por lo cual, el cargo unitario sería 0,000 S//kW-mes Cargo Unitario por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables Corresponde determinar el Cargo Unitario por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables de acuerdo con lo dispuesto por la norma Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables, aprobada por Resolución N OS/CD y sus modificatorias, en cumplimiento de lo dispuesto en el Decreto Legislativo N 1002 y el Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables, aprobado con Decreto Supremo Nº EM, que tienen por finalidad promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos Renovables. Al respecto, conforme se detalla en el Anexo Q, la compensación prevista es de USD ,5. El cargo unitario resultante es de 7,078 S//kW-mes Cargo Unitario por Compensación FISE Corresponde determinar el Cargo Unitario por Compensación FISE de acuerdo con lo dispuesto en cumplimiento de lo dispuesto en el numeral 4.3 del Artículo 4 de la Ley N Al respecto, conforme se detalla en el Anexo R, la compensación prevista es de S/ El cargo unitario resultante es de 0,506 S//kW-mes Cargo Unitario por Confiabilidad de la Cadena de Suministro Eléctrico Corresponde determinar el Cargo Unitario por Confiabilidad de la Cadena de Suministro Eléctrico de acuerdo a lo dispuesto en la Ley N Al respecto, conforme se detalla en el Anexo S, la compensación prevista es de S/ El cargo unitario resultante es de 0,378 S//kW-mes Determinación del Peaje por Conexión El Peaje por Conexión Unitario se calcula dividiendo el monto del Peaje por Conexión entre la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes. Para el presente caso, se ha considerado una Máxima Demanda anual esperada igual a 6 723,1 MW. Con el VNR reconocido para el sistema de transmisión y los costos de operación y mantenimiento señalados anteriormente, el Peaje por Conexión al SPT resulta igual a 22,273 USD/kW-año. Asimismo, el Peaje por Conexión unitario incluye el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro, el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica, el Cargo Unitario por Costo Adicional CVOA-CMg, el Cargo Unitario por Costo Adicional CVOA-RSC, el Cargo Unitario por Prima Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 70

76 de Generación con Recursos Energéticos Renovables, el Cargo Unitario por Compensación FISE y el Cargo Unitario por Compensación CCSE, igual a 14,663, 13,437, 7,904, 0,000, 26,142, 1,970 y 1,396 USD/kW-año, respectivamente. De igual manera para el Peaje de Transmisión al SGT se tiene 38,038 USD/kW-año. En los siguientes cuadros se muestran los resultados del cálculo de los Peajes por Conexión y de Transmisión Unitarios para el periodo que va desde mayo 2017 hasta abril Cuadro No Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 71

77 Cuadro No Todos los cargos son aplicables tanto a los Usuarios Regulados como a los Usuarios Libres. Los peajes por el Sistema Garantizado de Transmisión se aplicarán conforme las instalaciones de transmisión ingresen en operación comercial. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 72

78 5. Precios en Barra en Subestaciones Base La barra de referencia para la aplicación del Precio Básico de la Energía es la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa, Chavarría y Los Industriales a 220 kv). Asimismo, Lima representa alrededor del 50% de la demanda del SEIN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación. Para el Precio Básico de la Potencia se considera como referencia la ciudad de Lima en 220 kv, por ser ésta la ubicación más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SEIN Tarifas Teóricas Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada Subestación Base, que se determinan expandiendo los precios básicos con los respectivos factores de pérdidas y nodales, se muestran en el Cuadro No En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos por transmisión. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 73

79 Cuadro No. 5.1 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 74

80 Los precios del cuadro anterior, antes de tomarse como Precios en Barra, deben compararse con el precio promedio ponderado de las licitaciones, tal como se indica a continuación Comparación de los Precios Teóricos con el Precio Promedio Ponderado de las Licitaciones A fin de cumplir con las disposiciones de la Tercera Disposición Complementaria Transitoria 24 y de la Segunda Disposición Complementaria Final 25 de la Ley 28832, y conforme lo establece el Procedimiento para Comparación de Precios Regulados que se aprobó con la Resolución N OS/CD, se comparan el Precio Básico de la Energía teórico únicamente con el precio promedio ponderado de los precios de las licitaciones vigentes al 04 de marzo de Esto último toda vez que la energía contratada mediante licitaciones efectuadas desde el año 2006 a la fecha representa más de 90% de la energía destinada al mercado regulado; en este sentido, se ha considerado los contratos firmados por las empresas de distribución eléctrica como resultado de sus respectivos procesos de licitación efectuados al amparo de la Ley El Cuadro No. 5.2 muestra el resultado de la comparación entre precios teóricos y de licitaciones. La metodología seguida consistió en i) reflejar los precios de los contratos en la Barra Lima mediante el uso de los factores de pérdidas de potencia y los factores nodales de energía vigentes, ii) ponderar los precios obtenidos por la potencia contratada correspondiente, iii) obtener un precio monómico utilizando el factor de carga del SEIN y su porcentaje de participación en horas punta y fuera de punta, y iv) comparar el precio monómico obtenido con el precio monómico correspondiente a los precios teóricos en la Barra Lima. Para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, el precio promedio de las licitaciones resulta 19,233 céntimos de S//kWh. La relación entre el precio promedio de licitaciones y el Precio Básico de la Energía teórico es de 0,6122. Esta relación muestra que el precio teórico difiere en más del 10% del precio promedio ponderado de las licitaciones vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía tienen que ser 24 TERCERA.- Adecuación de la Referencia del Precio en Barra Mientras la energía adquirida mediante Licitaciones a que se refiere el Capítulo Segundo sea inferior al treinta por ciento (30%) de la demanda de energía de los Usuarios. Regulados del SEIN, la comparación de las tarifas con los precios libres establecida en el artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas, se hará con la media ponderada de los precios obtenidos de las Licitaciones y los precios de los contratos con los Usuarios Libres. OSINERG definirá el procedimiento para comparar el precio teórico, determinado según el artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas, con el nuevo referente producto de las Licitaciones. 25 SEGUNDA.- Nueva referencia para la comparación del Precio en Barra El Precio en Barra que fija OSINERG, no podrá diferir, en más de diez por ciento (10%), del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones, vigentes al 31 de marzo de cada año, según se establece en el Reglamento. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 75

81 modificados a través del Factor de Ajuste 1,6526, con lo cual se obtiene los Precios en Barra definitivos. Cuadro No Precios en Barra Dado que el precio teórico no se encuentra en el rango del 10% del precio ponderado de licitaciones, los valores resultantes han sido ajustados. En el Cuadro No. 5.3 se muestran los precios, en Soles, aplicables para la presente fijación de Precios en Barra, utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de marzo de 2017: 3,249 S//USD. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 76

82 Cuadro No. 5.3 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 77

83 6. Sistemas Aislados 6.1. Marco de Referencia para la determinación de los Precios en Barra Osinergmin fija cada año los Precios en Barra para los sistemas interconectados y los Sistemas Aislados. En el caso de los sistemas interconectados, la Ley de Concesiones y su Reglamento establecen normas y procedimientos detallados para los estudios tarifarios donde participan los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES. En el caso de los Sistemas Aislados, el RLCE señala que se observarán, en lo pertinente, los mismos criterios que se aplican para los sistemas interconectados y que las funciones del cálculo de tarifas serán asumidas por el Osinergmin 26. Adicionalmente a la normativa existente sobre la regulación de los precios en los sistemas aislados, el Artículo 30 de la Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, dispone la creación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, con la finalidad de compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN Artículo 130º (RLCE).- Para los efectos del Artículo 56º de la Ley, se consideran Sistema Aislados, a todos aquellos que no cumplen las condiciones establecidas en el Artículo 80º del Reglamento. La Comisión fijará únicamente las Tarifas en Barra destinada a los usuarios del Servicio Público; observando en lo pertinente, los mismos criterios señalados en Título V de la Ley y del Reglamento. Las funciones asignadas al COES, en cuanto a cálculo o determinación tarifaria, serán asumidos por la Comisión, empleando la información de los titulares de generación y transmisión 27 Artículo 30 (Ley N 28832).- Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados 30.1 Créase el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados destinado a favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los Usuarios Regulados atendidos por Sistemas Aislados. Su finalidad es compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN, según lo que establece el Reglamento Los recursos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se obtendrán de hasta el cincuenta por ciento (50%) del aporte de los Usuarios de electricidad, a que se refiere el inciso h. del artículo 7 de la Ley Nº El monto específico será determinado por el Ministerio de Energía y Minas cada año, de conformidad a lo que establece el Reglamento. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 78

84 A fin de implementar lo establecido en la Ley N se aprobó, mediante Decreto Supremo N EM publicado el 26 de noviembre de 2006 en el diario oficial El Peruano, el Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados en el cual se establecen las premisas, condiciones y procedimientos necesarios para la aplicación del referido mecanismo, así como su aplicación a partir de la fijación de Precios en Barra correspondiente al periodo mayo 2007 abril Asimismo, en las disposiciones finales de dicho Decreto se establece que Osinergmin deberá aprobar los procedimientos que se requieran para su efectiva aplicación a partir de la fijación de Precios en Barra para el periodo mayo Es así, que en atención a dicha disposición, con fecha 11 de abril de 2007, Osinergmin publicó la norma Procedimiento para la Aplicación y Administración del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado mediante Resolución N OS/CD y sus modificatorias Criterios Generales La Ley N complementa el marco general establecido para la regulación del sector eléctrico; en este sentido, mantiene los criterios de eficiencia a que se refiere el Artículo 8 de la LCE 29. Es por ello que, en la fijación de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados, se utilizan los siguientes criterios generales para la determinación de los costos a considerarse en la determinación de las tarifas: a) Los costos de inversión incluyen la anualidad de la inversión de la unidad de generación, las obras civiles de la central y de la subestación eléctrica de salida de la central. En donde corresponda se incluye el costo de un subsistema de transmisión eficiente para llevar la energía desde la central hasta las redes de distribución. b) Los costos de operación considerados incluyen los costos fijos de personal más los costos variables de combustible y no combustible. En general, para el cálculo de la tarifa se asume que la demanda es cubierta con un sistema de generación adaptado a las necesidades de cada carga. Para tal fin se calcula el costo eficiente que resulta de agregar las componentes de inversión y de operación y mantenimiento para abastecer cada kwh de la demanda. El producto del consumo total del año por el costo, así determinado del kwh, debe permitir recuperar los costos anuales de inversión y operación de una instalación suficiente para abastecer la demanda con una reserva adecuada. 28 Resolución N OS/CD, publicada el 17 de agosto de 2007; Resolución N OS/CD, publicada el 12 de setiembre de 2007 y Resolución N OS/CD, publicada el 16 de setiembre de Artículo 8º (LCE).- 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. ( ) Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 79

85 Dada la diversidad de Sistemas Aislados y su gran número, que dificulta un tratamiento individual, Osinergmin ha realizado esfuerzos por tipificar las características de estos sistemas buscando un enfoque sistemático que simplifique la tarea de la fijación tarifaria. A esos efectos, inicialmente los sistemas se discriminan en dos grandes categorías: Mayores, como aquellos con potencia máxima anual demandada superior a kw, y Menores, como aquellos con potencia máxima anual demandada de kw o inferior. Asimismo, se ha efectuado una tipificación a los Sistemas Aislados en función de su fuente primaria de abastecimiento y otros criterios 30, determinando un conjunto que en la actualidad asciende a siete (7) categorías: Cuadro No. 6.1 Categoría Típico A Típico B Típico E Típico I Típico K Típico L Típico M Descripción Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diésel con predominio de potencia efectiva Diésel mayor al 50%, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, e I siguientes. Otros Sistemas Aislados distintos al Aislado Típico A, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, e I siguientes. Sistema Aislado con generación termoeléctrica de Iquitos, perteneciente a la empresa Electro Oriente. Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diésel con predominio de potencia efectiva Diésel mayor al 50%, pertenecientes a la empresa Electro Oriente, no precisados en los Sistemas Típicos E y L. Sistema Aislado con generación mixta de Chachapoyas, perteneciente a la concesión de la empresa Electro Oriente. Aplicable a Sistemas Aislados de Frontera con generación termoeléctrica Diésel con predominio de potencia efectiva Diésel mayor al 50%, pertenecientes a la empresa Electro Oriente, no precisados en los Sistemas Típico E y Típico I. Sistema Aislado con generación mixta de Atalaya, perteneciente a la concesión de la empresa Electro Ucayali. Adicionalmente, a estas categorías en generación, se han definido también 7 módulos característicos que permiten tratar los sectores en forma sistemática, 30 Para fines regulatorios, los sistemas aislados menores se subdividen en predominantemente termoeléctricos (Típico A) e hidroeléctricos (Típico B), estableciendo un subconjunto en los termoeléctricos por su ubicación en Selva (Típico I) o por encontrarse en zona de frontera (Típico L), para tomar en cuenta la diferencia en los costos de combustible. Cabe señalar que, a la fecha, los Sistemas Aislados mayores de Jaén Bagua, Puerto Maldonado y San Martín fueron interconectados al SEIN en los años 2009 y Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 80

86 para fines tarifarios de distribución 31, en función del tipo de demanda abastecida. Estos módulos se presentan en el cuadro N 6-2. Cuadro No. 6.2 Sectores Típicos de Distribución Módulo Sector Típico 1 Sector Típico 2 Sector Típico 3 Sector Típico 4 Sector Típico 5 Sector Típico 6 Sector Típico SER Caracterización geográfica y densidad de carga Urbano de Alta Densidad Urbano de Media Densidad Urbano de Baja Densidad Urbano Rural Rural de Media Densidad Rural de Baja Densidad Sistemas Eléctricos Rurales (SER) calificado según la Ley de General de Electrificación Rural La experiencia ha puesto en evidencia limitaciones para la aplicación de los métodos de cálculo de precios de los sistemas interconectados a los Sistemas Aislados. Por otro lado, en la mayor parte de los Sistemas Aislados no se registran economías de escala, lo que combinado con un desempeño moderado tanto en el ámbito de las inversiones como de la operación, conduce a costos de servicio elevados. Estos efectos se han visto potenciados, además, por la desfavorable evolución de los precios internacionales de los combustibles líquidos. Con la finalidad de dar una señal estable a los usuarios de los Sistemas Aislados, independientemente de la configuración de las centrales existentes en cada sistema, se ha establecido que el precio de potencia debe corresponder al valor resultante de considerar los costos fijos de inversión y operación de una central térmica Diésel básica; es decir, la tarifa de potencia del Sistema Aislado Típico A. En consecuencia, y a fin de no afectar la recuperación de los costos eficientes, el precio de energía para cada sistema se ha calculado sobre la base de la diferencia entre el costo total determinado para cada sistema y la tarifa de potencia señalada. Sobre la base de los precios calculados en base a Sistemas Aislados Típicos se determinan los Precios en Barra de los Sistemas Aislados que, de acuerdo con la Ley N 28832, representan el costo medio de generación y transmisión correspondiente a la inversión, operación y mantenimiento del conjunto de Sistemas Aislados de una empresa, en condiciones de eficiencia. 31 Adicionalmente existe un sector típico Especial que se aplica a un sistema llamado Villacurí, el cual forma parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 81

87 6.3. Contrato de Suministro al Sistema Aislado de Iquitos Con la finalidad de asegurar el suministro de energía eléctrica a la ciudad de Iquitos, el Estado Peruano, a través del Ministerio de Energía y Minas, en setiembre de 2013 ha celebrado un contrato con la empresa GenRent del Perú S.A.C., como resultado del Concurso Público Internacional para otorgar en concesión el proyecto Suministro de energía para Iquitos. De acuerdo a la Adenda N 2 del Contrato, la nueva central térmica de Iquitos debería tener como Puesta de Operación Comercial (POC) el 06 de junio de Sin embargo, con fecha , la concesionaria solicitó al Ministerio de Energía y Minas, ampliación de plazo de la POC, por motivos de Fuerza Mayor hasta el Dicha postergación viene siendo evaluada por el MINEM. El contrato contempla dos etapas: Etapa 1, como Sistema Aislado; Etapa 2, como Reserva Fría conectada al SEIN. Esta última se daría al ingreso en operación comercial de la L.T. 220 kv Moyobamba Iquitos. La remuneración por Potencia y Energía, en condición de generador aislado independiente está establecida en el Contrato de Suministro de Electricidad y el Contrato de Cesión de Créditos suscritos entre Electro Oriente S.A. y la empresa Genrent del Perú S.A.C. Los criterios adoptados por Osinergmin, para los cálculos correspondientes a la tarifa del Sistema Aislado Iquitos, se han realizado considerando los Contratos de Suministro de Electricidad y de Cesión de Créditos. Dichos criterios se encuentran descritos en el Anexo G del presente informe. Para determinar el ingreso por la Potencia Efectiva Contratada, se actualizará el Precio por Potencia (USD/MW-mes) del Contrato 32, con el Índice de Precios "Finished Goods Less Food and Energy", Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor de los Estados Unidos de Norteamérica, debido que a la fecha no se ha suscrito la adenda de contrato para reemplazar la serie WPSSOP3500 de la fórmula de ajuste, el se encuentra desactualizada desde el mes de diciembre Para determinar la compensación por la Energía generada, se seguirá el procedimiento indicado en el Anexo N 6 del contrato, el cual toma como referencia el Procedimiento denominado Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales Termoeléctricas del COES (Procedimiento 33 o el que lo sustituya). En este caso, el Procedimiento 33 fue sustituido por el Procedimiento PR-31 Cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación. 32 Fórmula de reajuste.- La siguiente fórmula de actualización, se aplicará considerando una periodicidad trimestral y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en más de 5% respecto al valor del factor empleado en la última actualización. Precio ajustado = precio por Potencia * Factor * TC Factor = IPP/IPPo Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 82

88 6.4. Sistemas Aislados Típicos Los costos de inversión, operación y mantenimiento de las centrales típicas térmicas e hidráulicas han sido revisados y actualizados. Asimismo, en el caso de los Sistemas Típicos A, B, E, K, I, L y M, se han estimado los valores de energía y potencia para el año 2017 sobre la base de la información histórica suministrada a Osinergmin por las empresas en su oportunidad. De acuerdo a lo dispuesto en la Ley N 29661, publicada el , que suspende hasta el la aplicación del Título III del Decreto Legislativo N 978, a consecuencia de ello se suspende la eliminación de las exoneraciones del IGV para el servicio de la energía eléctrica, motivo por el cual se ha incorporado en los costos de inversión y operación un costo adicional igual al 100% del IGV, que aplicarán las empresas en aquellas zonas de la selva con exoneraciones del IGV (Sistemas Típicos E, K, I, L y M), dado que dichas empresas se ven imposibilitadas de transferir el IGV, gravado a los bienes adquiridos fuera de las zonas de la selva con exoneraciones del IGV. Cabe señalar que el Decreto Legislativo N 966, publicado el 24 de diciembre de 2006, prorrogó la exoneración del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) de la importación o venta de petróleo diésel para las empresas eléctricas sólo hasta el 31 de diciembre de En ese sentido, en la presente fijación de Precios en Barra de los Sistemas Aislados se ha considerado el ISC aplicado a los combustibles utilizados en generación de energía eléctrica publicados por Petroperú al 31 de marzo de Aplicación del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) El Sistema Típico E es el único Sistema Aislado que utiliza Petróleo Industrial N 6 para la generación eléctrica; la planta de suministro de combustible para dicho sistema es Iquitos, la misma que no está afecta al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC), según la publicación de precios de combustibles de la Gerencia de Operaciones Comerciales de Petroperú al 31 de marzo de El Sistema Típico A, que utiliza combustible Diésel para la generación eléctrica, el cual es suministrado a través de las plantas de suministro de combustible de Talara, Salaverry, Mollendo Conchán y Callao. Estas plantas están afectas al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC), según la publicación de precios de combustibles de la Gerencia de Operaciones Comerciales de Petroperú al 31 de marzo de Actualización de Parámetros de Sistemas Aislados Sobre la base de la información histórica proporcionada por las empresas a la fecha de elaboración del presente informe se han actualizado los siguientes parámetros: factor de carga, porcentaje de consumo propio, porcentaje de pérdidas de transmisión, tasa de crecimiento de la demanda, entre otros. A continuación se muestran los Precios en Barra para cada uno de los Sistemas Aislados Típicos. Precios por Sistema Aislado Típico Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 83

89 Sobre la base de los parámetros utilizados en la determinación de los precios por cada Sistema Aislado Típico, se obtuvieron los siguientes resultados: Cuadro No. 6.3 Sistema Aislado Tensión PPM PEMP PEMF kv S/ /kw-mes ctm. S/ /kwh ctm. S/ /kwh A MT 22,34 52,83 52,83 B MT 22,34 29,08 29,08 E MT 22,34 37,40 37,40 I MT 22,34 57,07 57,07 K MT 22,34 29,02 29,02 L MT 22,34 72,11 72,11 M MT 22,34 44,20 44,20 Donde: PPM : Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación, expresado en S//kW-mes. PEMP : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimos de S//kWh. PEMF : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimos de S//kWh Precios en Barra de Sistemas Aislados A partir de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados Típicos y considerando la energía correspondiente a cada uno de los sistemas aislados pertenecientes a una misma empresa 33, se calcula el Precio en Barra de los Sistemas Aislados por empresa en base a un promedio ponderado de la energía de cada sistema. El resultado se muestra en el siguiente cuadro: Cuadro No. 6.4 Empre sa Tensión PPM PEMP PEMF kv S/ /kw-mes ctm. S/ /kwh ctm. S/ /kwh Adinelsa MT 22,34 29,08 29,08 Chavimochic MT 22,34 29,08 29,08 Edelnor MT 22,34 29,08 29,08 Electro Oriente MT 22,34 39,02 39,02 Electro Ucayali MT 22,34 44,20 44,20 Eilhicha MT 22,34 29,08 29,08 Hidrandina MT 22,34 29,08 29,08 Seal MT 22,34 52,83 52,83 33 Para el cálculo de la energía se han tomado los valores históricos de demanda de cada uno de los sistemas aislados existentes y, mediante un modelo de tendencia, se ha proyectado el valor de la energía anual para el periodo mayo 2017 abril Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 84

90 6.6. Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados Mediante Resolución Ministerial N MEM/DM, publicada en el diario oficial El Peruano el 25 de febrero de 2017, el Ministerio de Energía y Minas determinó la suma de Ciento Sesenta Millones Ochocientos Veintinueve Mil Seiscientos Noventa y Uno Soles (S/ ), como Monto Específico para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados (en adelante MCSA ), el cual será aplicado en el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2017 y el 30 de abril de Es preciso señalar que el Monto Específico para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se obtendrá, de acuerdo con el Artículo 30 de la Ley N 28832, de una parte del aporte de los usuarios de electricidad a que se refiere el inciso h) del Artículo 7 de la Ley N 28749, Ley General de Electrificación Rural 34. En el Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se dispone que dicho mecanismo sea aplicado por Osinergmin en cada regulación anual de los Precios en Barra, contando, para ello, con las premisas, condiciones y criterios establecidos en el referido Reglamento y con los procedimientos que elabore Osinergmin al respecto. En el cálculo de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados no se ha considerado la interconexión al SEIN de ningún Sistema Aislado, a fin de evitar impactos tarifarios negativos cuando estas interconexiones no se producen en las fechas programadas. Para la aplicación de lo dispuesto por las normas señaladas, se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones: Para el Precio de Referencia del SEIN, se ha determinado que el Precio en Barra de mayor valor corresponde al de la Subestación Base Pucallpa 60 kv; para ello, se calcularon precios promedios con factor de carga de 85,0% y porcentajes de participación de la energía en horas punta y fuera de punta de 19,4% y 80,6% 35, respectivamente El Precio de Referencia del SEIN al nivel de MT para cada Sistema Aislado Típico, se ha determinado mediante la aplicación de los factores de expansión de pérdidas medias y el peaje secundario vigente Artículo 7 (Ley N 28749).- Recursos para electrificación rural ( ) h) El aporte de los usuarios de electricidad, de 2/1000 de 1 UIT por Megavatio hora facturado, con excepción de aquellos que no son atendidos por el Sistema Interconectado Nacional; ( ) 35 Los valores del factor de carga y los porcentajes de participación de energía en horas punta y fuera de punta corresponden a valores utilizados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Osinergmin para la determinación de precio promedios que puedan ser comparables. 36 Para ello se ha utilizado el criterio de los factores de expansión de pérdidas medias y peajes secundarios de las correspondientes Áreas de Demanda, a la que pertenecerían los sistemas aislados típicos en caso de producirse la interconexión al SEIN, a fin que no generen distorsión de las señales económicas de eficiencia. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 85

91 establecido mediante Resolución Nº OS/CD, sus modificatorias y complementarias. Posteriormente, estos precios se calculan para cada empresa, en base a un promedio ponderado de la energía de cada uno de los sistemas aislados pertenecientes a una misma empresa, siguiendo criterios de eficiencia. El cálculo de los montos diferenciales a compensar 37 ; así como, los Precios en Barra Efectivos que deberá aplicar cada Empresa Receptora 38, se efectúa sobre la base de la ejecución de los literales b) al f) del Artículo 5 Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados. La cuadragésima segunda disposición complementaria de la Ley N 30372, establece que la vigencia de lo señalado en los artículos 1 39 y 2 del D.U , modificados por el artículo 6 de la Ley 30334, Ley que establece medidas para dinamizar la economía en el año 2015, tendrá vigencia hasta el 31 de diciembre de Ello implicó que, a partir de enero 2016, Osinergmin propone una banda de precios de combustibles que cumpla con lo señalado en el artículo 2 del D.U , el cual establece que la banda de precios de los combustibles, utilizados en las actividades de generación eléctrica en Sistemas Aislados, será de tal manera que dé lugar a una variación máxima de 5% en los Precios en Barra Efectivos de estos sistemas. Por otra parte, la configuración actual de la demanda de los Sistemas Aislados, es tal que alrededor del 90% del Monto Específico es asignado al único Sistema Aislado mayor de Iquitos en aplicación al reglamento del MCSA. Esta configuración de la demanda implica que los restantes Sistemas Aislados sean muy sensibles a la variación del Monto Específico, lo cual puede dar como resultado una aplicación desigual del beneficio del mecanismo. Con la finalidad de cumplir con el objetivo fundamental del MCSA destinado a favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los Usuarios Regulados atendidos por los Sistemas Aislados, además de evitar que se produzcan variaciones bruscas en los Precios en Barra Efectivos por la volatilidad de los precios de los combustibles, es necesario la aplicación del Factor de Distribución del Monto Específico (FDME) a cada una de las empresas receptoras. Por consiguiente, el FDME tiene como único objetivo evitar la variación brusca de las tarifas en los sistemas aislados menores, con lo cual se En el caso de aquellos Sistemas Aislados con posibilidad de interconexión prácticamente inviable (por encontrarse geográficamente muy alejados de los puntos de interconexión al SEIN), se ha adoptado el criterio de tomar los parámetros del Área de Demanda más cercano. Estos valores serán reemplazados, en la etapa de la publicación, con los factores de pérdidas y peajes secundarios que entrarán en vigencia para el periodo mayo 2017 abril El cálculo de los montos diferenciales a compensar supera el Monto Específico propuesto; en consecuencia, las Compensaciones Anuales se han ajustado según el procedimiento establecido. 38 Distribuidor que suministra energía eléctrica a usuarios regulados en Sistemas Aislados (no incluye sistemas operados por empresas municipales). 39 El artículo 1 del D.U , estableció que la actualización de la banda de precios objetivo de los combustibles, utilizados en las actividades de generación eléctrica de los Sistemas Aislados, será determinada por Osinergmin, de manera que, para el Diésel BX sea equivalente a 17% de variación en el precio final al consumidor y para el Petróleo Industrial N 6 (R6) sea equivalente a 19% de variación en el precio final al consumidor. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 86

92 busca favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los usuarios de los sistemas aislados. En ese sentido, cualquier variación tendría que ser absorbida por la empresa con mayor participación en este mecanismo (aproximadamente 90%), sin que el impacto para esta empresa represente un valor significativo A continuación se muestran los resultados obtenidos: Empre sa Distribuidora Cuadro No. 6.5 COMPENSACIONES ANUALES Compensación Anual (Soles) % Participación Adinelsa ,7940% Chavimochic ,1026% Edelnor ,1442% Electro Oriente-Iquitos ,6234% Electro Oriente-Otros ,7134% Electro Ucayali ,2994% Eilhicha ,4416% Hidrandina ,5957% Seal ,2857% TOTAL ,0000% Cuadro No. 6.6 PRECIOS EN BARRA EFECTIVOS Empre sa Tensión PPM PEMP PEMF kv S/ /kw-mes ctm. S/ /kwh ctm. S/ /kwh Adinelsa MT 22,34 16,98 16,98 Chavimochic MT 22,34 16,98 16,98 Edelnor MT 22,34 16,98 16,98 Electro Oriente MT 22,34 21,61 21,61 Electro Ucayali MT 22,34 19,82 19,82 Eilhicha MT 22,34 16,98 16,98 Hidrandina MT 22,34 15,87 15,87 Seal MT 22,34 18,42 18,42 El programa de transferencias por aplicación del mecanismo de compensación, las obligaciones de las empresas, las sanciones, así como los plazos y medios son aquellos que se establecen en el Texto Concordado de la Norma Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado mediante Resolución N OS/CD y sus modificatorias. Con la finalidad de prevenir variaciones bruscas del precio de los combustibles y cumplir con el objetivo fundamental del MCSA, destinado a favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los Usuarios Regulados atendidos por los Sistemas Aislados, es necesario la utilización de una parte del Monto Específico aprobado, al cual se le ha denominado Monto Específico Residual, el mismo que será distribuido adecuadamente en el cálculo de las trasferencias mensuales del MCSA. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 87

93 Asimismo, considerando que la puesta en operación comercial (POC) de la central térmica de Iquitos de GENRENT, se llevará a cabo dentro del periodo regulatorio mayo 2017 abril 2018, Osinergmin dispondrá del Monto Específico Residual en la oportunidad en que se calculan las transferencias del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, la compensación mensual necesaria según lo establece el Contrato de Suministro de Electricidad celebrado entre Genrent del Perú S.A.C. y la empresa Electro Oriente S.A., en el marco del Concurso Público Internacional para otorgar en concesión el proyecto Suministro de Energía para Iquitos. El Monto Específico Residual (MER) asciende a la suma de S/ Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 88

94 7. Actualización de Precios En esta sección se presentan los factores que representan la elasticidad de los precios de la electricidad a la variación de los insumos empleados para su formación Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Actualización del Precio de la Energía Para determinar la incidencia de cada uno de los factores que componen el precio total de la energía del SEIN se evalúa el incremento producido en el precio total de la energía ante un incremento de un factor a la vez, considerando como factores sólo los precios de los combustibles 40. En este caso, la expresión matemática 41 que se utiliza para obtener la fórmula de actualización de los precios de energía se basa en lo siguiente: El precio y depende de distintas variables independientes (x 1, x 2 ): Al variar las variables independientes, se origina una variación en el precio: (1) 40 El Tipo de cambio no tiene un efecto independiente dado que está incluido implícitamente en el precio de los combustibles como el gas natural y el carbón. 41 Ver referencia bibliográfica: Microeconomía intermedia, un enfoque actual / Hall R. Varian 5a. ed. 4.5 Utilidad marginal. Microeconomía II Universidad Nacional de La Plata / Dr. Alberto Porto Notas sobre rendimiento a escala y costo Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 89

95 Incorporando la variable dependiente y las variables independientes en la expresión, se tiene: (2) (3) El Coeficiente de elasticidad (m) se define como la sensibilidad que tendrá el precio ( ) ante determinadas variaciones de las variables dependientes : (4) Con ello se tiene la siguiente expresión: (5) La cual se expresa porcentualmente de la siguiente manera: (6) (7) (8) (9) Finalmente se tiene que la fórmula de actualización (FA) es: (10) Donde: (11) Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 90

96 En este sentido, empleando el modelo PERSEO se determinan los factores de reajuste (coeficientes de elasticidad m i ) que son el resultado de simular las variaciones en el precio de la energía como consecuencia de las variaciones en los precios de los combustibles. A continuación, se presentan los factores de reajuste, así como la constante que viene a ser la diferencia de la unidad con los factores de reajuste (ver expresión 11), los cuales serán utilizados para la fórmula de actualización del precio de la energía. Cuadro No. 7.1 En este sentido, se debe considerar lo siguiente: PEM1 = PEM0 * FAPEM FAPEM = d + e*fd2 + f*fr6 + g*fpgn + cb*fcb FD2 = (PD2 + ISC_D2) / (PD2o + ISC_D2o) FR6 = (PR6 + ISC_R6) / (PR6o + ISC_R6o) FPGN = PGN/PGNo FCB = (PCB/PCBo) * FTC Actualización del Precio de la Potencia En el caso del SEIN, las variables de actualización del Precio de Potencia son el Tipo de Cambio (TC) el Índice de Precios al por Mayor (IPM) en cumplimiento del numeral 10.4 del Procedimiento para la determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución N OS/CD y sus modificatorias. En este sentido, se debe considerar lo siguiente: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 91

97 Cuadro No. 7.2 PPM1 = PPM0 * FAPPM FAPPM = a * FTC + b * FPM FTC FPM = TC / TCo = IPM / IPMo Actualización del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión Se ha definido una fórmula de actualización del Peaje para cada grupo de instalaciones de un mismo titular de transmisión, que forman parte del SPT. Se determinó los porcentajes de participación en el VNR y COyM de los recursos provenientes del extranjero (moneda extranjera, M.E.), los recursos de procedencia local (moneda nacional, M.N.), así como del Aluminio y del Cobre según su participación en las instalaciones de líneas y subestaciones. Cuadro No. 7.3 En este sentido, se debe considerar lo siguiente: PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT FAPCSPT = l * FTC + m * FPM + n * FPal + o * FPcu + p FPal = Pal/Palo FPcu = Pcu/Pcuo Para el caso del Sistema Principal de Transmisión perteneciente a REP, Transmantaro, Redesur e ISA, se considera sólo moneda extranjera conforme a lo establecido en sus contratos de concesión. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 92

98 Para los cargos unitarios consecuencia del DL 1002, DL 1041, y DU 049, Ley y Ley los factores serán determinados conforme a lo dispuesto por la norma o procedimiento del cargo respectivo Sistemas Aislados Los factores de actualización para la potencia y energía se integran en un solo conjunto que representa la actualización del costo medio de producción. Los mencionados factores representan la fracción del costo total anual de prestación del servicio. A continuación, se presentan los factores de reajuste a utilizar. Cuadro No. 7.4 Sistema s Aislados e f g s cb Adinelsa 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000 Chavimochic 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000 Edelnor 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000 Electro Oriente 0,1058 0,4889 0,0000 0,4053 0,0000 Electro Ucayali 0,4354 0,0000 0,0000 0,5646 0,0000 Eilhicha 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000 Hidrandina 0,0000 0,0000 0,0000 1,0000 0,0000 Seal 0,7951 0,0000 0,0000 0,2049 0,0000 En aplicación del Decreto de Urgencia N , publicado el 21 de febrero de 2012, el cual establece que la banda de precios de los combustibles utilizados en las actividades de generación eléctrica en Sistemas Aislados, será determinada por Osinergmin de tal manera que dé lugar a una variación máxima de 5% en los Precios en Barra Efectivos. Los Precios de Energía y Potencia en Barra de los Sistemas Aislados se actualizarán cuando el factor de actualización FAPEM varíe en +/- 1,5% respecto al valor del mismo factor empleado en la última actualización Actualización de los Precios en Barra Efectivos La fórmula de actualización de los Precios en Barra Efectivos se describe a continuación. FAPEM = e * FD2 + f * FR6 + s * FPM (1) Dónde: FD2 = (PD2 + ISC_D2) / (PD2o + ISC_D2o) (2) FR6 = (PR6 + ISC_R6) / (PR6o + ISC_R6o) (3) FPM = IPM / IPMo (4) Se define: FPM : Factor por variación de los Precios al Por Mayor. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 93

99 IPM IPMo : Índice de Precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano. : Índice de Precios al Por Mayor inicial PPM0ef PPM1ef : Precio de la Potencia de Punta efectivo en S//kW-mes. : Precio de la Potencia de Punta efectivo actualizado en S//kWmes. PEMP0ef : Precio de la Energía en Horas de Punta efectivo en céntimos de S//kWh. PEMF0ef : Precio de la Energía en Horas Fuera de Punta efectivo en céntimos de S//kWh. PEMP1ef : Precio de la Energía en Horas de Punta efectivo en céntimos de S//kWh. PEMF1ef : Precio de la Energía en Horas Fuera de Punta efectivo actualizado en céntimos de S//kWh. PMsea : Precio Medio actualizado de los Sistemas Aislados definido por: PMsea = (PPM1ef * 100 / (720* fc) + PEMP1ef * 0,3 + PEMF1ef * 0,7) fc : Factor de carga de los Sistemas Aislados determinado según lo siguiente: Cuadro No. 7.5 Empresa Distribuidora fc Adinelsa 0,4500 Chavimochic 0,4500 Edelnor 0,4500 Electro Oriente 0,6039 Electro Ucayali 0,5000 Eilhicha 0,4500 Hidrandina 0,4500 Seal 0,4500 Para la actualización del precio de la potencia: PPM1ef = PPM0ef * (1 + k) + PPM0 * (FAPEM -1) (5) Para la actualización de los precios de la energía: PEMP1ef = PEMP0ef * (1+k) + PEMP0 * (FAPEM-1) (6) PEMF1ef = PEMF0ef * (1+k) + PEMF0 * (FAPEM-1) (7) Se aplicará para cada sistema eléctrico las fórmulas de actualización (5), (6) y (7), de manera independiente, mientras se cumpla que PMsea < PMRsein; en caso contrario, se reemplazarán los valores del PPM1ef, PEMP1ef, PEMF1ef con los correspondientes Precios de Referencia del SEIN actualizados a la fecha en que se realiza el presente cálculo con las fórmulas de actualización Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 94

100 del SEIN: PPM, PEMP y PEMF, contenidos en el Cuadro que aparece en la definición del PMRsein, respectivamente. Asimismo, si el precio efectivo actualizado resulta menor al precio vigente, se considerará el precio efectivo vigente a fin de alcanzar el precio de referencia del SEIN que establece el reglamento del mecanismo de compensación de sistemas aislados. k : Factor de ajuste para Sistemas Aislados a ser aplicado trimestralmente, en forma acumulada, a partir del mes de agosto de 2017 y hasta alcanzar el Precio Medio de Referencia del SEIN (PMRsein). Este factor podrá ser modificado mediante comunicado emitido por la Gerencia de Regulación Tarifaria. Cuadro No. 7.6 Empre sa Distribuidora k Adinelsa 0,0256 Chavimochic 0,0256 Edelnor 0,0256 Electro Oriente 0,0000 Electro Ucayali 0,0039 Eilhicha 0,0256 Hidrandina 0,0443 Seal 0,0275 PMRsein :Precio Medio de Referencia del SEIN, definido según lo siguiente: Empre sa Distribuidora Cuadro No. 7.7 Precios de Referencia del SEIN PPM PEMP = PEMF PMRsein Adinelsa 50,61 17,65 25,66 Chavimochic 50,61 17,65 25,66 Edelnor 50,61 17,65 25,66 Electro Oriente 50,55 18,75 26,75 Electro Ucayali 50,29 18,37 26,33 Eilhicha 50,61 17,65 25,66 Hidrandina 50,61 17,65 25,66 Seal 50,29 19,39 27,35 [jmendoza] // sbc-rmm Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 95

101 8. Anexos A continuación, se presentan los anexos al informe. En esta parte se discuten los temas especializados del informe y se analizan algunas de las respuestas de los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES a las observaciones formuladas por el Osinergmin (en adelante OBSERVACIONES ) a sus Estudios Técnico Económicos para la fijación de los Precios en Barra. Se adjunta un diagrama unifilar del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 96

102 Anexo A Proyección de Demanda A.1 Demanda anual 2016 Respecto de los consumos del año 2016, estos valores fueron determinados con información del año En base a esta información se actualizó la participación de ventas de las distribuidoras en alta y muy alta tensión, la participación de ventas realizadas por los generadores, y las pérdidas eléctricas de distribución, subtransmisión y transmisión para el periodo de proyección. En el Cuadro N A.1, se aprecia la información de demanda del año 2016: Cuadro No. A.1 Ventas de clientes GWh Ventas año Industrias Cachimayo 158 Minera Casapalca 104 Minera Los Quenuales (Yauliyacu) 75 Doe Run Peru (Ex Cobriza) 82 Doe Run Peru (Planta de Zinc1) 38 Minera Volcan 300 Sociedad Minera Corona (Unidad Yauricocha) 58 Compañía Minera Argentum 66 Empresa Explotadora de Vinchos 0 Empresa Administradora Chungar 54 Shougang Hierro Perú 369 Minera Antamina 966 Southern Perú Cooper Corporación Minera Cerro Verde 359 Minera Tintaya (Tintaya 138) 156 Minsur (Puno) 143 Minera Ares Minera Yanacocha 442 Minera Huarón 54 Yura 228 Minera Cerro Verde (Socabaya - San José) Gold Fields La Cima 153 Aceros Arequipa 625 Refinería de Cajamarquilla Compañía Minera Miski Mayo 94 Xstrata Tintaya (Antapaccay) 688 Minera Chinalco Perú (Toromocho) 832 Hudbay Peru 561 La Arena 17 Las Bambas MMG 1066 Minera Ares Cotaruse 24 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 97

103 Ventas de clientes GWh Minera Suyamarca 125 Quimpac (Paramonga) 190 Minera Milpo (Desierto) 275 Consorcio Minero Horizonte 92 Minera Aurífera Retamas 82 Siderperu 331 Cementos Norte Pacasmayo 236 Empresa Administradora Cerro 101 Agroindustrias Paramonga 41 Sociedad Minera El Brocal 267 Unidad Minera El Porvenir 107 Minera Los Quenuales (Iscaycruz) (5) 13 Unión Andina de Cementos (Atocongo) 324 Unión Andina de Cementos (Condorcocha) 136 San Ignacio de Morococha 5 Compañía de Minas Buenaventura (Uchucchacua/Mallay) 141 Compañía de Minas Buenaventura (Orcopampa/ Cedemin /Tambomayo) 114 Compañía de Minas Buenaventura (Julcani y Recuperada) 23 INAGRO - AGROLMOS 13 Parámetros % Pérdidas de Distribución 7,60% Pérdidas de Subtransmisión 2,18% Pérdidas de Transmisión 7,14% Participación de ventas de distribuidores en alta y muy alta tensión 2,07% Participación de ventas realizadas por los generadores 7,25% Fuente: Información Comercial (SICOM) A.2 Información Base y proyección de pérdidas en distribución Para la información base considerada en la proyección de la demanda vegetativa se ha tomado la información actualizada al año 2016, de acuerdo con los datos de las transferencias de energía realizadas por el COES en el referido año. Asimismo, con relación a la proyección de pérdidas de distribución se han utilizado las pérdidas del año 2016 (7,6%), correspondiendo para los años 2017, 2018 y 2019 las pérdidas de 7,52%, 7,44% y 7,36%, respectivamente. A.3 Modelo Econométrico Para la proyección de ventas correspondiente a los años 2017 a 2019 se ha utilizado el Modelo de Corrección de Errores (MCE), habiéndose tomado las ventas de energía para el año 2016, el crecimiento del Producto Bruto Interno (PBI) para el 2016 de 3,90% publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática (en adelante INEI ) 42 ; así como las proyecciones de crecimiento 42 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 98

104 del PBI obtenidas del Reporte de Inflación Marzo 2017 Panorama actual y proyecciones macroeconómicas del Banco Central de Reserva del Perú (BCRP); para la proyección del año 2019 se considera el mismo crecimiento de PBI del año La serie histórica del Producto Bruto Interno (PBI) corresponde a precios constantes de 2007, según la publicación disponible del Banco Central Reserva del Perú (BCRP). En el siguiente cuadro se presentan los valores considerados para la proyección econométrica: Cuadro No. A.2 PARÁMETROS Ventas históricas del año 2016 Tarifa del año 2016 VALORES GWh 9,87 ctv USD/kWh Crecimiento proyectado PBI ,90 % Crecimiento proyectado PBI ,50 % Crecimiento proyectado PBI ,10 % Crecimiento proyectado PBI ,10 % Fuente: Elaboración propia Los resultados de proyección de las ventas con este modelo se presentan en el cuadro siguiente: Cuadro No. A.3 Año Ventas (GWh) Tasa de Crecimiento ,68% ,84% ,82% Fuente: Elaboración propia A.4 Pérdidas de Transmisión En base a la información comercial, se determinaron las pérdidas de transmisión de 7,14% para el año Gráfico No. A.1 Pérdidas de Transmisión en (%) 43 Página 10 de Reporte de Inflación Marzo 2017 Panorama actual y proyecciones macroeconómicas Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 99

105 6.67% 7.30% 7.07% 7.14% 6.78% 6.83% 6.63% 6.74% 6.36% 6.51% 6.21% 5.87% 5.86% 5.85% 5.73% 5.41% 5.18% Fuente: Elaboración propia Con relación a las proyecciones de pérdidas para los años 2017 a 2019, se ha evaluado que la mejor representación se obtiene si se considera un promedio de los últimos 4 años, debido a que se presenta una menor desviación estándar para los últimos 10 años, conforme se puede observar en el cuadro siguiente: Cuadro No. A.4 Perdidas (%) Desviación Año Estandar Reales 5,87% 5,41% 5,86% 5,18% 5,85% 5,73% 6,21% 7,07% 6,74% 7,14% Prom 7 años 6,73% 6,61% 6,34% 6,27% 6,04% 5,90% 5,77% 5,73% 5,90% 6,09% 0,748 Prom 6 años 6,73% 6,50% 6,34% 6,18% 5,91% 5,78% 5,65% 5,71% 5,98% 6,13% 0,697 Prom 5 años 6,62% 6,52% 6,25% 6,06% 5,77% 5,63% 5,60% 5,77% 6,01% 6,32% 0,605 Prom 4 años 6,69% 6,46% 6,10% 5,91% 5,58% 5,57% 5,65% 5,74% 6,22% 6,44% 0,533 Fuente: Elaboración propia Por consiguiente, para el periodo de 2017 a 2019 se está tomando como pérdidas de transmisión el valor de 6,79%. A.5 Redistribución de demanda en Barras Para la presente regulación, se consideró redistribuir la demanda asignada de las siguientes barras: i) La demanda de la barra Chilca REP 220 kv, debido a la incorporación en el modelo Perseo de las barras Asia 220 kv y Alto Praderas 220 kv. ii) La demanda de la barra Balnearios 60 kv, debido a la incorporación en el modelo Perseo de la barra Industriales 220 kv. iii) La demanda de las barras Mantaro 220 kv y Huancavelica 220 kv, debido al ingreso de la L.T. Friaspata Mollepata 220 kv a partir de enero de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 100

106 iv) La demanda de las barras Chiclayo 220 kv, debido a la incorporación en el modelo Perseo de la barra Reque 220 kv a partir de enero de A.6 Demanda abastecida por Ecuador No se ha considerado intercambios de energía con Ecuador en el marco de las Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE), por estar suspendida la Decisión 536 de la Comunidad Andina de Naciones (CAN). A.7 Cargas Especiales e Incorporadas Respecto de las cargas especiales se ha corregido la demanda del año 2016 de Shougesa, Antamina, Southern, Minera Tintaya, Minera Ares, Yanacocha, Cerro Verde, Cajamarquilla, Gold Fields, Aceros Arequipa, Minera Chinalco, Siderperu, Unión Andina de Cementos, Minera Buenaventura y Tintaya- Antapaccay considerando la información comercial reportada al IV Trimestre del año Asimismo, para la proyección se ha incorporado la carga de Ampliación Mina y Planta de Beneficio (Shougang), Proyecto Tía María (Southern), Proyecto Magistral (Minera Milpo), Proyecto San Gabriel (Minera Milpo), Expansión Toromocho (Chinalco), Proyecto Fosfatos de Bayóvar (CCPSA), Proyecto Ollachea (Kurikullu), Ampliación el Porvenir, Corani (Bear Creek), Minera Justa (Marcobre), Salmueras Sudamericanas (CCPSA) y Langostinera, de acuerdo con la información comercial reportada y al envío de información por parte de las empresas. Para la presente fijación tarifaria, dentro de las mejoras en la proyección de demanda se ha considerado incluir las cargas incorporadas dentro de la proyección de demanda vegetativa, por tener un comportamiento similar, y se ha realizado su distribución por barras en función de los factores de distribución, actualizados por el COES. Esta mejora no ha implicado la modificación del Modelo de Corrección de Errores (MCE) empleado en las proyecciones de demanda de las tarifas en barra. Se actualizaron las proyecciones de generación de C.H. Pías I y C.H. Tingo, según información recibida mediante carta S/N de Aguas y Energía del 15 de diciembre del 2016 y correo electrónico de Cía. Minera Volcan recibido el 17 de febrero de 2017, respectivamente. Asimismo, se verificó que no corresponde descontar de la proyección de demanda la autoproducción correspondiente a C.T. Illapu, C.T. Oquendo, C.T. la Pampilla, C.T. Atocongo y C.T. Planta de Etanol. Por otra parte, para la presente fijación, los proyectos de generación con Recursos Energéticos Renovables (RER) adjudicados en las Subastas RER se han incorporado en el modelo Perseo como centrales de generación por lo que ya no se están restando sus proyecciones de inyección, en el cálculo de la demanda. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 101

107 El detalle de los cálculos se halla contenido en el archivo ModeloDemanda2017(P).xlsx, que forma parte del sustento del presente informe. A.8 Información Complementaria Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 102

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126 Anexo B Costo Variable No Combustible A continuación, se presenta el análisis de la absolución de observaciones por parte del Subcomité de Generadores del COES con relación al Costo Variable No Combustible (CVNC) de las centrales termoeléctricas. B.1 CVNC actualizados en aplicación de Procedimiento Técnico del COES Con relación a este punto, el Subcomité de Generadores señaló que los CVNC considerados en su propuesta corresponden a los publicados por el COES hasta agosto de Al respecto, se solicitó que el Subcomité de Generadores revise las diferencias entre los CVNC propuestos respecto a los aprobados por el COES en aplicación del PR-34. En la ABSOLUCION, el Subcomité de Generadores indica que modificó los CVNC de acuerdo a los valores utilizados en la programación diaria de la operación del COES correspondiente a diciembre de Sin embargo, de acuerdo a lo publicado por el COES en su Web institucional, en aplicación del PR-34 sólo han sido actualizados los CVNC de las unidades termoeléctricas descritas en el Cuadro No. B.1. Cuadro No. B.1 Unidad CVNC (USD/MWh) TV2 de la C.T. Ilo 1 7,1007 TV3 de la C.T. Ilo 1 4,7576 TV4 de la C.T. Ilo 1 5,0682 UTI5 de la C.T. Santa Rosa 6,5350 UTI6 de la C.T. Santa Rosa 6,7000 Catkato de la C.T. Ilo1 16,7025 TV12 de la C.T. Ilo 2 2,4735 TG1 de la C.T. Aguaytía 3,1353 TG2 de la C.T. Aguaytía 2,9919 TG1 de la C.T. Ilo1 8,5071 TG2 de la C.T. Ilo1 10,3207 TG1 de la C.T. Chilca I 4,4118 TG2 de la C.T. Chilca I 4,4874 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 121

127 Unidad CVNC (USD/MWh) TG3 de la C.T. Chilca I 3,7966 TG1 de la C.T. Kallpa 4,4729 TG2 de la C.T. Kallpa 4,0312 TG3 de la C.T. Kallpa 3,9077 C.T. Taparachi 11,9999 TG1 de la C.T. Santo Domingo 2,0223 B.2 CVNC en aplicación del numeral 8.2 del PR-34 Desde la aprobación del PR-34, en agosto de 2010, las unidades cuyo CVNC fue aprobado por el COES, en aplicación del PR-34, son las descritas en el Cuadro No. B.1. En consecuencia, en aplicación al numeral 8.2 del mismo PR-34, corresponde al COES asumir el valor del CVNC de las unidades cuyos propietarios no presentaron el estudio de determinación del CVNC para su aprobación correspondiente, el cual es equivalente al valor mínimo del CVNC de las unidades termoeléctricas de similares características existentes en el SEIN. Por lo mencionado anteriormente, los CVNC de las unidades cuyos propietarios no presentaron el estudio correspondiente, que se consignan en el Cuadro No. B.2, serán aquellos que son utilizados por el COES en el Programa Diario de la Operación del SEIN correspondiente al 31 de enero de 2017 (entendiéndose que el COES considera lo establecido en el numeral 8.2 del PR-34). Cuadro No. B.2 Unidad CVNC (USD/MWh) TG7 de la C.T. Santa Rosa 2,0223 TG7 de la C.T. Santa Rosa con agua 2,0223 TG7 de la C.T. Santa Rosa D2 2,0223 TG8 de la C.T. Santa Rosa 2,0223 TV1 de la C.T. San Nicolás 1,3200 TV2 de la C.T. San Nicolás 1,3200 TV3 de la C.T. San Nicolás 1,3200 Cummins de la C.T. San Nicolás 2,4543 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 122

128 Unidad CVNC (USD/MWh) TG3 de la C.T. Ventanilla 2,0223 TG4 de la C.T. Ventanilla 2,0223 C.C. Ventanilla 3,3450 C.C. Ventanilla (fuego adicional) 3,3450 TG1 de la C.T. Las Flores 2,0223 C.T. Bellavista 2,4543 GD 1 y GD2 de la C.T. Chilina 2,4543 TG de la C.T. Chilina 3,3450 GD1,2,3 de la C.T. Mollendo 2,4543 C.T. Independencia 2,4543 C.T. Pisco 2,0223 Ciclo combinado de C.T. Kallpa 3,3450 TG11 de la C.T. Fénix 2,0223 TG12 de la C.T. Fénix 2,0223 Ciclo combinado de C.T. Fénix 3,3450 Ciclo combinado C.T. Chilca 1 3,3450 TG1 de la C.T. Tablazo 2,6900 TG1 de la C.T. Recka 2,0223 NES Ilo 4,0000 NES Puerto Bravo 4,0000 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 123

129 Anexo C Precio de Gas Natural: Aplicación del Decreto Supremo N EM A continuación se presenta el análisis del precio del gas natural para la aplicación del literal c) del Artículo 124 del Reglamento 44. C.1 Precio del Gas Natural para Centrales Termoeléctricas con Gas de Camisea Actualización de precios Conforme a lo dispuesto en el Artículo 6 del Decreto Supremo N EM 45, para efectos de la determinación de los Precios en Barra de energía, de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 124 del Reglamento, tratándose de centrales termoeléctricas que utilicen gas natural de Camisea como combustible, se obtendrán sus costos variables tomando el precio del gas natural, definido como la suma de: i) El precio del gas natural en boca de pozo, que corresponde al valor pagado por el generador al productor; el cual no podrá ser superior al precio máximo definido en los contratos entre el productor de gas natural y el Estado; ii) el 90% de la tarifa de transporte de gas natural desde la boca de pozo hasta el City Gate o en su defecto hasta la central, considerando un factor de utilización de transporte de 1,0; y, iii) el 90% de la tarifa de distribución de gas natural desde el City Gate hasta la central, si corresponde, considerando un factor de utilización de transporte de 1,0. Al respecto, para el caso de las unidades termoeléctricas de las centrales de Ventanilla, Santa Rosa, Kallpa, Chilca 1, Las Flores, Pisco (Ex TG Mollendo), Independencia (Ex Calana), Santo Domingo de Olleros (Termochilca), Fénix y Oquendo se ha procedido a verificar los factores de actualización del precio en boca de pozo y los cargos por transporte y distribución contenidos en el ESTUDIO, concluyéndose lo siguiente: 44 Artículo 124º. El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se determinará considerando los siguientes aspectos:... c) El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan en el Artículo 50 de la Ley y se tomarán los precios del mercado interno, teniendo como límite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito internacional. 45 Modificado por los Decretos Supremos N EM, EM y EM. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 124

130 El precio pagado por el generador al productor: Se ha considerado que el precio pagado corresponde al declarado por el productor de gas natural de Camisea como aplicable para el año Al respecto, de acuerdo a lo reportado por Pluspetrol, 46 se tiene que el precio de gas natural en boca de pozo aplicable el año 2017 para los generadores eléctricos es de 1,5822 USD/MMBTU, el cual se ha actualizado en función del promedio aritmético del índice Oil Field and Gas Field Machinery 1191 (WPU1191) y del índice Fuels and Related Products and Power (WPU05) publicados por el U.S. Department conforme lo establece la adenda suscrita en el año 2014 al Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos del lote 88. De lo anterior se desprende que el precio pagado, para efectos de la aplicación del Decreto Supremo N EM, es aquél que considera el factor de reajuste correspondiente con la información al 31 de enero de 2017 y que no represente un incremento superior al 7% del último valor vigente del periodo de ajuste inmediatamente anterior, según los contratos vigentes, es decir el factor de ajuste aplicable es 1,5822. El factor de actualización del precio en boca de pozo del contrato entre el productor y el Estado: De acuerdo con lo establecido en el literal c) de la Quinta Modificación del Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88: Durante los primeros 6 años contados a partir del , la aplicación del Factor de Actualización determinado en el literal b), no representará un incremento acumulado anual en el Precio Realizado máximo superior al 5%. Durante los 5 años subsiguientes el incremento anual en los Precios Realizados máximos, no superará el 7%. Aplicando este párrafo, el Factor de Actualización a considerarse es 1,5822. El factor de actualización de la tarifa de transporte y distribución: De acuerdo con el Artículo 2 de la Resolución N OS/CD, para la determinación del factor de actualización FA1 se debe considerar el cociente de los valores del índice PPI WPSSOP3500, correspondientes al último publicado al primero de marzo de cada año y al del año en el que se ofertó el Costo del Servicio. Sin embargo, el último valor del índice PPI WPSSOP3500, corresponde a diciembre de En este sentido, se mantiene este factor con el valor de PPI a diciembre de 2015, debido a que a la fecha no se ha suscrito a adenda al contrato entre el Estado y la Transportadora de Gas del Perú (TGP). Asimismo, conforme al Artículo 4 del Decreto Supremo N EM, que fue modificado por el Decreto Supremo N EM, publicado el 21 de noviembre de 2009, se está considerando que se aplicará a los generadores la Tarifa Única de Distribución (TUD) para el periodo 2016 al Mediante oficio PPC-COM enviado el 31 de enero de 2017, lo cual se adjunta en el apartado C.3. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 125

131 Como resultado de estos criterios, se obtienen los precios del gas natural para aplicación del Artículo 124 del Reglamento, considerando para ello lo dispuesto en el Artículo 6 del Decreto Supremo N EM, conforme se muestra en el Cuadro No. C.1 y Cuadro No. C.2 adjuntos. CUADRO No. C.1 Precio del Gas Natural para las centrales que operan con gas de Camisea DESCRIPCION UNIDAD Ventanilla Santa Rosa 1 Santa Rosa 2 Chilca Kallpa Pisco Independencia Las Flores Oquendo Termochilca Fenix Precio Boca de pozo US$/MMBTU 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Factor A: Por Cantidad Diaria Contractual (1) 0,9600 0,9600 0,9600 0,9600 0,9600 0,9700 0,9820 0,9600 0,9759 0,9600 0,9600 Factor B: Por Take or Pay (2) 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9900 0,9700 Factor por descuento promocional (3) 0,9500 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Precio Boca de Pozo US$/MMBTU 0,8664 0,9120 0,9120 0,9120 0,9120 0,9215 0,9329 0,9120 0,9271 0,9504 0,9312 Factor de Actualización (Ene-2017) (4) 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 Precio Boca de Pozo actualizado (contrato Generador - Productor) US$/MMBTU 1,3708 1,4430 1,4430 1,4430 1,4430 1,4580 1,4760 1,4430 1,4669 1,5037 1,4733 Precio Boca de Pozo actualizado (contrato Estado - Productor) US$/MMBTU 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 1,5822 Precio Boca de Pozo actualizado US$/MMBTU 1,3708 1,4430 1,4430 1,4430 1,4430 1,4580 1,4760 1,4430 1,4669 1,5037 1,4733 Precio Base Red Principal detransporte ( OSINERGMIN) US/$millar m 3 31, , , , , , , , , , ,4384 Factor por adelanto del GRP 0, , , , , , , , , , ,95749 Factor de Aplicación Tarifaria (FAT) 1, , , , , , , , , , ,01090 Factor de ajuste al transporte (PPIa / PPIo) 1,2911 1,2911 1,2911 1,2911 1,2911 1,2911 1,2911 1,2911 1,2911 1,2911 1,2911 PPIo (Ene-2003) 149,8 149,8 149,8 149,8 149,8 149,8 149,8 149,8 149,8 149,8 149,8 PPIa (Dic-2015) 193,4 193,4 193,4 193,4 193,4 193,4 193,4 193,4 193,4 193,4 193,4 Precio Red Principal de Transporte ( OSINERGMIN ) US/$millar m 3 39, , , , , , , , , , ,30569 Factor de conversión PC/m 3 35, , , , , , , , , , ,31467 Costo de Transporte = RP + FISE US/$millar PC 1,1130 1,1130 1,1130 1,1130 1,1130 1,1130 1,1130 1,1130 1,1130 1,1130 1,1130 Poder Calorífico Superior (5) MBTU/PC 1,0718 1,0718 1,0718 1,0709 1,0714 1,0720 1,0736 1,0714 1,0736 1,0736 1,0713 Factor de descuento (solo para tarifas) 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 Precio de Transporte US$/MMBTU 0,9346 0,9346 0,9346 0,9354 0,9349 0,9345 0,9331 0,9349 0,9331 0,9331 0,9351 tarifa promedio de Distribución ( OSINERGMIN ) US/$millar m 3 13,54 13,54 13,32 13,85 13,51 0,00 0,00 13,51 13,51 13,51 13,51 Capacidad Contratada Diaria Mensual (CC) (m3/d) Capacidad Reservada Diaria (CRD) (m3/d) CC/CRD 0,9977 0,9977 0,9977 0,9734 1,1598 1,1598 1,0000 1,6009 1,4313 FCC 1,0023 1,0023 1,0023 1,0273 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Volumen consumido (dic-2016) m3-mes Tarifa Unica de Distribución (OSINERGMIN): Margen Fjo de Comercialización (Feb-2017) (6) US$/(Sm3/d)-mes 0,0250 0,0250 0,0250 0,0250 0,0250 0,0250 0,0250 0,0250 0,0250 Margen Fijo de Distribución (Feb-2017) (6) US$/(Sm3/d)-mes 0,3803 0,3803 0,3803 0,3803 0,3803 0,3803 0,3803 0,3803 0,3803 Margen Variable de Distribución (Feb-2017) (6) US/$millar m3 13, , , , , , , , ,3214 Costo de Distribución (OSINERGMIN) US/$millar m 3 13,54 13,54 13,32 13,85 13,51 13,51 13,51 13,51 13,51 Factor de conversión PC/m 3 35, , , , , , , , ,31467 Precio Red de Distribución ( OSINERGMIN ) US/$millar PC 0,3835 0,3835 0,3772 0,3921 0,3826 0,3826 0,3826 0,3826 0,3826 Poder Calorífico Superior (5) MBTU/PC 1,0718 1,0718 1,0718 1,0709 1,0714 1,0714 1,0736 1,0736 1,0713 Factor de descuento (solo para tarifas) 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 Precio Distribución US$/MMBTU 0,3220 0,3220 0,3168 0,3295 0,3214 0,3214 0,3207 0,3207 0,3214 PRECIO TOTAL (Boca de pozo + Transporte + Distribución ) 2,6274 2,6996 2,6944 2,7079 2,6993 2,3925 2,4091 2,6993 2,7207 2,7575 2,7298 (1), (2), (3), (4) datos declarados por Pluspetrol en marzo 2017 (5) Los poderes calorificos superiores corresponde a los informados por los Generadores en la declaración anual de precio de gas de acuerdo al PR-31 (Actual declaración: Junio de 2016) y estarán vigentes hasta el (6) La Tarifas Únicas de Distribución se fijaron mediante la Resoluciones Osinergmin N OS/CD y N OS/CD. Dichos valores se actualizan trimestralmente, la última actualización se realizó en Febrero de 2017 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 126

132 C.2 Precio del Gas Natural para C.T. Aguaytía, C.T. Malacas y C.T. Tablazo Conforme a lo dispuesto en el Artículo 6 del Decreto Supremo N EM 47, para efectos de la determinación del Precio en Barra de energía, de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 124 del Reglamento, tratándose de centrales termoeléctricas que no utilicen gas natural de Camisea como combustible, se obtendrán sus costos variables tomando el precio único que se obtenga como resultado del Procedimiento Técnico del COES N 31 Cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación (PR-31), teniendo como límite superior aquél que resulte del procedimiento que establezca Osinergmin. Al respecto, Osinergmin aprobó, mediante Resolución N OS/CD, el Procedimiento para la Determinación del Precio Límite Superior del Gas Natural para el Cálculo de las Tarifas en Barra, a partir del cual se obtiene el precio límite superior de 2,6854 USD/MMBTU para el periodo Finalmente, como resultado de la aplicación del antes mencionado PR-31, los precios de gas natural declarados en junio de 2016 para las unidades de Aguaytía, Malacas TG4, Malacas TG5, Malacas TG6, Tablazo TG1 y Oquendo TG1 fueron de 3,8797, 0,5209, 0,8000, 0,9691, 0,000 y 0,000 USD/MMBTU, respectivamente. Dichos precios, debidamente actualizados con información al 31 de marzo de 2017, resultan los mismos, esto es 3,8797, 0,5209, 0,8000, 0,9691, 0,000 y 0,000 USD/MMBTU, respectivamente; los cuales al ser comparados con el precio límite de 2,6854 USD/MMBTU para el periodo , permiten concluir que los precios de gas natural, a utilizarse en la fijación de Precios en Barra, para las unidades de Aguaytía, será el precio limite (2,6854 USD/MMBTU para el periodo ) y para la C.T. Malacas TG4, TG5 y TG6, C.T. Oquendo TG1 y C.T. Tablazo TG1 47 Modificado por los Decretos Supremos N EM, EM y EM. Artículo 6.- Para efectos de la determinación de la tarifa en barra de la energía y para los fines de lo dispuesto en el inciso c) del artículo 124 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo N EM, se tendrá en cuenta lo siguiente: 1. Tratándose de centrales termoeléctricas que utilicen gas natural como combustible, cuya explotación se derive de Contratos de Licencia o Servicios que hayan sido adjudicados según modalidades establecidas en el Texto Único Ordenado de las Normas con Rango de Ley que regulan la Entrega en Concesión al Sector Privado de las Obras Públicas de Infraestructura y de Servicios Públicos, aprobado por Decreto Supremo NQ PCM y sus normas complementarias, OSINERG obtendrá los costos variables tomando el precio del gas natural, definido como la suma de: i) El precio del gas natural en boca de pozo, que corresponde al valor efectivamente pagado por el generador al productor; el cual no podrá ser superior al precio máximo definido en los contratos entre el. productos de gas natural y el Estado; ii) El 90% de la tarifa de transporte de gas natural desde boca de pozo hasta el City Gate o en su defecto hasta la central, considerando un factor de utilización del transporte de 1.0;y, iii) El 90% de la tarifa de distribución de gas natural desde el City Gate hasta la central, si corresponde, considerando un factor de utilización de la distribución de En todos los otros casos de centrales termoeléctricas que utilicen gas natural como combustible, el OSINERG obtendrá los costos variables tomando el precio del gas natural igual al precio único obtenido conforme al artículo 5 del Decreto Supremo N EM, teniendo como precio límite superior lo indicado en el numeral 1 precedente, conforme al procedimiento que establezca OSINERG. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 127

133 será su mismo precio (0,5209, 0,8000, 0,9691, 0,000 y 0,000 USD/MMBTU, respectivamente). Cuadro No. C.3 Precio del Gas Natural con Límite Superior Centrales de Generación Precio Gas Natural (USD/MMBTU) C.T. Ventanilla 2,6274 C.T. Santa Rosa 1 2,6996 C.T. Santa Rosa 2 2,6944 C.T. Chilca 1 2,7079 C.T. Chilca 2 2,7079 C.T. Kallpa 2,6993 C.T. Las Flores 2,6993 C.T. Pisco 2,3925 C.T. Independencia 2,4091 C.T Santo Domingo de Los Olleros 2,7575 C.T. Fénix 2,7298 C.T. Aguaytía 2,6854 TG4 de C.T. Malacas 0,5209 TG5 de C.T. Malacas 0,8000 TG6 de C.T. Malacas 0,9691 TG1 de C.T. Oquendo 0,0000 TG1 de C.T. Tablazo 0,0000 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 128

134 C.3 Documentos Anexos Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 129

135 . Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 130

136 Anexo D Plan de Obras de Generación y Transmisión El programa de obras de generación y transmisión comprende la secuencia de fechas esperadas de puesta en servicio de equipamiento en el SEIN; ello dentro del periodo de estudio a que se refiere el literal b) del Artículo 47 de la LCE; dicho periodo de estudio se extiende a los 24 meses posteriores, y los 12 meses previos, al 31 de marzo del año de la fijación. En ese sentido, para efecto de los 12 meses previos se consigna el programa histórico de obras y para el de los 24 meses posteriores, las obras factibles de ingreso en operación. Por otro lado, cabe mencionar que, para fines de la representación del plan de obras de generación y transmisión en el Modelo Perseo, se está considerando como criterio que si el ingreso de una instalación se proyecta en la segunda quincena del mes se considerará el mes siguiente calendario. D.1 Plan de Obras de Generación El plan de obras contempla un programa eficiente de centrales para entrar en servicio en el periodo de estudio, de modo que se mantenga el equilibrio entre la oferta y la demanda del sistema, de manera que se efectúe un mayor análisis de la información alcanzada por las empresas. Asimismo, el horizonte de Estudio abarca hasta diciembre 2019, debido a que por un tema de representación en el modelo PERSEO del sistema eléctrico peruano, y en especial de sus cuencas hidrológicas, es necesario representar años enteros (enero a diciembre) para reflejar los meses de estiaje y avenida que se presentan en el país. Asimismo, es indispensable que, en la evaluación de los proyectos de generación, se efectúe un análisis crítico de la información alcanzada por las empresas, así como la alcanzada por otros medios con lo que se pueda determinar un plan de obras de generación factible de ingresar y que a su vez esté perfectamente adaptado a la demanda; es decir, que si la demanda crece la oferta pueda responder eficientemente para cubrir dicho incremento. En este sentido, de acuerdo con lo manifestado en los párrafos anteriores, se ha procedido a evaluar los potenciales proyectos que serían factibles de ingresar en el periodo de la presente regulación De acuerdo con el criterio de optimización del Modelo PERSEO, este horizonte debe corresponder hasta el mes de diciembre del año 2019, a fin de que sea congruente con la representación de la demanda de energía eléctrica que se considera hasta el referido mes. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 131

137 C.T. Malacas - TG6 En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores indica que actualizó la puesta en operación comercial de la central para marzo de Al respecto, dicha unidad ingresó en operación comercial desde el 25 de febrero de C.H. Potrero Respecto a la puesta en operación comercial de la C.H. Potrero, a través de los informes de la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin se tiene conocimiento, que la empresa concesionaria ha solicitado la ampliación de su Puesta en Operación Comercial solicitando que la nueva fecha sea el 27 de abril de Sin embargo, de la revisión de la información presentada se observa que existen obras pendientes de ser culminadas (montaje de equipos, telecomunicaciones y control, conexión al Sistema Interconectado Nacional y diversas pruebas) y que, a su vez se están sufriendo retrasos por la restricción de tránsito hacia la zona norte del país (materiales y equipos) debido a los problemas por efecto del niño. En ese sentido, y considerando que las restricciones de transito continúan hacia la zona norte del país, para la presente regulación se considera que la central ingresaría los primeros días del mes de mayo de C.H. Marañón En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores señala que el proyecto de la C.H. Marañón tendrá una potencia de 18,4 MW y que el proyecto se encuentra avanzado y se considera su ingreso para abril de 2017, de acuerdo a la comunicación que le alcanzó la empresa concesionaria del proyecto. Sin embargo, según se detalla en el Compendio de Proyectos de Generación y Transmisión Eléctrica en Construcción, publicado por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, la fecha de Puesta en Operación Comercial será el 31 de junio de 2017 de acuerdo a lo informado por el concesionario. Por lo expuesto en el párrafo anterior, se considera julio de 2017 como fecha de inicio de operación comercial de la central. C.H. Renovandes H1 En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores señaló que se consideró su ingreso para enero de 2018; sin embargo, en la Tabla 9 del Informe, se indicó mayo de Finalmente, a través de comunicación escrita, la empresa concesionaria indica que la Puesta en Operación Comercial se dará a fines de junio de Por lo expuesto en el párrafo anterior, se considera julio de 2017 como mes de ingreso del proyecto, de acuerdo a lo informado por la empresa concesionaria de generación. C.H. El Carmen y C.H. 8 de Agosto Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 132

138 En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores señala que el ingreso de ambos proyectos se daría en febrero de 2017; sin embargo, de acuerdo a la comunicación de la empresa concesionaria, se tiene conocimiento que la Puesta en Operación Comercial se daría a fines de julio de De acuerdo a lo señalado, para la presente fijación se considera agosto de 2017 como mes con mayor probabilidad de ingreso para ambos proyectos. Minicentral Hidroeléctrica en Cerro del Aguila De acuerdo a comunicación del concesionario, la fecha estimada de Puesta en Operación Comercial es octubre de 2017; asimismo, precisa que esta central hidroeléctrica se encuentra a pie de presa y aprovecha la caída generada en el canal de descarga del caudal ecológico. En ese sentido, para la presente fijación, se considera octubre de 2017 como la fecha de Puesta en Operación Comercial de esta central. Ciclo Combinado de la C.T. Santo Domingo de los Olleros De acuerdo a la información del Plan de Mediano Plazo de COES, y la Resolución Ministerial N MEM/DM, la Puesta en Operación Comercial del ciclo combinado de la C.T. Santo Domingo de los Olleros se daría a fines de julio de En ese sentido, para la presente fijación se considera agosto de 2018 como la fecha de Puesta en Operación Comercial de esta ampliación. CC.HH. Centauro I - III Este proyecto no fue considerado por el Subcomité de Generadores; sin embargo, por medio de la División de Supervisión de Electricidad se tiene conocimiento que la cuarta modificación al Contrato de Concesión Definitiva de Generación, aprobó como nueva fecha de Puesta en Operación Comercial el 06 de octubre de Por lo expuesto en el párrafo anterior, se considera octubre 2018 como mes de ingreso del proyecto, con una potencia de 25 MW. CC.HH. Hydrika 1, 2, 3, 4 y 5 En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores señala que el ingreso de las centrales sería: noviembre 2018, julio 2018, noviembre 2018, octubre 2018 y julio 2018, respectivamente. Sin embargo, a través de comunicación escrita la empresa concesionaria indica que la Puesta en Operación Comercial de las cinco (5) centrales se dará a fines de diciembre de 2018, esta información también concuerda con lo descrito en el Compendio de Proyectos de Generación y Transmisión Eléctrica en Construcción, publicado por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin. Por lo expuesto en el párrafo anterior, se considera enero 2019 como mes de ingreso de los proyectos, de acuerdo a lo informado por la empresa concesionaria de generación. C.H. Tingo Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 133

139 Este proyecto no fue considerado en la propuesta del Subcomité de Generadores; sin embargo, a través de comunicación escrita la empresa concesionaria indica que la Puesta en Operación Comercial de esta central se dará a inicios de enero de Por lo expuesto en el párrafo anterior, en la presente fijación, se considera enero de 2019 como mes de ingreso del proyecto con una potencia de 8,8 MW, conforme lo informado. C.H. Huatziroki I En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores señala que su ingreso sería en julio de 2018; sin embargo, a través de comunicación escrita la empresa concesionaria indica que la Puesta en Operación Comercial será en julio de Asimismo, teniendo en cuenta que su avance se encuentra paralizado desde marzo de 2014, según señala el Compendio de Proyectos de Generación y Transmisión Eléctrica en Construcción, publicado por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, se estará considerando que el ingreso de dicha central se daría a fines de julio de Por lo expuesto en el párrafo anterior, para la presente fijación, se considera agosto 2019 como mes de ingreso del proyecto de generación. C.H. Manta En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores señala que su ingreso sería en abril de 2019; sin embargo, a través de comunicación escrita la empresa concesionaria indica que la Puesta en Operación Comercial será a fines de setiembre de 2019, lo cual también fue corroborado por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin. Por lo expuesto en el párrafo anterior, para la presente fijación, se considera octubre 2019 como mes de ingreso del proyecto de generación. Centrales que emplean Recursos Energéticos Renovables (RER) no consideradas en la Propuesta y Absolución del SCG En el horizonte de estudio, existen varias centrales RER que tienen prevista su puesta en operación comercial; dichas centrales son: C.B. Callao, C.B. Huaycoloro, C.S. Intipampa, C.H. Her 1, C.E. Huambos, C.E. Duna y C.H. Hydrika 6. En ese sentido, para la presente fijación se ha considerado la información reportada por las empresas concesionarias y la División de Supervisión de Electricidad, por lo que se considera que las fechas de su ingreso en operación serían: enero 2018, enero 2018, enero 2018, julio 2018, enero 2019, enero 2019 y mayo 2019, respectivamente. Centrales con fecha de Puesta en Operación Comercial fuera del horizonte de análisis Existen varias centrales que en la absolución del Subcomité de Generadores se consideraron dentro del horizonte de estudio, tal es el caso de la C.H. Nueva Esperanza, C.H. Tulumayo IV, C.H. Raura II y C.H. Laguna Azul; sin embargo, según la información reportada por las empresas concesionarias y Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 134

140 la División de Supervisión de Electricidad se prevé que sus Puestas en Operación Comercial se realicen en las siguientes fechas: enero 2021, diciembre 2020, enero 2024 y marzo 2020, respectivamente. Por lo estarían fuera del horizonte de estudio de la presente regulación. Finalmente, en el Cuadro No. D.1 se presenta el plan de obras de generación previstas para entrar en operación comercial dentro del horizonte de la presente fijación de Precio en Barra. Cuadro No. D.1 Plan de Obras de Generación PROYECTO FECHA DE INGRESO C.T. Malacas - TG6 (51,2 MW) Mar C.H. Potrero (19,9 MW) May C.H. Renovandes H1 (20 MW) Jul C.H. Marañón (18,4 MW) Jul C.H. 8 de Agosto (19 MW) Ago C.H. El Carmen (8,4 MW) Ago Minicentral Hidroeléctrica en Cerro del Águila (10 MW) Oct C.H. Yarucaya (15 MW) Dic C.H. La Virgen (84 MW) Ene C.H. Ángel I (19,9 MW) Ene C.H. Ángel II (19,9 MW) Ene C.H. Ángel III (19,9 MW) Ene C.B. Callao (2 MW) Ene C.B. Huaycoloro II (2 MW) Ene C.S. Intipampa (40 MW) Ene C.E. Parque Nazca (126 MW) Abr C.S. Rubí (144,5 MW) Abr C.H. Her 1 (0,7 MW) Jul C.T. Santo Domingo De Los Olleros (TV-CC) (299,8 MW) Ago C.H. Centauro I - III (25 MW) Oct C.H. Carhuac (20 MW) Nov C.H. Colca (12,05 MW) Ene C.H. Zaña 1 (13,2 MW) Ene C.H. Santa Lorenza I (18,7 MW) Ene C.H. Hydrika 1 (6,6 MW) Ene C.H. Hydrika 2 (4 MW) Ene C.H. Hydrika 3 (10 MW) Ene C.H. Hydrika 4 (8 MW) Ene C.H. Hydrika 5 (10 MW) Ene C.E. Huambos (18 MW) Ene C.E. Duna (18 MW) Ene C.H. Ayanunga (20 MW) Ene Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 135

141 PROYECTO FECHA DE INGRESO C.H. Tingo (8,8 MW) Ene C.H. Hydrika 6 (8,9 MW) May C.H. Pallca (10,1 MW) Jun C.H. Karpa (19 MW) Jul C.H. Huatziroki I (19,2 MW) Ago C.H. Manta (19,78 MW) Oct Fuente: Elaboración propia D.2 Plan de Obras de Transmisión Concordancia del Plan de Transmisión presentado por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores indicó, en su oportunidad, que ha actualizado la fecha de ingreso de las instalaciones incluidas en el programa de obras de transmisión. L.T. 220 kv Ilo 3 T46 (a SE Moquegua 220 kv) En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores indicó que considera a febrero de 2017 como el mes de ingreso del proyecto, y efectivamente dicha instalación se encuentra en operación. Por otro lado, se debe precisar que el proyecto se trata de dos líneas paralelas que conectan las subestaciones Ilo 3 y Moquegua 220 kv. Por lo mencionado, en el plan de obras de la presente regulación de Precios en Barra se considera las dos ternas y la fecha de Puesta en Operación Comercial en el mes febrero de L.T. 500 kv Mantaro Marcona Socabaya Montalvo El presente proyecto tiene como Puesta en Operación Comercial prevista para el 07 de junio de 2017; sin embargo, en el Plan de Mediano Plazo del COES se señala que la puesta en operación se daría para julio de 2017 y señala como fuente a la Sub Dirección de Nuevos Proyectos. En ese sentido, para la presente fijación, se considera julio de 2017 como fecha de Puesta en Operación Comercial de la línea de transmisión. L.T. 220 kv Carhuaquero Cajamarca Norte Cáclic Moyobamba Respecto al presente proyecto el Ministerio de Energía y Minas emitió la Resolución Ministerial N MEM/DM, de fecha , donde se otorgó la segunda ampliación de plazo por demora en otorgamiento de Concesión Definitiva de Transmisión (291 días). En ese sentido, para la presente fijación, se considera octubre de 2017 como fecha de Puesta en Operación Comercial de la línea de transmisión. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 136

142 L.T. 220 kv Machupicchu Quencoro Onocora Tintaya y Subestaciones Asociadas En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores indica que el proyecto se encuentra suspendido y no lo ha considerado en el plan de obras; sin embargo, para efectos de la presente regulación de Precios en Barra, se considera enero de 2018 como fecha con mayor probabilidad de ingreso en operación, conforme se señala en el Plan de Mediano Plazo del COES. S.E. Carapongo y Enlaces de Conexión Primera Etapa El proyecto consiste en la construcción de la S.E. Carapongo, así como la construcción de los siguientes enlaces: L.T. 500 kv Chilca Carabayllo, L.T. 220 kv Callahuanca Cajamarquilla; y L.T. 220 kv Huinco Santa Rosa. Al respecto, el proyecto tiene prevista la Puesta en Operación Comercial para el En ese sentido, para la presente fijación, se considera marzo de 2018 como el mes de inicio de operaciones del proyecto de transmisión. Repotenciamientos en diversas líneas (consideradas en el Plan de Transmisión) En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores no consideró los repotenciamientos de las L.T. 220 kv Oroya - Carhuamayo, L.T. 220 kv Mantaro - Huancavelica, L.T. 220 kv Pomacocha - San Juan, L.T. 220 kv Pachachaca - Callahuanca y L.T. 220 kv Huanza Carabayllo. Al respecto, el Ministerio de Energía y Minas envió detalle sobre los avances de dichos proyectos y su evaluación de suscripción de adendas con sus operadores, señalando que prevén su puesta en operación para el año En ese sentido, para la presente fijación, se considera enero y mayo de 2019 como fechas de Puesta en Operación Comercial de dichos proyectos, conforme se observa en el Cuadro No. D.2. Por otro lado, cabe precisar que las repotenciaciones de las líneas 220 kv Tingo Maria - Vizcarra Conococha y Chiclayo Carhuaquero, fueron retiradas del Plan de Transmisión, según se detalla en la R.M. Nº MEM/DM. Proyecto Enlace 500 kv La Niña Piura, Subestaciones, Líneas y Ampliaciones Asociadas En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores no presentó este proyecto dentro de su plan de obras; asimismo, tomando en cuenta la reciente publicación del Plan de Transmisión, estas instalaciones deberían ingresar a fines del año 2018 a más tardar. En ese sentido, en el plan de obras de la presente regulación de Precios en Barra se considera, que la puesta en servicio del proyecto es a fines de diciembre de Finalmente, el plan de obras de transmisión previstas para entrar en operación comercial dentro de los siguientes meses, y que se consideran dentro del periodo de simulación con el modelo PERSEO, se muestra en el Cuadro No. D.2. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 137

143 Cuadro No. D.2 Plan de Obras de Transmisión FECHA DE INGRESO Feb Jun Jul Ago Oct Ene Mar Abr Abr.2018 Ene Ene Ene Ene Ene May May May May Jun Ene Ene Ene Ene Ene Abr Jun PROYECTO LT 220 kv Ilo3 - Moquegua (2 ternas) Seccionamiento de L.T. 220 kv Mantaro - Independencia (L-2203) L.T. 500 kv Mantaro Marcona Socabaya Montalvo L.T. 220 kv La Planicie Industriales L.T. 220 kv Carhuaquero Cajamarca Norte Cáclic Moyobamba L.T. 220 kv Machupicchu Quencoro Onocora Tintaya y Subestaciones Asociadas S.E. Carapongo y enlaces de conexión Primera Etapa Banco de Reactores de 100 MVAR-500 kv en la SE La Niña 500 kv L.T. 220 kv Azángaro Juliaca Puno L.T. 500 kv La Niña - Piura Nueva S.E. Piura Nueva 500/220 kv L.T. 220 kv Piura Nueva - Piura Oeste Repotenciación 250 MVA L.T. 220 kv Oroya - Carhuamayo Repotenciación 250 MVA L.T. 220 kv Mantaro - Huancavelica Repotenciación L.T. 220 kv Pomacocha - San Juan Repotenciación L.T. 220 kv Pachachaca - Callahuanca Repotenciación L.T. 220 kv Huanza - Carabayllo Repotenciación L.T. 220 kv Trujillo - Cajamarca L.T. 220 kv Montalvo-Los Héroes (2do circuito) L.T. 220 kv Pariñas - Nueva Tumbes Ampliación en 220 kv de la S.E. Pariñas Seccionamiento de la L.T. 220 kv Zorritos - Machala en la S.E. Nueva Tumbes Seccionamiento de la L.T. 220 kv Piura Oeste Talara en S.E. Pariñas Seccionamiento de la L.T. 220 kv Talara Zorritos en S.E. Pariñas L.T. 138 kv Aguaytía - Pucallpa (2do circuito) Repotenciación L.T. 500 kv Carabayllo - Chimbote - Trujillo Jul L.T. 220 kv Tintaya - Azángaro (1 circuito) Fuente: Elaboración propia D.3 Información Complementaria Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 138

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159 Anexo E Programa de Mantenimiento Mayor de las Centrales del SEIN E.1 Sobre el Programa de Mantenimiento del año n-1 El Subcomité de Generadores del COES propone que, para el año n-1, se utilice dentro del modelo PERSEO el mantenimiento mayor ejecutado de las unidades de generación. Al respecto, se observó que se realice la depuración de las actividades excepcionales y se actualice a diciembre de Sin embargo, el Subcomité de Generadores realizó la depuración de las actividades originadas por fallas y las actividades que no son realizadas de forma periódica todos los años; asimismo, para el año 2016 actualizó las actividades ejecutadas para los meses de octubre, noviembre y diciembre. E.2 Consideraciones del Programa de Mantenimiento Mantenimiento: Año 2017 El Subcomité de Generadores del COES propone que para el año 2017 se utilice dentro del modelo PERSEO el Mantenimiento Mayor aprobado por el COES para el año Al respecto, se observó que debe verificarse la coherencia de la información presentada y la utilizada en el modelamiento PERSEO, y que se debe considerar el Programa de Mantenimiento Mayor (PMA) de 2017 final, aprobado por el COES, previa depuración de las actividades excepcionales. Sin embargo, de la revisión se tiene que el Subcomité de Generadores del COES, no consideró la versión final del PMA. Asimismo; consideró todos los mantenimientos del PMA sin depurar las actividades que no son realizadas de forma periódica, justificando que los mantenimientos se realizan de forma integral y coordinada por los agentes y el COES; y, por tanto, no se puede eliminar mantenimientos convenientemente sin afectar el desarrollo de los otros mantenimientos. Sobre este punto, cabe mencionar que, el criterio adoptado para la fijación de precios en barra es que solo debe considerarse los mantenimientos permanentes y no los que son excepcionales o correctivos, debido a que estos últimos se realizan en un solo año, y no en periodos de tres años como son el horizonte de estudio de la presente fijación de precios en barra. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 154

160 Mantenimiento: Años Para el caso de las centrales hidroeléctricas, la propuesta del Subcomité de Generadores considera la información de mantenimiento alcanzada por las empresas generadoras para los referidos años, mientras que para el caso de las centrales termoeléctricas la propuesta indica que el programa de mantenimiento se realizó con la metodología de modelamiento de Mantenimiento Mayor de las centrales termoeléctricas, por lo cual la programación de mantenimientos de estas centrales se obtiene como resultado de las Horas Equivalentes de Operación (HEO) que está en función del tiempo de operación, la cantidad de arranque, entre otros. Para esto se considera los mantenimientos de acuerdo al cuadro siguiente: Cuadro No. E.1 Actividad Horas equivalente de Operación Mantenimiento Mayor Mantenimiento Menor Al respecto, se considera que los criterios adoptados por el Subcomité de Generadores para determinar los mantenimientos a utilizarse en el modelo PERSEO para los años 2018 y 2019 refleja la intención de la LCE. E.3 Centrales hidroeléctricas Callahuanca y Moyopampa Las centrales hidroeléctricas Callahuanca y Moyopampa fueron afectadas por el Fenómeno del Niño el 16 de marzo del presente año, motivo por el cual estarán en mantenimiento durante 12 y 3 meses, respectivamente, hasta su restauración correspondiente. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 155

161 Anexo F Análisis de Hidrología El Subcomité de Generadores ha propuesto usar la serie completa disponible de caudales medios mensuales históricos que corresponde al periodo , es decir de una extensión de 51 años, considerando los estudios hidrológicos presentados por las empresas generadoras para el Estudio Técnico Económico Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barra para la Fijación Tarifarias periodo Mayo 2017 Abril De la revisión del contenido de los estudios hidrológicos presentados por las empresas generadoras del Subcomité de Generadores y que fueron elaborados conforme al Procedimiento Técnico COES PR-41 Información Hidrológica para la Operación del SEIN, así como la información hidrometeorológica, bases y premisas y la metodología de naturalización de caudales medios mensuales utilizada en las cuencas hidrográficas del SINAC, se concluye que la mayoría de valores de caudales naturalizados están dentro del orden esperado, sin embargo, para la presente regulación se ha procedido a ajustar valores de hidrología en los afluentes QN-sh1, QNsh2, QN-2401, QN-3000, QN-Hu2, entre otros. Los resultados de estos caudales revisados se incluyen dentro del archivo sinac.hid. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 156

162 Anexo G Mecanismo de Compensación para el Sistema Aislado Iquitos y cálculo del Costo Variable No Combustible de GENRENT G.1 Criterios Generales Los criterios generales para la aplicación del Mecanismo de Compensación para el sistema aislado Iquitos son los que se indican a continuación: 1. Para cada proceso de Fijación de Precios en Barra, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) aprobará el Monto Especifico (ME) para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para los Sistemas Aislados (MCSA), el cual incluirá un Monto Especifico Residual que permitirá cubrir los desbalances mensuales, por efecto de una mayor demanda a la estimada o mayores costos de producción (combustible) de la Planta de Iquitos. 2. En primer lugar, se toma la Compensación Anual Total (CA TOT ) correspondiente a la empresa Electro Oriente S.A. (ELECTRO ORIENTE) por todos sus sistemas aislados, determinada por Osinergmin en cada Fijación de los Precios en Barra. 3. Posteriormente, se determina la Compensación Anual que le correspondería al sistema aislado Iquitos (CA IQ ), como prorrata de las energías anuales de todos los sistemas aislados de ELECTRO ORIENTE, que incluye la energía anual del sistema aislado Iquitos. 4. Se calcula el monto mensual (C i ) que ELECTRO ORIENTE debe pagar a la empresa GenRent del Perú S.A. (GENRENT) conforme a lo establecido en el numeral 4 del Contrato de Concesión y en el Contrato de Suministro de Electricidad suscrito por las partes. 5. Si el monto C i es mayor que la Compensación Anual de Iquitos (CA IQ ), la diferencia corresponde a la Compensación Anual de ELECTRO ORIENTE por la operación de su central térmica. En cambio, si ambos montos son iguales, se entenderá que GENRENT habrá cubierto sus costos totales. Si el monto Ci es menor que la Compensación Anual de Iquitos (CA IQ ), la diferencia será compensada con el dinero proveniente del Monto Específico Residual, cuyo pago será considerado en el siguiente Programa Mensual de Transferencias. 6. Finalmente, se determina si la Compensación Anual de ELECTRO ORIENTE, por la operación de su central térmica, cubre los costos eficientes de generación. Si se determina que no cubre dichos costos, el monto deficitario será compensado con el dinero proveniente del Monto Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 157

163 Específico Residual, cuyo pago será considerado en el siguiente Programa Mensual de Transferencias. En cambio, si el valor es igual a sus costos eficientes de generación, se entenderá que ELECTRO ORIENTE los habrá cubierto. En la Figura N 1 se muestra un esquema de la aplicación de los criterios generales para el suministro de energía eléctrica del sistema aislado Iquitos. Figura N 1 Esquema de aplicación de criterios generales 1 ME aprobado por el MEM Demanda de energía anual SA Iquitos 2 CA TOT de ELOR aprobado por Osinergmin Demanda de energía anual Otros SA ELOR 3 Se determina CA TOT = CA IQ + CA OTROS 4 Se determina C i = VCT i - 1 VPB i- 1 GenRent y ELOR requieren abono del MER NO CA IQ >= C i 5 SI ELOR requiere abono del MER NO CA IQ - C i > CO ELOR 6 SI ELOR cubre sus costos Excedente como pago a cuenta a ELOR SI CA IQ - C i - CO ELOR >0 G.2 Mecanismo empleado para asegurar el Cumplimiento de los Contratos asociados al sistema aislado Iquitos A continuación, se describe el mecanismo empleado para establecer el cálculo de ingresos en el marco del Proyecto Suministro de Energía para Iquitos, así como para la aplicación y administración del Monto Específico Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 158

164 Anual asignado al Sistema Aislado Iquitos y el Programa Mensual de Transferencias de los recursos del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados. G.2.1 Determinación de la Compensación Total Anual de la Distribuidora La Compensación Anual Total asignada por Osinergmin en cada periodo regulatorio a la empresa distribuidora ELECTRO ORIENTE, incluye al sistema aislado Iquitos y a los otros sistemas aislados atendidos por dicha empresa. Es decir: CA TOT = CA IQ + CA OTROS (1) Donde: CA TOT CA IQ CA OTROS Compensación Anual Total de la Distribuidora Compensación Anual del sistema aislado Iquitos Compensación Anual de otros sistemas aislados de la Distribuidora. CA IQ CA TOT CA OTROS G.2.2 Determinación de la Compensación Anual del sistema aislado Iquitos Asimismo, dado que el sistema aislado Iquitos será abastecido por el Generador de GENRENT y la central térmica de la Distribuidora, la Compensación Anual asignada a este sistema será estimada por Osinergmin para cada proceso regulatorio de la siguiente manera: Donde: CA IQ = CA GENR + CA ELOR (2) Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 159

165 CA IQ CA GENR CA ELOR Compensación Anual del sistema aislado Iquitos. Compensación Anual cedida por la Distribuidora al Generador (GENRENT). Compensación Anual que el Generador deberá devolver a la Distribuidora por la operación de su central térmica para abastecer la demanda de Iquitos, según el programa de despacho establecido por ambas empresas conforme a los contratos suscritos. CA GENR CA IQ + CA ELOR G.2.3 Metodología para Asegurar el Cumplimiento de los Contratos A continuación, se presenta la metodología para asegurar el cumplimiento de los Contratos asociados al suministro de energía para Iquitos. a) La Compensación Anual, correspondiente al sistema aislado Iquitos, se determina como la prorrata de la demanda de energía anual de Iquitos y la demanda de energía total de la Distribuidora: Donde: CA IQ = DEA IQ / DEAT ELOR ( CA TOT ) (3) CA IQ CA TOT DEA IQ DEAT ELOR Compensación Anual del sistema aislado Iquitos Compensación Anual Total de la Distribuidora Demanda de Energía Anual del sistema aislado Iquitos Demanda de Energía Anual Total, que comprende a la suma de las demandas de todos los sistemas aislados de la Distribuidora. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 160

166 b) Se determina el Costo de Generación Total del Generador (VCT i-1 ), siguiendo el procedimiento indicado en el numeral 4 Régimen económico del Contrato de Concesión. c) Se determina la retribución por suministro a la Distribuidora a Precios en Barra Efectivos (VPB i-1 ), siguiendo los procedimientos indicados en las cláusulas Sexta y Sétima del Contrato de Suministro de Electricidad. d) Se calcula el monto C i que cubre los costos totales de generación eléctrica e ingresos por potencia (Reserva Fría): Donde: C i = VCT i-1 VPB i-1 (4) C i VCT i-1 Es la suma de dinero que la Distribuidora debe pagar al Generador en el mes calendario i. Es la retribución total correspondiente al mes calendario inmediato anterior al mes i, a que tendría derecho el Generador por el servicio de Reserva Fría, en caso se aplicara el Anexo N 7: Contrato de Concesión, numeral 4, Régimen Económico, en lo que comprende tanto los ingresos por potencia como los ingresos por energía. VPB i-1 Es la retribución total correspondiente al mes calendario inmediato anterior al mes i, a que tiene derecho el Generador aplicado en el Anexo N 8: Contrato de Suministro de Electricidad, lo que comprende tanto los ingresos por potencia como los ingresos por energía (Precios en Barra Efectivos). Esta retribución no estará afectada por los descuentos por indisponibilidad mayor a la tolerancia ni por compensación por racionamiento, establecidos en el mismo contrato. e) Si CA IQ es mayor a C i, entonces: CA ELOR = C i - CA IQ (5) Esto indica que habrá un valor correspondiente a la Compensación Anual que el Generador deberá devolver a la Distribuidora por la operación de su central térmica para abastecer la demanda de Iquitos, según el programa de despacho establecido por ambas empresas. f) Si CA IQ es igual a C i, esto indica que el Generador habrá cubierto sus costos de operación totales. g) Si CA IQ es menor a C i, esto implica que este menor valor deberá ser compensado con dinero proveniente del Monto Específico Residual, cuyo pago será considerado en el siguiente Programa Mensual de Transferencias. h) Se verifica si la Compensación Anual Total de la Distribuidora por la operación de su central térmica cubre los costos eficientes de generación. Si se determina que no cubre estos costos, el menor valor resultante será compensado con dinero proveniente del Monto Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 161

167 Específico Residual, cuyo pago será considerado en el siguiente Programa Mensual de Transferencias del MCSA. En cambio, si el valor es igual, se entenderá que la Distribuidora habrá cubierto sus costos eficientes. Si la Distribuidora ha recibido mayor compensación a lo requerido, ésta será considerada como un pago a cuenta del siguiente Programa Mensual. G.3 Cálculo de Costo Variable No Combustible (CVNC) de la central de GENRENT G.3.1 Criterios generales A continuación, se describe el mecanismo empleado para establecer el CVNC de la central de Iquitos, conforme a lo establecido en el contrato suscrito por GENRENT. a) El cálculo del CVNC se realizará conforme al Procedimiento del COES PR-31 Cálculo de los Costos Variables de las Unidades de Generación, dado que el Procedimiento PR-33 Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales Termoeléctricas del COES fue derogado por el Artículo 3 de la Resolución N OS/CD. b) Durante la primera etapa de operación de la central térmica de Iquitos, como sistema aislado, GENRENT informará y reportará a Osinergmin toda la información concerniente al PR-31. Cuando opere como central de reserva fría del SEIN reportará al COES. c) Durante la operación como sistema aislado, el CVNC será aprobado anualmente por Osinergmin dentro del proceso de Fijación de Precios en Barra, usando la información histórica de operación correspondiente. G.3.2 Cálculo de CVNC para el periodo Mayo 2017 Abril 2018 La empresa GENRENT envió en el mes de noviembre su propuesta de cálculo de CVNC de la central de reserva fría de Iquitos, conforme a sus contratos. Al respecto, esta propuesta fue observada por Osinergmin mediante los Oficios N GRT y N GRT. El 29 de diciembre de 2016, la empresa GENRENT envío su informe con el levantamiento de las observaciones realizadas por Osinergmin, donde propone que el CVNC de la central de reserva fría de Iquitos sea el valor de 14,85 USD/MWh. En la etapa de observaciones y sugerencias, GENRENT ha corregido el cálculo del CVNC rectificando las partidas de mano de obra para los servicios de 6000 horas y la potencia efectiva de las unidades de generación, los cuales se analizan en el Anexo U del presente informe. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 162

168 Luego de la revisión final efectuada a la propuesta de GENRENT, se recomienda aprobar, para el periodo mayo 2017 abril 2018, el valor del CVNC de 13,722 USD/MWh. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 163

169 Anexo H Capacidad de las Instalaciones de Transmisión H.1 Informe de Sustento de Capacidad de Líneas El Subcomité de Generadores del COES en su Propuesta Inicial manifestó haber considerado a partir del año 2016, las capacidades de las instalaciones de transmisión utilizadas por el COES; sin embargo, no adjuntó la relación de dichas capacidades. En la ABSOLUCIÓN, el Subcomité de Generadores señala que ha utilizado las capacidades de las instalaciones de transmisión reportadas por el COES en el archivo Base de Datos del SEIN DIgSILENT pdf para estudios de Pre Operatividad. No obstante, nuevamente no adjuntó la relación de dichas capacidades. Al respecto, se ha revisado la información, alcanzada por el Subcomité de Generadores, con la finalidad de mantener actualizadas las características técnicas reales de las instalaciones de transmisión. En este sentido, es conveniente tener el listado de las capacidades reales de las líneas de transmisión y solo incrementar las mismas, en aplicación Decreto de Urgencia N , en aquellas que resulten congestionadas producto de optimización de la operación de las centrales de generación. H.2 Actualización de parámetros y capacidades Parámetros de las Líneas Con relación a los parámetros aprobados en el proceso de fijación tarifaria del año 2016, conforme se detalla en el Informe N GRT, corresponde actualizar los parámetros de algunos elementos de transmisión, conforme se detalla en los cuadros siguientes: Cuadro No. H.1 Actualización de Longitudes (km) N LINEA DE TRANSMISION Fijación 2016 Propuesto Onocora 220 kv - Tintaya Nueva 220 kv 84,9 65,88 2 MacchuPicc220 kv - Quencoro 220 kv ,83 3 Quencoro 220kV - Onocora 220 kv ,239 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 164

170 Cuadro No H.2 Actualización de Parámetros R-X N LINEA DE TRANSMISION Fijación 2016 Propuesto 2017 r/km x/km r/km x/km 1 Independencia 220 kv - Ica 220 kv 0,0871 0,4899 0,0829 0, Independencia 220 kv - Ica 220 kv 0,0817 0,4899 0,0829 0, Ilo3 220 kv - Ilo3 138 kv 0, ,1 0,195 12,11 4 Moquegua 220 kv - Ilo3 22 0kv 0,0375 0,25 0,0684 0, Santa Ros220 kv - Industriales 220 kv 0,0182 0,1236 0,0725 0, Industriales 220 kv - San Juan 220 kv 0,0363 0,2472 0,0725 0, Onocora 220 kv - Tintaya Nueva 220 kv 0,031 0,1973 0,0431 0, MacchuPicc220 kv - Quencoro 220 kv 0,0226 0,2435 0,0437 0, Quencoro 220 kv - Onocora 220 kv 0,062 0,3945 0,0437 0, Quencoro 220 kv - Quencoro 138 kv 0, ,4832 0,02 56,47 11 Piura 220 kv - Pariñas 220 kv - - 0,0711 0,4999 Referencia: Base de Datos de Digsilent correspondiente a la Propuesta Definitiva del Plan de Transmisión elaborado por el COES, que se encuentra publicada en la página web: Capacidades de las Líneas Asimismo, con relación a las capacidades revisadas en el proceso de fijación anterior, corresponde actualizar las capacidades de los siguientes elementos de transmisión. Cuadro No. H.3 Actualización de Capacidades (MW) N LINEA DE TRANSMISION Fijación 2016 Propuesto Huachipa 60 kv - Santa Rosa 60 kv 57,99 61,1 2 Ilo3 220 kv - Ilo3 138 kv 431, Chilca 500 kv - Marcona 500 kv / REPOT ,18 4 Marcona 500 kv - San Jose 500 kv / REPOT ,18 5 Mantaro 500 kv - Marcona 500 kv Marcona 500 kv - Socabaya 500 kv Socabaya 500 kv - Moquegua 500 kv Onocora 220 kv - Tintaya Nueva 220 kv Azángaro 220 kv - Juliaca 220 kv Juliaca 220 kv - Puno 220 kv San Jose 500 kv - Moquegua 500 kv / REPOT ,18 12 Tocache 138 kv - Bellavista 138 kv 44, ,1 Referencia: Base de Datos de Digsilent correspondiente a la Propuesta Definitiva del Plan de Transmisión elaborado por el COES, que se encuentra publicada en la página web: Cabe señalar que, en la presente fijación, se ha uniformizado el factor de potencia igual a 0,98, para convertir las capacidades de MVA a MW, para todas las instalaciones de transmisión. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 165

171 Anexo I Valor Nuevo de Reemplazo y Costo de Operación y Mantenimiento del REP En este Anexo se describe el análisis efectuado por Osinergmin para la determinación del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) y del Costo de Operación y Mantenimiento (COyM) de las instalaciones de Red de Energía del Perú S.A. (REP) que forman parte del Sistema Principal de Transmisión (SPT). I.1 Propuesta Inicial En la propuesta inicial, el Subcomité de Transmisores del COES (en adelante SUBCOMITÉ ) presentó la actualización del VNR y del COyM correspondiente a las instalaciones de REP que forman parte del SPT. El Cuadro No. I.1 resumen los valores de la propuesta inicial de VNR y COyM para las instalaciones de transmisión de REP. Cuadro No. I.1 Propuesta Inicial de VNR y COyM del SPT de REP DESCRIPCION TOT AL (USD) VNR COyM I.2 Observaciones a la propuesta inicial De acuerdo con lo previsto en el procedimiento regulatorio, con fecha 02 de enero de 2017, Osinergmin, a través del Informe N GRT, comunicó por escrito sus observaciones al estudio técnico económico presentado por el Subcomité de Transmisores del COES. En este informe se incluyeron las observaciones al VNR y COyM propuesto para las instalaciones de REP, las cuales se resumen a continuación: Valor Nuevo de Reemplazo - Se observó que, en el cálculo de VNR para cada instalación, se tienen incrementos de más de 15% y decrementos de hasta 18% con respecto a los valores vigentes. Al respecto, se solicitó que se explique en detalle las razones de los valores propuestos. - Se observó que existen vinculaciones incorrectas en los archivos de cálculo del VNR y COyM, es decir, se hace la vinculación a archivos en direcciones ajenas a las carpetas presentadas. Asimismo, se observó que no se adjuntan los archivos a los cuales se hace el llamado de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 166

172 vinculación. Al respecto, se requirió revisar las vinculaciones y adjuntar la relación de archivos faltantes. - El SUBCOMITÉ adicionó elementos de la Ampliación N 17; sin embargo, se observó que REP no consideró la totalidad de elementos ni actualizó correctamente cada uno de los hitos de la ampliación; por ejemplo, en el archivo VNR-REP-2017.xls no fue adicionado el proyecto Cambio de Configuración de Barras en 138 kv de T a PI de la SET Combapata; asimismo, tampoco se consideró el cambio de configuración de simple barra a doble barra en 60 kv de la SET Ica, entre otras omisiones. - Se observó que REP no consideró la totalidad de elementos existentes y previstos hasta abril 2018 en la valorización de sus subestaciones, con información no solo de las Ampliaciones de REP, sino también de los diferentes contratos de transmisión. A modo de ejemplo, se mencionó que la SET Tintaya cuenta con 4 celdas de línea en 138 kv (hacia Ayaviri, Combapata, Callalli y Tintaya Nueva) y que el SUBCOMITÉ no consideró la celda de la línea existente hacia Tintaya Nueva, ni elementos que fueron adicionados a la SET Tintaya y que se encuentran operativos. Esta observación se hizo extensiva a todas las subestaciones. - En relación a los módulos de valorización considerados en el archivo VNR-REP-2017.xls, se observó que varios códigos no corresponden a las instalaciones; como ejemplo se citó a las celdas de 60 kv de la SET Guadalupe, que se codificaron como doble barra, siendo instalaciones de simple barra; esta observación se hizo extensiva a todas las subestaciones ya que se impactaría al monto a reconocer como SPT - En la presente fijación no corresponde realizar la actualización del VNR del centro de control hasta la Fijación Tarifaria de mayo 2018, sin embargo, se observó que es necesario realizar la actualización de valores con la finalidad de determinar los inductores de asignación a la actividad de transmisión de REP (% de participación al SPT y al SST), ligados directamente en el cálculo del Costo de Operación y Mantenimiento. Al respecto, se solicitó que se explique por qué no se ha considerado la valorización del centro de control a fin de actualizar los inductores de asignación a la actividad de transmisión principal. Se hicieron extensivas las observaciones a todos los archivos de cálculo. Costos de Operación y Mantenimiento - Se observó que algunos rubros que componen los Costos de Operación y Mantenimiento experimentan incrementos que no están debidamente sustentados, se citó como ejemplo a los costos de operación de centros de control, gestión, entre otros, que, en total originan un incremento de 4,26% respecto al COyM vigente. Al respecto, se requirió que se indiquen las razones por las cuales se originaron los incrementos. - Los porcentajes para determinar la participación del SPT y SST en el sistema de transmisión de REP (Inductores), consignados en la Hoja DATOS del archivo COyM REP 2017.xlsx, tenían como referencia los valores de la fijación Tarifaria del año Al respecto, se requirió que se explique por qué no se están considerando los valores actualizados Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 167

173 determinados en el archivo VNR-REP-2017.xls o, en su defecto, se corrigiera donde corresponda. - Las hojas horas-maq, análisis de flete, Acr71, M-001 BD OyM (Mat.), M-001 BD OyM (Equip-Herr.) y hoja 1 del archivo RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls, son usadas como insumos para los cálculos de los módulos de mantenimiento (centro de control, líneas de transmisión, telecomunicaciones); sin embargo, se observó que esos valores se encontraban sin referencia, por lo que no se pudo realizar la trazabilidad que corresponde. Por otro lado, se observó que algunos valores del archivo RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls diferían de los usados en la fijación anterior, como, por ejemplo, los costos de arena, cemento, brocha o taladro y que no cuentan con el sustento respectivo. Asimismo, en algunos casos, como el costo de brochas, las referencias consignadas mostraban valores diferentes de los indicados en la hoja Excel correspondiente. En ese sentido, se solicitó al SUBCOMITÉ incluir el sustento necesario que valide los valores consignados. - En la hoja M.O. Constr.Civil del archivo RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls, donde se consignaron los montos de remuneraciones de mano de obra de construcción civil, el SUBCOMITÉ hace referencia a la revista CAPECO, pero no mostró la página correspondiente. Por otro lado, en el archivo _ TR_4931.pdf que el SUBCOMITÉ adjunta, se observaron incrementos de 2,8, 1,8 y 1,6 soles mientras que en el archivo Excel RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls los incrementos son de 5,8, 3,8 y 3,4 soles. Al respecto, se solicitó al SUBCOMITÉ aclarar los valores utilizados. - En el cálculo de los gastos de remuneración al personal se hace uso del archivo Costo Recurso Personal.xls el cual mostró valores que eran la tendencia de remuneraciones básicas de estudios de mercado de años anteriores. Al respecto, se solicitó que el SUBCOMITÉ incluya el sustento de utilizar dicho cálculo respecto de utilizar los valores actualizados de Price Waterhouse Coopers al año 2017, ya que se observan importantes variaciones respecto a lo considerado en la fijación anterior. - Se solicitó el sustento de la cantidad de maniobras mostradas en el cuadro de la hoja AUX-405 del archivo COyM REP 2017.xlsx. Al respecto, el sustento debería coincidir con la frecuencia anual de operación programada y no programada utilizada para generar las actividades de mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo. - Se solicitó incluir el archivo MODULO DE MANTENIMIENTO LL.TT.xls, que debió adjuntarse en la carpeta MODULOS DE MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN, para que permita realizar el seguimiento a los costos propuestos de mantenimiento de las líneas de transmisión. - Los costos de mantenimiento de centros de control y telecomunicaciones consignados en la hoja M-303 del archivo COyM REP-2013, son valores que no permitieron verificar la trazabilidad de los mismos. Al respecto, se solicitó incluir el sustento de dichos montos y las vinculaciones que hayan sido necesarias. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 168

174 - En el cálculo de la gestión de costos no personales sin seguros se hizo uso de la hoja M-504 del archivo COyM REP 2017.xlsx, donde se observaron valores dentro de las fórmulas usadas en el cálculo de los costos anuales. Al respecto, se solicitó al SUBCOMITÉ actualizar dichos valores con el sustento respectivo. - Se solicitó al SUBCOMITÉ el sustento de los valores aplicados en las fórmulas de cálculo de los costos anuales de la hoja M-510 del archivo COyM REP 2017.xlsx, en la cual se encuentran los costos de administración no personales indirectos. - Para el cálculo total de seguros se consideraron pólizas de seguros firmadas el año Al respecto, se solicitó precisar si dichas pólizas continúan vigentes o han sido renovadas; en caso de haber sido renovadas, se debió presentar las nuevas pólizas y considerarlas en los cálculos correspondientes. I.3 Absolución de Observaciones El SUBCOMITÉ presentó en la absolución de observaciones, nuevos valores de VNR y COyM para las instalaciones de transmisión de REP que forman parte del SPT. A continuación, se resume la absolución a las observaciones planteadas por Osinergmin. Valor Nuevo de Reemplazo - En relación a las variaciones de VNR, se señala que los valores propuestos obedecen a la aplicación de los módulos estándares aprobados por Osinergmin mediante Resolución N OS/CD. Se añade que, la variación entre el VNR aprobado en el 2013 y la propuesta efectuada por REP para el proceso de fijación de tarifas de mayo 2017, obedece a las variaciones en los costos de los módulos estándares aprobados tal como se puede apreciar en el cuadro siguiente. Señala que correspondería a Osinergmin explicar las variaciones en los costos de los módulos estándares que tienen implicancia directa en el VNR. Cuadro No. I.2 Variación de los costos de los Módulos Estándares Módulos Mód 2013 Mód 2016 Variación LT -220COR0PMS0C1400A , ,56-19,3% LT -220COU0AMS0C5500A , ,93-17,6% LT -138SER0T AS1C4240A , ,96 9,8% LT -138SIR0T AS1C1240A , ,72 19,3% CE-220COU1C1EDBLI , ,90-18,3% CE-220COU1C1EDBRE , ,06-12,7% Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 169

175 - Respecto a las vinculaciones incorrectas de los archivos de cálculo del VNR y COyM, se señala que se revisaron las vinculaciones de los diferentes archivos y se han efectuado las vinculaciones correspondientes. - Respecto a la actualización de elementos de la Ampliación N 17, se señala que, se ha incluido en la Valorización del VNR los elementos correspondientes a las Ampliación N 17 firmada por REP y el Estado Peruano. - En relación a actualizar los archivos con información de la totalidad de elementos existentes y previstos, se indica que, se ha incluido los diferentes elementos que conforman las diferentes subestaciones, siendo que algunas no pertenecen a REP. - En relación a los módulos de valorización considerados en el archivo VNR-REP-2017.xls, donde se observó que varios códigos no corresponden a las instalaciones; se indica que, se ha procedido a corregir los códigos de las instalaciones de acuerdo a las características de cada subestación. Indican también que, la información base con la que se elaboró el presente estudio tenía como fuente los archivos elaborados por Osinergmin para el proceso de Fijación de Tarifas de mayo del 2013, periodo en el que se fijó el VNR de REP. - En relación a la actualización del VNR del centro de control con la finalidad de determinar los inductores de asignación a la actividad de transmisión de REP (% de participación al SPT y al SST), se indica que, se ha determinado los inductores de asignación a la actividad de transmisión considerando el VNR actualizado del centro de control y que, como señala Osinergmin, el VNR actualizado sólo será empleado para la determinación de los inductores. En relación a hacer extensivas las observaciones a todos los archivos de cálculo, se indica que, se ha revisado los archivos de cálculo y se han efectuado las correcciones necesarias. Costos de Operación y Mantenimiento - En relación a que algunos rubros que componen los Costos de Operación y Mantenimiento experimentan variaciones, se indica que, la variación más significativa (20,24%) obedece a los incrementos en los costos unitarios de operación de subestaciones, esto debido a los ajustes en las remuneraciones del personal, entre otros. - En relación a los porcentajes para determinar la participación del SPT y SST en el sistema de transmisión de REP (Inductores), consignados en la Hoja DATOS del archivo COyM REP 2017.xlsx, se señala que se ha procedido a corregir la información consignada en la Hoja Datos correspondiente a los inductores determinados en el archivo VNR-REP xls. Cabe señalar que la actualización del VNR se ha efectuado con los módulos estándares del año 2016, vigentes a la fecha. - En relación a los valores consignados en las hojas horas-maq, análisis de flete, Acr71, M-001 BD OyM (Mat.), M-001 BD OyM (Equip-Herr.) y hoja 1 del archivo RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls, se indica Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 170

176 que, los costos de algunos recursos han sido tomados de la revista Costos y de páginas web; por otro lado, respecto a las diferencias entre los valores consignados en las hojas Web y los valores en las fuentes referidas, se señala que, esta diferencia obedece a que los valores consignados en las hojas Excel están convertidos a dólares con el tipo de cambio. - Sobre los montos de remuneraciones consignados en la hoja "M.O. Constr.Civil" del archivo "RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls", se señala que, por error se mantuvo los valores de la fijación de mayo del 2016, lo que generó incrementos de 5,8, 3,8 y 3,4 soles. Asimismo, sobre los incrementos en el archivo _ TR_4931.pdf se ha procedido a actualizarlos. - En relación a los gastos de remuneración al personal donde se hace uso del archivo Costo Recurso Personal.xls, se señala que, se ha considerado la información pública disponible; esta información consiste en la información histórica de las remuneraciones empleadas por Osinergmin, y que, a partir de esta información se ha procedido a efectuar una proyección. - Respecto al sustento de la cantidad de maniobras mostradas en el cuadro de la hoja AUX-405 del archivo COyM REP 2017.xlsx, se señala que la cantidad de maniobras corresponden a la información utilizada por Osinergmin en el proceso de fijación tarifaria del año Sobre el archivo "MODULO DE MANTENIMIENTO LL.TT.xls", se señala que el archivo está incluido en la carpeta MODULOS DE MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN. - Sobre la trazabilidad de los costos de mantenimiento de centros de control y telecomunicaciones consignados en la hoja M-303 del archivo COyM REP-2013, se señala que los valores empleados en la hoja M- 303 corresponden a la información utilizada por Osinergmin en el proceso de fijación tarifaria del año En relación a la observación sobre el cálculo de la gestión de costos no personales sin seguros donde se hizo uso de la hoja M-504 del archivo COyM REP 2017.xlsx, se señala que la información es la utilizada por Osinergmin en el proceso de fijación tarifaria del año Sobre los costos de administración no personales indirectos en la hoja M- 510 del archivo COyM REP 2017.xlsx, se indica que los valores empleados en la hoja M-510 corresponden a la información utilizada por Osinergmin en el proceso de fijación tarifaria del año En relación a la actualización de la información de las pólizas de seguros, se señala que, para el cálculo total de seguros, se está empleando la póliza renovada (Póliza Nº ). En el cuadro siguiente se resume los valores de la propuesta final de VNR y COyM para las instalaciones de transmisión de REP, contenidos en la absolución de observaciones. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 171

177 Cuadro No. I.3 Propuesta Final de VNR y COyM del SPT de REP DESCRIPCION TOT AL (USD) VNR COyM I.4 Análisis y Propuesta de Osinergmin Del análisis de la información y resultados presentados por el SUBCOMITÉ para la determinación del VNR y COyM de las instalaciones de REP que pertenecen al SPT, se describe a continuación los aspectos relevantes considerados por el regulador en la modificación del VNR y COyM presentado en el ESTUDIO. I.4.1. Determinación del VNR Sobre la base de la información presentada por el SUBCOMITÉ como sustento de la determinación del VNR de REP, se modificaron los cálculos teniendo presente lo siguiente: De acuerdo con lo establecido en el Artículo 77 de la Ley de Concesiones Eléctricas 49, sólo se actualizó la parte del VNR que fue revisada en el año 2013, dado que la parte del VNR revisada en el año 2014 será actualizada en mayo de En el Cuadro N I.4 se indica las instalaciones para las cuales no corresponde la actualización de su VNR. Al respecto, se ha actualizado el VNR de las instalaciones que conforman el SPT del SEIN, utilizando la versión vigente de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada con la Resolución N OS/CD, y modificada con la Resolución Nº OS/CD que consigna lo resuelto en los recursos de reconsideración. Para el efecto se ha tenido que actualizar la totalidad de las instalaciones, a fin de que el prorrateo de los costos comunes entre los diferentes componentes que conforman el SPT y SST esté referido a la misma fecha de actualización. El costo unitario para la valorización del terreno (USD/m 2 ), corresponde a los costos considerados en la regulación del SST y SCT Artículo. 77º.- Cada cuatro años, la Comisión de Tarifas de Energía procederá a actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, con la información presentada por los concesionarios. En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas de Energía incorporará o deducirá su respectivo Valor Nuevo de Reemplazo. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 172

178 Se ha efectuado la vinculación del archivo de valorización de subestaciones con el archivo de extensiones de los terrenos de cada SET y se ha consignado el algoritmo correspondiente para su valorización. Para la actualización del VNR correspondiente a la SET Piura Oeste, se han añadido las celdas de línea a Cementos Piura y a Sullana de 220 kv y 60 kv, respectivamente. Para la actualización del VNR correspondiente a la SET Reque, se ha añadido la celda de línea a la Central Térmica Recka en 220 kv. Para la actualización del VNR correspondiente a la SET Guadalupe, se han añadido las celdas de línea a Parque Eólico Cupisnique, a Cementos Norte y a Guadalupe 2 en 220 kv, 60 kv y 60 kv, respectivamente. Asimismo, se rectificaron los códigos modulares en el nivel de tensión 60 kv ya que en la SET Guadalupe no existe celda de acoplamiento en ese nivel de tensión. Para la actualización del VNR correspondiente a la SET Chimbote, se ha añadido la celda de línea a Santa en 138 kv. Para la actualización del VNR correspondiente a la SET Paramonga Nueva, se ha añadido la celda de línea hacia Yanapampa en 60 kv. Para la actualización del VNR correspondiente a la SET Huacho, se ha añadido la celda de línea hacia Cheves en 220 kv. Asimismo, se han corregido todos los módulos en el nivel de 220 kv de simple a doble barra considerando los criterios de un Sistema Económicamente Adaptado. Para la actualización del VNR correspondiente a la SET Chavarría, se ha añadido dos celdas de línea hacia la SET UNI en 60 kv. Para la actualización del VNR correspondiente a la SET Santa Rosa, se ha añadido la celda de línea hacia Grau en 60 kv. Para la actualización del VNR correspondiente a la SET San Juan, se han eliminado dos celdas de línea hacia Independencia en 220 kv. Para la actualización del VNR correspondiente a la SET Marcona, se han añadido cuatro (4) celdas de línea de 220 kv: dos (2) celdas en las líneas a Poroma, una celda a Parque Eólico Marcona y una celda a la SET El Hierro. Asimismo, se añadió la celda de línea hacia Llipata en 60 kv, dicha celda fue retirada de la SET San Nicolás. En base a las modificaciones señaladas, en el Cuadro No. I.4 se muestra el listado de instalaciones de REP que forman parte del SPT, con su correspondiente VNR. Cuadro No. I.4 VNR del SPT de REP Análisis de Osinergmin CÓDIGO DE A VNR TITULAR INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN (USD) L-2280 (*) Zorritos Zarumilla REP L-2248 Talara Piura Oeste REP SE Talara Reactor 20 MVAR REP Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 173

179 CÓDIGO DE A VNR TITULAR INSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN (USD) SE Piura Oeste Reactor 20 MVAR REP L-2236 Chiclayo Oeste Guadalupe REP SE Chiclayo Oeste SVC +/- 30 MVA REP L-2234 Guadalupe Trujillo Norte REP SE Guadalupe Transformador 220/60/ 10kV; 60MVA REP SE Guadalupe Reactor 20 MVAR REP SE Trujillo Norte SVC +30/-20 MVAR REP L-2215 Chimbote 1 Paramonga Nueva REP SE Chimbote Bancos MVAR REP L-2213 Paramonga Nueva Huacho REP L-2253 Parte de Celda en Paramonga Nueva REP SE Paramonga Nueva Reactor 40 MVAR REP L-2212 Huacho Zapallal REP L-2003/2004 Chavarría Santa Rosa REP SE San Juan Bancos MVAR REP L-1120 (*) Paragsha II Huánuco REP SE Huánuco Banco 2.2 MVAR REP L-1121 Huánuco Tingo María REP SE Tingo María Banco 2.2 MVAR REP L-1029 Cerro Verde Repartición REP L-1030 Repartición Mollendo REP L-1006 Tintaya Azángaro REP SE Tintaya SVC +/- 15 MVA REP L-1004 Dolorespata Quencoro REP L-2224 (*) Celda en SE Pachachaca REP C.Control Principal (*) Lima (SE San Juan) REP C.Control Respaldo (*) Lima (SE Planicie) REP REP (*) El VNR de estos elementos será actualizado en la fijación de Precios en Barra del año I.4.2. Determinación del COyM Para la determinación de los costos de operación y mantenimiento, se ha tenido en cuenta la información proporcionada por el SUBCOMITÉ y los análisis realizados por Osinergmin sobre el particular; para ello se han considerado las siguientes premisas: Se ha considerado a REP como una empresa del tipo GRANDE. De manera general se han uniformizado las hojas de cálculo para la determinación del COyM. Se ha utilizado el valor de 3,249 para el tipo de cambio de dólares a soles, correspondiente al 31 de marzo de Para fines de actualización de los porcentajes de participación del SPT, se han utilizado los valores vigentes de VNR, los mismos que fueron actualizados con los Módulos Estándares de Inversión aprobados con Resolución N OS/CD, y modificada con la Resolución Nº OS/CD que consigna lo resuelto en los recursos de reconsideración. Se consideran las nuevas instalaciones producto de la Décimo Séptima Cláusula Adicional del Contrato de Concesión. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 174

180 Los costos de operación y mantenimiento están compuestos por los siguientes rubros principales: Mantenimiento, Operación, Gestión y Seguridad. Con relación a los costos de mantenimiento Conforme ya fue indicado en las fijaciones de los años anteriores, se debe reiterar que los costos de mano de obra, materiales, maquinaria y equipos, no se actualizan por las variaciones del Dólar Americano y el IPM o en función a índices macroeconómicos, según se sostiene en la absolución a las observaciones, sino que corresponden a costos de mercado tomados de lo publicado en la revista COSTOS o CAPECO, los cuales están a disposición de cualquier interesado en la respectiva página web. Asimismo, cabe indicar que se han actualizado los precios unitarios de los recursos en base a la información del estudio encargado por Osinergmin a consultores especializados; de esta forma, no corresponde la utilización de factores de ajuste que señalen inflación país u otros similares. En cuanto a los costos de mantenimiento del Centro de Control Principal y de Respaldo, conforme a lo indicado en las fijaciones anteriores, se ha considerado para el Centro de Control de Respaldo las mismas actividades consideradas para el Centro de Control Principal, con excepción de las actividades limpieza de RTU s y Diagnóstico y reparación de RTU s, toda vez que estas actividades ya se encuentran consideradas dentro de las actividades de mantenimiento predictivo y preventivo del Centro de Control Principal. Con relación a los costos de operación Los costos de operación comprenden los costos de todos los procesos necesarios para operar las instalaciones eléctricas, así como el mantenimiento de los equipos dedicados a esta actividad empresarial, considerando personal, materiales, transporte y servicios. Para la cantidad de maniobras de operación en las subestaciones, se han actualizado la cantidad de celdas de cada subestación en función a lo reconocido en el VNR; por otro lado, en el análisis de costos unitarios para determinar el costo de operación de centros de control, solo se considera la mano de obra del operador y el auxiliar técnico, dado que el jefe de departamento de operaciones y el Ingeniero Supervisor se considera en el área de transmisión del rubro de Gestión. Con relación a los costos de gestión Los costos de gestión personal se han determinado a partir de la estructura organizacional considerada en la fijación de tarifas del año 2016, toda vez que por economía de escala, REP emplea gran parte de sus cuadros gerenciales y de gestión para todas las empresas que pertenecen al grupo ISA, para las cuales se consideran sus propios costos de operación y mantenimiento y por ende los costos de gestión; asimismo, se han empleado las remuneraciones correspondientes al percentil 90 del Cuadro General de Remuneraciones y el cuartil superior del Sector Electricidad según los resultados de la encuesta publicada por PriceWaterHouseCoopers, al 31 de enero de Cabe indicar que los resultados de dicha encuesta están Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 175

181 debidamente publicados con todos los archivos de cálculo en la página web de Osinergmin. Los costos totales de gestión se han prorrateado a la transmisión teniendo en cuenta que REP, además de administrar sus propias instalaciones presta servicios a otras empresas. Dicho prorrateo se ha realizado en función de los ingresos que cada negocio renta a la empresa, según los valores que figuran en los respectivos Anuarios. Asimismo, en cuanto a las sumas anuales reconocidos al Directorio se ha tomado de referencia los montos de Dietas de los Directorios de las empresas de FONAFE, que están relacionados con la misma actividad de la empresa. Respecto al factor de aplicación del total de transmisión a los gastos de los órganos de Gobierno de cada empresa (Directorio, Auditoría Interna, Asesorías, Secretaría del Directorio, Gerencia General, Área de Operaciones, Comercialización, Finanzas, Administración y otras áreas equivalentes), la Resolución Ministerial N EM/VME que aprueba el Manual de Costos para Empresas de Electricidad Concesionarias y/o Autorizadas, referente a los Gastos de Administración, en su punto 5.1 (C) señala expresamente lo siguiente: Los gastos de los órganos de Gobierno de cada empresa (Directorio, Auditoría Interna, Asesorías, Secretaría del Directorio, Gerencia General, Área de Operaciones, Comercialización, Finanzas, Administración y otras áreas equivalentes), serán aplicados en un 75% al costo del servicio y el 25% restante al costo de las inversiones en estudios y obras, siempre que este monto resultante no exceda del 7,5% del monto de la inversión analizada. ; En ese sentido, se mantiene el factor de aplicación del total de transmisión en 75% en la presente fijación tarifaria. Los costos de gestión no personal se determinaron a partir de la propuesta presentada por REP, al mismo tiempo que se le reconoce el monto que propuso por concepto de Gastos Sindicales. Igualmente, los costos de gestión incluyen los costos de seguros; se ha actualizado los porcentajes de prima con información reciente, que corresponde al promedio que sufragan las empresas dedicadas de manera exclusiva al negocio de la transmisión, el cual asciende a 2,46 (por mil). Los costos relacionados con el Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF), se han determinado en base a un número óptimo de vueltas que el dinero dé y se emplea la tasa promedio vigente de 0,005% que rige a partir del 01 de abril de 2011, según lo dispuesto en la Ley N Ley que modifica los artículos 10, 13 y 17 del Texto Único Ordenado de la Ley para la Lucha contra la Evasión y para la Formalización de la Economía. Con relación a los costos de seguridad La valorización de la seguridad se basa en puestos de vigilancia de 24 horas; se considera 2, 1 o ningún puesto de vigilancia dependiendo de la importancia y ubicación estratégica de las subestaciones; en el caso que se pretenda modificar el criterio utilizado en las fijaciones anteriores, se deberá Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 176

182 presentar documentación necesaria que sustente dicha propuesta. Los costos de seguridad en las subestaciones donde existe más de un titular se han prorrateado en función al costo de inversión. Como resultado, el COyM de las instalaciones de REP que pertenecen al SPT asciende a USD , según el detalle que se muestra en el cuadro siguiente: Cuadro No. I.5 COyM del SPT de REP (en USD) Análisis de Osinergmin OPER ACIÓN Operación CC Operación de Subestaciones MAN TENIMIENTO Líneas de Transmisión Subestaciones Mantenimiento CC Y TEL GESTIÓN Personal No Personales Costos No Personales sin Seguros SEGUROS SEGURIDAD Sub Total COyM VNR COyM/VNR 3,05% Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 177

183 Anexo J Valor Nuevo de Reemplazo y Costo de Operación y Mantenimiento de ETESELVA determinación del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) y del Costo de Operación y Mantenimiento (COyM) de las instalaciones de la empresa Eteselva S.R.L. (ETESELVA) que forman parte del SPT. Dichas instalaciones están conformadas por la línea de transmisión 220 kv, Vizcarra-Paramonga Nueva, y por parte de las celdas conexas a la misma. J.1 Propuesta Inicial En la propuesta inicial, el Subcomité de Transmisores del COES (en adelante SUBCOMITÉ ) presentó la actualización del VNR y del COyM correspondiente a las instalaciones de ETESELVA que forman parte del SPT del SEIN. El Cuadro No. J.1. resume los valores de la propuesta inicial de VNR y COyM para las instalaciones de transmisión de ETESELVA. Cuadro No. J.1 Propuesta Inicial de VNR y COyM del SPT de ETESELVA DESCRIPCION TOT AL (USD) VNR COyM J.2 Observaciones a la Propuesta Inicial De acuerdo con lo previsto en el procedimiento regulatorio, con fecha 02 de enero de 2017, Osinergmin, a través del Informe N GRT, comunicó por escrito sus observaciones al estudio técnico económico (en adelante ESTUDIO ) presentado por el SUBCOMITÉ. En este informe se incluyeron las observaciones al VNR y COyM propuestos para las instalaciones de ETESELVA, las cuales se resumen a continuación: Valor Nuevo de Reemplazo - Los archivos correspondientes al VNR y COyM de ETESELVA fueron presentados con los nombres VNR-ETESELVA-2016.xls y COyM ETESELVA 2016.xlsx, respectivamente. En ese sentido, a fin de evitar confusiones con la regulación anterior, se solicitó renombrar los mismos como VNR-ETESELVA-2017.xls y COyM ETESELVA 2017.xlsx. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 178

184 - Se observó que existe vinculación incorrecta entre los archivos de cálculo del VNR y COyM, presentados como parte del ESTUDIO, es decir, se hace vinculación o referencia a archivos ubicados en direcciones ajenas a las carpetas presentadas. Al respecto, se requirió revisar y corregir las vinculaciones erróneas, así como adjuntar todos los archivos necesarios. - El VNR total propuesto no ha variado con respecto al vigente, sin embargo, se observó variaciones considerables en el VNR propuesto para telecomunicaciones. Por ello, se requirió se explique en detalle las razones del incremento del VNR de la componente de telecomunicaciones. - Se observó que los costos de terreno para cada subestación se encuentran en valores, por lo que no es posible realizar su trazabilidad y analizar los resultados. - Se solicitó detallar la metodología utilizada para la repartición de costos de las subestaciones Vizcarra y Paramonga Nueva, ya que existen elementos que son compartidos con otras empresas, se recalcó que dichos cálculos afectan tanto al VNR y al COyM a reconocer. - La hoja FA-SPT del archivo VNR-ETESELVA-2016.xls (2017) mostraban valores sin formulación, por lo que se observó que no era posible realizar la trazabilidad correspondiente. Costos de Operación y Mantenimiento - Se observó que los rubros que componen los Costos de Operación y Mantenimiento experimentaron incrementos mayores al 175% respecto a los costos determinados en la fijación tarifaria 2016, si presentar el debido sustento. - Las hojas horas-maq, análisis de flete, Acr71 y hoja 1 del archivo RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls, son usados como insumos para los cálculos de los módulos de mantenimiento (centro de control, líneas de transmisión, telecomunicaciones); sin embargo, se observó que dichos valores se encontraban sin referencia alguna, por lo que se solicitó incluir los vínculos necesarios para realizar la trazabilidad correspondiente. - Se observó que en los cálculos del archivo Costo Recurso Personal.xls se toma como referencia el tipo de cambio del día 31/03/2016, sin embargo, en los cálculos de los Costos de Operación y Mantenimiento, el SUBCOMITÉ ha utilizado el tipo de cambio correspondiente al día 21/10/2016. Al respecto, se reiteró, que el tipo de cambio debe ser actualizado y a la vez debe ser el mismo en todos los cálculos del Estudio presentado por el SUBCOMITÉ. - Sobre los valores de VNR del SPT de ETESELVA, obtenidos en el archivo VNR-ETESELVA-2016.xls (2017), se observó que no fueron utilizados para calcular el costo de operación y mantenimiento de la propuesta, consignado en la hoja índices del archivo COyM ETESELVA 2016.xlsx (2017), por lo que se solicitó corregir. - En los cálculos del porcentaje dedicado a transmisión usado en la hoja M-405 del archivo COyM ETESELVA 2016.xlsx ) se utilizan valores de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 179

185 la hoja índices, los mismos que representan a los inductores de centro de control (N de señales), sin embargo, se observó que dichos valores no tienen referencia, imposibilitando realizar la trazabilidad correspondiente. - En el cálculo de los costos de operación de subestaciones se hace referencia a la hoja seguridad del archivo COyM ETESELVA 2016.xlsx (2017); dicha hoja no mostraba el detalle de cómo se reparten dichos costos entre las instalaciones compartidas en las SET Vizcarra y SET Paramonga Nueva, ya que aparentemente existirían diferentes criterios para cada elemento compartido. En ese sentido, se solicitó describir el detalle de reparto, dado que estos cálculos afectan tanto al VNR, como al COyM de ETESELVA. - Los tiempos de dedicación por actividad principal (%) mostrados en la hoja M-502 del archivo gastos gestión_mod.xls, no estaban afectados por el 75% de acuerdo a la Resolución Ministerial N EM/VME, denominada Aprueban el Manual de Costos para Empresas de Concesionarias y/o Autorizadas ; cabe mencionar que, en los archivos anexados a sus cálculos se indicaba que este debería estar afectado por el valor de 75%. Al respecto, se solicitó explicar el uso del 100% del tiempo de dedicación por la actividad de la transmisión sin tomar en cuenta la mencionada Resolución Ministerial. - En la hoja M-501 del archivo COyM ETESELVA 2016.xlsx (2017), donde se calculan los costos de gestión de personal, se observó que el número de profesionales para diferentes actividades fue modificado, sin embargo, no se presentó ningún sustento técnico para asignar una nueva cantidad de profesionales, entre ellos: asesor legal, asistente de contabilidad, tesorero, analista de sistemas, etc. Al respecto, se solicitó al SUBCOMITÉ sustentar su propuesta, tomando en consideración que la remuneración corresponde a un SEA (Sistema Económicamente Adaptado). - Las hojas M-504 y M-510 del archivo COyM ETESELVA 2016.xlsx (2017), donde se consignaron los cálculos de los costos no personales sin seguros, mostraban valores sin formulación, por lo que no era posible realizar la trazabilidad correspondiente. Al respecto, se solicitó al SUBCOMITÉ revisar dichas hojas y fundamentar los valores a considerar. - En el cálculo total de seguros se estaban considerando pólizas de seguros firmadas el año Al respecto, se solicitó precisar si dichas pólizas continúan vigentes o han sido renovadas; en caso de haber sido renovadas, se requirió presentar las nuevas pólizas y considerarlas en los cálculos correspondientes. J.3 Absolución de Observaciones El SUBCOMITÉ presentó en la absolución de observaciones, el mismo valor de VNR y un nuevo valor de COyM para las instalaciones de transmisión de ETESELVA que forman parte del SPT. A continuación, se resume lo presentado como absolución a las observaciones planteadas por Osinergmin. Valor Nuevo de Reemplazo Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 180

186 - En relación a renombrar los archivos de VNR y COyM, se señala que se realizó la corrección solicitada. - En relación a la observación sobre vinculación incorrecta entre los archivos de cálculo del VNR y COyM, presentados como parte del ESTUDIO donde se hacía vinculación o referencia a archivos ubicados en direcciones ajenas a las carpetas presentadas, el SUBCOMITÉ señala que la propuesta tarifaria de ETESELVA fue elaborada tomando como base los archivos VNR y CO&M publicados en la resolución N OS/CD en la cual fijan los Precios en Barra y sus correspondientes Factores Nodales de Energía y Factores de Pérdidas de Potencia asociados, para los suministros que se efectúen desde las Barras de Referencia de Generación; así como las correspondientes tarifas de transmisión para el periodo comprendido entre mayo abril Asimismo, añade que de no encontrar los archivos que sustentan el VNR de ETESELVA, se debe a que dichos archivos no fueron publicados por Osinergmin. Por otro lado, se presentan los siguientes comentarios. Cuadro No. J.2 Comentarios de ETESELVA sobre Archivos con Vinculación Incorrecta COyM ET ESELVA 2016.xlsx Archivos con vinculación incorrecta ~$COyM ANT AMINA 2015.xlsx ~$COyM ET ESELVA 2015.xlsx ~$COyM REP 2015.xlsx ~$COyM SAN GABAN 2015.xlsx ~$REPORTE PRICE 2014.xlsx ~$REPORTE PRICE 2015.xlsx MODULO DE MANT ENIMIENTO DE CENTRO DE CONTROL (Respaldo).xls Comentario ETESELVA No se encuentra vinculado, se precisa que el archivo COyM ET ESELVA 2016 publicado por OSINERGMIN no cuenta con esta vinculación. ANALISIS DE COSTOS UNIT ARIOS DE ACT IVIDADES\ANALIS LT y SE.XLS Se encuentra ANALISIS DE COSTOS UNIT ARIOS DE vinculado ACT IVIDADES\ANALISCC.XLS correctamente. Se ANALISIS DE COSTOS UNIT ARIOS DE ACT IVIDADES\ANALIST EL.XLS ANALISIS DE COSTOS UNIT ARIOS DE ACT IVIDADES\opercc.XLS COyM ET ESELVA 2016.xlsx requiere abrir los archivos auxiliares previamente y luego abrir el libro COyM ET ESELVA 2017.xlsx - Sobre la observación donde se solicita mayor detalle por las variaciones en el VNR propuesto para telecomunicaciones, el SUBCOMITÉ señala que las variaciones mostradas corresponden a la actualización de los factores: tipo de cambio, IPM, Cu y AL. Añade que la presente revisión considera el tipo de cambio a la fecha del 30 de diciembre, mientras que los valores de IPM, PCU y PAL utilizados corresponden al archivo de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 181

187 Indicadores Macroeconómicos y Precios de los Combustibles de diciembre ( IND pdf ) publicados el miércoles 04 de enero de En relación a los valores de costos de terreno para cada subestación, se indica que la propuesta tarifaria de ETESELVA fue elaborada tomando como base los archivos VNR y CO&M publicados en la Resolución N OS/CD y de encontrarse dicha información en valores, se debe a que Osinergmin los publicó de dicha manera. - Respecto a la solicitud de detalle de la metodología utilizada para la repartición de costos de las subestaciones Vizcarra y Paramonga Nueva, el SUBCOMITÉ señala que la propuesta tarifaria de ETESELVA fue elaborada tomando como base los archivos VNR y CO&M publicados en la resolución N OS/CD y la metodología empleada es la misma que estableció el Osinergmin en la fijación antes mencionada. - En relación a la falta de formulación de la hoja FA-SPT del archivo VNR-ETESELVA-2016.xls (2017), se señala que se subsanó la observación. Costos de Operación y Mantenimiento - Respecto a las variaciones en los rubros que componen los Costos de Operación y Mantenimiento, el SUBCOMITÉ señala que el monto de Recurso de Personal se ha incrementado considerando el número de personal con el nivel mínimo indispensable para el funcionamiento de las empresas TERMOSELVA, AGUAYTÍA ENERGY y ETESELVA. Además, precisa que Osinergmin solo consideraría una empresa de transmisión (ETESELVA), la cual, posteriormente prorratea en función de los Estados Financieros publicados en la hoja ÍNDICE del libro COyM ETESELVA.XLS. - Respecto a las referencias y vínculos de las hojas horas-maq, análisis de flete, Acr71 y hoja 1 del archivo RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls, el SUBCOMITÉ señala que la propuesta tarifaria de ETESELVA fue elaborada tomando como base los archivos VNR y CO&M publicados en la Resolución N OS/CD y de encontrarse los Módulos de Mantenimiento desvinculados a las hojas horas-maq, análisis de flete, Acr71 y hoja 1 del archivo RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls, es porque Osinergmin los publicó de esa manera. - Sobre el tipo de cambio a utilizar en todos los cálculos presentados por el SUBCOMITÉ, se señala que toma en cuenta el tipo de cambio de fecha 30 de diciembre del Respecto a los valores de VNR del SPT de ETESELVA, obtenidos en el archivo VNR-ETESELVA-2016.xls (2017), el SUBCOMITÉ señala que el VNR del SPT de ETESELVA ha sido referenciado al archivo VNR- ETESELVA-2016.xls. - En relación a los cálculos del porcentaje dedicado a transmisión usado en la hoja M-405 del archivo COyM ETESELVA 2016.xlsx ) donde se representan a los inductores de centro de control (N de señales), el Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 182

188 SUBCOMITÉ indica que, la propuesta tarifaria de ETESELVA fue elaborada tomando como base los archivos VNR y CO&M publicados en la Resolución N OS/CD y de encontrarse la información señalada en valores, se debe a que Osinergmin los publicó de tal manera. No obstante, añade que para efectos de actualización, la presente versión considera la lista de señales enviadas al COES, dispuestas conforme lo establecido en la Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real (NTIITR), siendo las cantidades las siguientes: o ETESELVA: 93 señales o TERMOSELVA: 23 señales - Respecto al cálculo de los costos de operación de subestaciones, el SUBCOMITÉ señala que, la propuesta tarifaria de ETESELVA fue elaborada tomando como base los archivos VNR y CO&M publicados en la Resolución N OS/CD. - Sobre los tiempos de dedicación por actividad principal que debieran estar afectados por el 75% de acuerdo a la Resolución Ministerial N EM/VME, el SUBCOMITÉ señala que, en virtud a una interpretación que tendría Osinergmin respecto al punto 5.1 (C) de la Resolución Ministerial N EM/VME, al aplicar en el Formulario M-502 un factor de setenta y cinco por ciento (75%) a cada una de las remuneraciones del personal unitario asignado, se estaría reduciendo el valor del Peaje por Conexión de ETESELVA. Asimismo, menciona que lo que realiza Osinergmin es multiplicar el Costo de Gestión de Personal por el factor 0,75, lo cual tendría un efecto reductor del peaje y añade que, lo adecuado sería que divida el Costo de Gestión de Personal entre 0,75, con la finalidad de cumplir con lo determinado por el punto 5.1 (C) de la Resolución Ministerial N EM/VME. No obstante, señala que esta operación tampoco reflejaría el valor del COyM. El SUBCOMITÉ manifiesta que el factor 0,75 debe ser aplicado para determinar los gastos o costos de los órganos de gobierno de ETESELVA a partir del costo total del servicio (para el caso de ETESELVA, el COyM). Al realizar lo contrario; es decir, multiplicar el Costo de Gestión del Personal por el factor 0,75, Osinergmin estaría desconociendo un costo de ETESELVA y creando un subsidio al no trasladar dicho costo al Peaje por Conexión. Asimismo, añade que, la Ley de Procedimiento Administrativo General, Ley N ( LPAG ) señala que las autoridades administrativas deben actuar dentro de las facultades que le estén atribuidas, y en este caso Osinergmin, según su ley de creación, no tendría facultades para crear subsidios. La propuesta plantea calcular los Costos del Servicio (COyM) a partir de los costos individuales de los Órganos de Gobierno (Hoja o Formulario M- 501), que es planteado por Osinergmin en todos los procesos de fijación. Por lo que añade que, no correspondería aplicar dicha resolución al modelo planteado por ETESELVA y Osinergmin. - Respecto a la modificación del número de personal considerado en la regulación vigente (ejemplo: asesor legal, asistente de contabilidad, Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 183

189 tesorero, analista de sistemas, etc.) para los costos de gestión personal en la hoja "M-501", el SUBCOMITÉ señala que al analizar los formularios M-501 Costos de Gestión Personal, M-502 Tiempo de dedicación del personal por actividad principal y el Formulario M-503 Asignación a la Transmisión Principal, se percató que Osinergmin le coloca un porcentaje de dedicación de horas de trabajo al personal antes descrito como si trabajaran no sólo en una empresa de transmisión, como lo es ETESELVA, sino además en empresas de generación eléctrica y exploración y explotación de gas natural y derivados. Es decir, para Osinergmin el personal único presentado por cada una de las áreas de ETESELVA (Formulario M-501) no trabajaría para una sola empresa sino para varias. En ese sentido, el SUBCOMITÉ considera que el personal de ETESELVA trabaja no sólo para dicha empresa sino para otras tantas, por lo que debería elevarse la cantidad de trabajadores asignados a ETESELVA a efectos de guardar coherencia en el modelo y de operar todas esas empresas de manera eficiente; es decir, indica que se debería modificar el Formulario M-501 de acuerdo al siguiente detalle: Cuadro No. J.3 CARGO OSINERGMIN ETESELVA ASESOR LEGAL 1 4 ASISTENTE DE CONTABILIDAD 1 3 TESORERO 1 2 ANALISTA DE SISTEMAS 1 5 JEFE DE SEGURIDAD INTEGRAL Y MEDIO AMBIENTE 1 3 ING. SUPERVISOR DE ANÁLISIS 1 3 OPERADOR 1 4 SUPERVISORES DE MANTENIMIENTO LLTT 1 3 SUPERVISORES DE SSEE 1 3 TECNICO DE MANTENIMIENTO LLTT 1 3 TECNICO DE MANTENIMIENTO SSEE 1 3 ANALISTA COMERCIAL 1 5 De esta manera, considera que, se podría prorratear el monto total de las remuneraciones en función de los Estados Financieros del Grupo Aguaytía, tal como lo disponen los Formularios M-502 y M-503. Finalmente añade que, en el supuesto negado que Osinergmin no acepte la postura antes descrita, el SUBCOMITÉ considera nuevamente que para que el modelo propuesto sea coherente, no debería utilizarse el Formulario M-502 como sustento para calcular el valor del Peaje por Conexión, considera que debe tenerse como premisa que el personal unitario se dedique a tiempo completo a las operaciones de ETESELVA y no parcialmente como se refleja actualmente. - Respecto a las pólizas de seguros consideradas, el SUBCOMITÉ señala que, en el 2016, ETESELVA formó parte del grupo DUKE ENERGY INTERNATIONAL, y que dicha entidad adquirió una póliza integral para Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 184

190 cubrir todos los riesgos de sus unidades de negocio en Perú. En razón que no se podría discriminar la parte correspondiente a ETESELVA, se ha mantenido el porcentaje de prima considerada en la fijación correspondiente a mayo 2016 abril 2017, con la finalidad de facilitar los cálculos relacionados con la prima de seguros. En el Cuadro N J.4, se resume los valores de la propuesta final del VNR y COyM para las instalaciones de transmisión de ETESELVA, contenidos en la absolución de observaciones a la propuesta inicial. Cuadro No. J.4 Propuesta Final de VNR y COyM del SPT de ETESELVA DESCRIPCION TOT AL (USD) VNR COyM J.4 Análisis y Propuesta de Osinergmin Del análisis de la información y resultados presentados por el SUBCOMITÉ para la determinación del VNR y COyM de las instalaciones de ETESELVA que pertenecen al SPT, se describe a continuación los aspectos relevantes considerados por el regulador en la modificación del VNR y COyM presentados en el ESTUDIO. J.4.1. Determinación del VNR Sobre la base de la información presentada por el SUBCOMITÉ como sustento de la determinación del VNR de ETESELVA, se modificaron los cálculos teniendo presente lo siguiente: Se ha actualizado el VNR de las instalaciones que conforman el SPT utilizando la versión vigente de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada recientemente con la Resolución Nº OS/CD, y modificada con la Resolución Nº OS/CD que consigna lo resuelto en los recursos de reconsideración. Para el efecto se ha tenido que actualizar la totalidad de las instalaciones, a fin de que el prorrateo de los costos comunes entre los diferentes componentes que conforman el SPT y SST esté referido a la misma fecha de actualización. Para la valorización de la LT 220 kv Vizcarra Paramonga Nueva, se ha mantenido la longitud y los códigos modulares aprobados en la Fijación Tarifaria anterior. En base a lo señalado anteriormente se ha determinado el VNR correspondiente a las instalaciones de ETESELVA, el cual asciende a USD J.4.2. Determinación del COyM Para la determinación del COyM, se ha tenido en cuenta la información proporcionada por el Subcomité de Transmisores del COES y los análisis Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 185

191 realizados por Osinergmin sobre el particular. Asimismo, se ha considerado las siguientes premisas: Se ha considerado a ETESELVA como una empresa del tipo MEDIANA. De manera general se ha uniformizado las hojas de cálculo para la determinación del COyM. Se ha utilizado el valor de 3,249 para el tipo de cambio de dólares a soles, correspondiente al 31 de marzo de Para fines de actualización de los porcentajes de participación del SPT, Osinergmin ha utilizado los valores modulares consignados en la Resolución N OS/CD, y modificada con la Resolución Nº OS/CD que consigna lo resuelto en los recursos de reconsideración. Los costos de operación y mantenimiento están compuestos por los siguientes rubros principales: Mantenimiento, Operación, Gestión y Seguridad. Costos de operación Los costos de operación comprenden los costos de todos los procesos necesarios para operar las instalaciones eléctricas, así como el mantenimiento de los equipos dedicados a esta actividad empresarial; para ello se considera los recursos de personal, materiales, transporte y servicios. En el análisis de costos unitarios para determinar el costo de operación de centros de control, solo se considera la mano de obra del operador y el auxiliar técnico, dado que el jefe de departamento de operaciones y el Ingeniero Supervisor se considera en el área de transmisión del rubro de Gestión. Para el caso de operación de subestaciones, el porcentaje de dedicación al SPT, se ha determinado en función a la valorización de los elementos que conforman la subestación y que son de propiedad de ETESELVA y sobre ello, aquellos que pertenecen al SPT. Costos de mantenimiento Los costos de mantenimiento se determinaron en base a módulos unitarios (kilómetro de línea, celda y transformador) que consideran actividades estándares. La valorización de cada módulo se determinó por el método de Costeo Basado en Actividades; en ese sentido se considera las frecuencias, rendimientos y alcances, para cada una de las actividades, las mismas que fueron utilizadas en regulaciones anteriores. Para el caso del mantenimiento de telecomunicaciones y centro de control, se ha utilizado el porcentaje de participación del SPT, en base al VNR del SPT correspondiente a ETESELVA. Costos de gestión Para el cálculo de los costos de gestión, se ha incluido los costos del personal de las áreas administrativas y jefatura de las áreas operativas; costos de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 186

192 gestión no personales en la administración del negocio de transmisión de energía eléctrica incluyendo seguros. Además, los costos de seguridad necesarios para la vigilancia de las instalaciones que lo requieran. En cuanto a los inductores de asignación de los costos de gestión comunes entre las empresas que conforman el Grupo Aguaytía, es del caso señalar que los costos del personal correspondiente a las áreas de dirección y gerenciales se han asignado en función a los ingresos que cada negocio genera a dicho grupo empresarial, es decir entre las tres empresas que lo conforman: Eteselva S.R.L., Termoselva S.R.L. y Aguaytía Energy, de acuerdo a los Estados Financieros, presentados en su propuesta. De esta manera se toma en cuenta que, en un grupo empresarial, la remuneración de su personal directivo y gerencial es invariable, pero debe ser prorrateado de acuerdo a su efectividad de gestión en cada uno de los negocios, lo cual precisamente se refleja en el ingreso obtenido de cada negocio, pues de lo contrario se estarían cargando mayores costos de gestión al negocio menos eficiente. Respecto a la cantidad de señales enviadas al COES, para el cálculo del inductor de centro de control, se señala que se mantienen las cantidades consignadas en la fijación anterior, toda vez que corresponde a la aplicación del Sistema Económicamente Adaptado. Asimismo, los costos del personal de las áreas operativas, no relacionados íntegramente con las actividades de transmisión, se asignaron en función al valor de la infraestructura de cada negocio, de acuerdo a los mismos Estados Financieros a los que se refiere el párrafo anterior. De otro lado, cabe mencionar, que se ha mantenido la misma cantidad de personal que corresponde a una empresa modelo mediana, en razón que el aumento de personal, solicitado por ETESELVA, carece de sustento. Además, es necesario precisar que para determinar los costos del personal del Grupo Aguaytía se toma como base los puestos publicados por la PriceWaterHouseCooper correspondientes al Staff Corporativo y los genéricos con salarios de percentil 90, del 31 de enero de Los costos unitarios de diversos recursos (materiales, maquinaria y equipos), corresponde a costos de mercado tomados de la revista COSTOS, que son los mismos publicados en la revista CAPECO. Respecto al factor de aplicación del total de transmisión a los gastos de los órganos de Gobierno de cada empresa (Directorio, Auditoría Interna, Asesorías, Secretaría del Directorio, Gerencia General, Área de Operaciones, Comercialización, Finanzas, Administración y otras áreas equivalentes), es necesario aclarar que dicho factor corresponde a la aplicación de la Resolución Ministerial N EM/VME mediante la cual se aprueba el Manual de Costos para Empresas de Electricidad Concesionarias y/o Autorizadas, referente a los Gastos de Administración, el cual, en su punto 5.1 (C) señala expresamente lo siguiente: Los gastos de los órganos de Gobierno de cada empresa (Directorio, Auditoría Interna, Asesorías, Secretaría del Directorio, Gerencia General, Área de Operaciones, Comercialización, Finanzas, Administración y otras áreas equivalentes), serán aplicados en un 75% al costo del servicio y el 25% Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 187

193 restante al costo de las inversiones en estudios y obras, siempre que este monto resultante no exceda del 7,5% del monto de la inversión analizada. ; En ese sentido, no corresponde modificar dicho factor de 75% al 100%, dado que ello no refleja la dedicación del personal directivo a las actividades principales de la empresa, conforme manifiesta ETESELVA. Asimismo, se reitera que para el caso de ETESELVA, se ha considerado que dicho 25% podría estar orientado a inversiones en estudios necesarios para mantener sus instalaciones en condiciones óptimas de operación, como por ejemplo: estudio de contaminación ambiental para el adecuado mantenimiento de sus estructuras metálicas y de aisladores, estudio de resistividad del terreno para el mejoramiento de las puestas a tierra, estudio de niveles ceráunicos para el ajuste de la protección, estudios de análisis de fallas para el establecimiento de acciones correctivas y de contingencia, estudio de seguimiento del mantenimiento para su eficiente reprogramación, entre otros. Por otro lado, las inversiones que se reconocen en cada regulación corresponden a instalaciones consideradas como nuevas (llámese VNR), en donde se incluyen como gastos administrativos alrededor del 15% de los costos de inversión, en el cual se considera incluido el 7,5% que se señala como límite en la Resolución Ministerial Nº EM/VME por concepto de deducción de los gastos de los órganos de gobierno de la empresa. En lo que respecta a los costos de seguros, se han actualizado los porcentajes de prima con información reciente, que corresponde al promedio que sufragan las empresas dedicadas de manera exclusiva al negocio de la transmisión, el cual asciende a 2,46 (por mil). Respecto a los costos relacionados con el Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF), se ha mantenido el cálculo efectuado en regulaciones anteriores, dado que la tasa promedio vigente de 0,005% rige a partir del 01 de abril de 2011, según lo dispuesto en la Ley N Ley que modifica los artículos 10, 13 y 17 del Texto Único Ordenado de la Ley para la Lucha contra la Evasión y para la Formalización de la Economía. Costos de seguridad La valorización de la seguridad se basa en puestos de vigilancia de 24 horas, se considera 2, 1 o ningún puesto de vigilancia dependiendo de la importancia y ubicación estratégica de las subestaciones. Los costos de seguridad en las subestaciones donde existe más de un titular se han prorrateado en función al costo de inversión. Como resultado, el COyM de las instalaciones de ETESELVA que pertenecen al SPT asciende a USD , según el detalle que se muestra en el Cuadro N J.5: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 188

194 Cuadro No. J.5 COyM del SPT de ETESELVA (en USD) Análisis de Osinergmin OPERACIÓN Operación CC Operación de Subestaciones MANTENIMIENTO Líneas de Transmisión Subestaciones Mantenimiento CC y TEL GESTIÓN Personal No Personales Costos No Personales sin Seguros SEGUROS SEGURIDAD Sub Total COyM VNR COyM/VNR 3,11% Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 189

195 Anexo K Valor Nuevo de Reemplazo y Costo de Operación y Mantenimiento de ANTAMINA En este Anexo se describe el análisis efectuado por Osinergmin para la determinación del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) y del Costo de Operación y Mantenimiento (COyM) de las instalaciones de la Compañía Minera Antamina S.A. (ANTAMINA) que forman parte del SPT. Dichas instalaciones están conformadas por parte de las instalaciones de la celda 220 kv, ubicada en la subestación Vizcarra, la cual es conexa a la línea de transmisión Vizcarra-Paramonga Nueva. K.1 Propuesta Inicial En la propuesta inicial, el Subcomité de Transmisores del COES (en adelante SUBCOMITÉ ) presentó la actualización del VNR de las instalaciones que corresponden a dicha actualización. Asimismo, presentó la actualización del COyM correspondiente a las instalaciones de ANTAMINA que forman parte del SPT. E el Cuadro No. K.1 resume los valores de la propuesta inicial de VNR y COyM para las instalaciones de transmisión de ANTAMINA. Cuadro No. K.1 Propuesta Inicial de VNR y COyM del SPT de ANTAMINA DESCRIPCION TOT AL (USD) VNR COyM K.2 Observaciones a Propuesta Inicial De acuerdo con lo previsto en el procedimiento regulatorio, con fecha 02 de enero de 2017, Osinergmin, a través del Informe N GRT, comunicó por escrito sus observaciones al estudio técnico económico (en adelante ESTUDIO ) presentado por el SUBCOMITÉ. En este informe se incluyeron las observaciones al VNR y COyM propuestos para las instalaciones de ANTAMINA, las cuales se resumen a continuación: Valor Nuevo de Reemplazo - No se adjuntaron todos los archivos a los cuales se hace el llamado de vinculación para el cálculo del VNR y COyM presentados como parte del ESTUDIO Por lo que no fue posible realizar la trazabilidad requerida; Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 190

196 asimismo, en algunos casos los archivos encontrados no permitieron ser abiertos. - El VNR propuesto se redujo en 10% con respecto al vigente. Al respecto, se requirió que el SUBCOMITÉ explique en detalle las razones de dicha variación. - Se solicitó detallar la metodología utilizada para la repartición de costos de las subestaciones de ANTAMINA, ya que existen elementos que son compartidos con otras empresas. Costos de Operación y Mantenimiento - Los rubros que componen el COyM experimentaron incrementos de hasta 146% respecto a los costos vigentes. Al respecto, se requirió se sustente el motivo de dichos incrementos, en especial en lo presentado por costo de gestión y seguridad donde se observaron mayores diferencias. - El SUBCOMITÉ utilizó el tipo de cambio correspondiente al día 24/10/2016, mientras que en otros archivos utilizan otros valores de tipo de cambio de fechas diferentes. Al respecto, se indicó que el tipo de cambio deberá ser actualizado y único para todos los cálculos del Estudio. - Las hojas horas-maq, análisis de flete, Acr71 y hoja 1 del archivo RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls, fueron usadas como insumos para los cálculos de los módulos de mantenimiento (centro de control, líneas de transmisión, telecomunicaciones); sin embargo, se observó que dichos valores no tenían referencia alguna, por lo que no se pudo realizar la trazabilidad correspondiente. - En el cálculo de los gastos de remuneración al personal se usó el archivo Costo Recurso Personal.xls el cual mostraba valores con la tendencia de remuneraciones básicas de estudios de mercado de años anteriores. Al respecto, se solicitó que el SUBCOMITÉ incluya el sustento de utilizar dicho cálculo respecto de utilizar los valores actualizados de Price Waterhouse Coopers al año 2017, ya que, a su vez se observaron importantes variaciones respecto a la fijación anterior. - En la hoja M.O. Constr.Civil del archivo RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls, se consignaron los montos de remuneraciones de mano de obra de construcción civil y el SUCOMITÉ hace referencia a la revista CAPECO, sin embargo, se observó que no presentó el sustento correspondiente. - La cantidad de maniobras mostradas en el cuadro de la hoja AUX-405 del archivo COyM ANTAMINA 2017.xlsx no presentó sustento alguno, por lo que, se solicitó presentar el sustento de dichos valores; considerando que esos valores deben coincidir con la frecuencia anual de operación programada y no programada utilizada para generar las actividades de mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo. - Se señaló que es necesario considerar todos los elementos de cada subestación de ANTAMINA; citando como ejemplo a la hoja M del archivo COyM ANTAMINA 2017.xlsx donde no fue adicionado el mantenimiento de dos celdas de transformación en 10 kv de la SET Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 191

197 Punta Lobitos, así como el mantenimiento de una celda de línea de 220 kv, celda de transformación de 220 kv, mantenimiento de un transformador de potencia en la SET Yanacancha, entre otros. - Para el cálculo total de seguros el SUBCOMITÉ consideró el valor de pólizas de la fijación anterior. Al respecto, se señaló que el SUBCOMITÉ deberá solicitar la información actualizada de los contratos de seguros vigentes y presentar nuevos cálculos con ese sustento. K.3 Respuesta a Observaciones El SUBCOMITÉ presentó en la absolución de observaciones, la actualización del VNR y COyM correspondiente a las instalaciones de transmisión de ANTAMINA. A continuación, se resume las respuestas dadas a las observaciones a la propuesta inicial. Valor Nuevo de Reemplazo - En relación de los archivos que no han sido adjuntados y a los que se les hace llamado de vinculación, se señala que se ha revisado y corregido las vinculaciones de los archivos tomando en cuenta los archivos publicados por Osinergmin en el proceso de fijación de tarifas en barra de mayo del En relación a la variación del VNR propuesto en 10% con respecto al vigente, se indica que esa variación obedece a la aplicación de los módulos estándares aprobados por Osinergmin mediante Resolución N OS/CD y modificatoria. Asimismo, la variación entre el VNR propuesto y el VNR vigente (aprobado en el 2013), se origina por las variaciones en los costos de los módulos estándares aprobados por Osinergmin. - Respecto al detalle de la metodología utilizada para la repartición de costos de las subestaciones de ANTAMINA de elementos que son compartidos con otras empresas, se señala que el cálculo de los costos de los elementos que ANTAMINA comparte con otras empresas, ha sido efectuado según la metodología empleada por Osinergmin en los diferentes procesos regulatorios Costos de Operación y Mantenimiento - Respecto al incremento en los rubros que componen el COyM, el SUBCOMITÉ señala que la disminución en la operación de CC se debe a que las operaciones de centro de control han disminuido por efecto del incremento del tipo de cambio, dado que los costos de mano de obra están en soles y al referirlos a dólares estos son menores y respecto al incremento en la operación de subestaciones menciona que se debe al incremento en los costos de las materiales, equipos y herramientas; adicionalmente se señala que se ha corregido el número de maniobras en las celdas de 220 kv. Asimismo, los costos de gestión y seguridad disminuyeron ya que su cálculo está asociado al VNR. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 192

198 - Respecto a utilizar el tipo de cambio correspondiente al día 24/10/2016, señala que se ha uniformizado el valor de tipo de cambio al 30/12/ En relación a las referencias en las hojas "horas-maq", "análisis de flete", "Acr71" y "hoja 1" del archivo "RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls", se señala que dicha información corresponde a la información utilizada por Osinergmin en la fijación de tarifas de mayo del Respecto a las remuneraciones consignadas en el archivo Costo de Recurso Personal.xls, los cuales son la tendencia de remuneraciones básicas de estudios de mercado de años anteriores, el SUBCOMITÉ señala que los valores contenidos en dicho archivo corresponden a los cuadros de remuneración aprobados el año 2016 incrementados en un 2,66% y que dicho incremento corresponde a la inflación acumulada del año Respecto a los montos de remuneraciones de mano de obra de construcción civil, el SUBCOMITÉ señala que valor de la mano de obra de construcción civil corresponde al Acta Final de Negociación Colectiva en Construcción Civil , en la cual se acordó un aumento sobre el jornal básico consistente en S/ 2,80 para operarios, S/ 1,80 para oficial y S/ 1,60 para peón. - En relación a la cantidad de maniobras mostradas en el cuadro de la hoja "AUX-405" del archivo "COyM ANTAMINA 2017.xlsx", las que no presentan sustento alguno, se señala que la hoja AUX-405 contiene información que Osinergmin ha empleado en los diferentes procesos regulatorios. - En relación al cálculo de mantenimiento de celdas que no fueron consignadas en la propuesta, se señala que se ha revisado la información contenida en la hoja M y se verificó que se estaba omitiendo los valores de mantenimiento de los elementos señalados por Osinergmin y que se ha procedido a actualizar la información contenida en la hoja. - Respecto al cálculo total de seguros con información actualizada de los contratos de seguros vigentes, se indica que se ha considerado la información de la póliza de riesgo de la empresa Red de Energía del Perú (REP). En el Cuadro No. K.2, se resume los valores de la propuesta final de VNR y COyM para las instalaciones de transmisión de ANTAMINA, contenidos en su absolución. Cuadro No. K.2 Propuesta Final de VNR y COyM del SPT de ANTAMINA DESCRIPCION TOT AL (USD) VNR COyM Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 193

199 K.4 Análisis y Propuesta de Osinergmin Del análisis de la información y resultados presentados por el SUBCOMITÉ para la determinación del VNR y COyM de las instalaciones de ANTAMINA que pertenecen al SPT, se describe a continuación los aspectos relevantes considerados por el regulador en la modificación del COyM presentado en el ESTUDIO. K.4.1. Determinación del VNR Sobre la base de la información presentada por el SUBCOMITÉ como sustento de la determinación del VNR de ANTAMINA, se modificaron los cálculos teniendo presente lo siguiente: Se ha actualizado el VNR de las instalaciones que conforman el SPT del SEIN, utilizando la versión vigente de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada recientemente con la Resolución Nº OS/CD, y modificada con la Resolución Nº OS/CD que consigna lo resuelto en los recursos de reconsideración. Para el efecto se ha tenido que actualizar la totalidad de las instalaciones, a fin de que el prorrateo de los costos comunes entre los diferentes componentes que conforman el SPT y SST esté referido a la misma fecha de actualización. Se han efectuado correcciones en los algoritmos correspondientes para la valorización de las líneas de transmisión en función a la estructura de costos presentada en la última versión de la Base de Datos de los Módulos Estándares. Se ha revisado que los porcentajes de participación en el costo total de la celda de línea a Paramonga Nueva (ahora a SET Conococha) coincidan en los archivos de cálculo generados para los Titulares ANTAMINA y ETESELVA. Como resultado, el VNR de las instalaciones de ANTAMINA que pertenecen al SPT asciende a USD K.4.2. Determinación del COyM Para la determinación del COyM, se ha tenido en cuenta la información proporcionada por el Subcomité de Transmisores del COES y los análisis realizados por Osinergmin sobre el particular, para ello se han considerado las siguientes premisas: Se ha considerado a ANTAMINA como una empresa del tipo MEDIANA. De manera general se ha uniformizado las hojas de cálculo para la determinación del COyM. Se ha utilizado el valor de 3,249 para el tipo de cambio de dólares a soles, correspondiente al 31 de marzo de Respecto a la sugerencia de actualización de los costos de gestión de personal mediante la inflación local, es necesario aclarar que dichos costos no se actualizan por la inflación local, dado que corresponden a Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 194

200 costos según los resultados de La Encuesta publicada por PriceWaterHouseCoopers, al 31 de enero de 2013, los cuales son tomados, considerando las remuneraciones correspondientes al percentil 90 del Cuadro General de Remuneraciones y el cuartil superior del Sector Electricidad. Los costos de operación y mantenimiento están compuestos por los siguientes rubros principales: Mantenimiento, Operación, Gestión y Seguridad. Costos de operación Los costos de operación comprenden los costos de todos los procesos necesarios para operar las instalaciones eléctricas, así como el mantenimiento de los equipos dedicados a esta actividad empresarial; para ello se considera los recursos de personal, materiales, transporte y servicios. Asimismo, cabe señalar que, conforme al criterio utilizado en regulaciones anteriores, los costos de operación están asociados exclusivamente a instalaciones propias. Se ha considerado la frecuencia de maniobras en la operación de subestaciones, en base a la cantidad de celdas con que cuenta la subestación y la tasa de fallas. Costos de mantenimiento Los costos de mantenimiento se determinaron en base a módulos unitarios que consideran actividades estándares en la práctica. La valorización de cada módulo se determinó por el método de Costeo Basado en Actividades; en ese sentido se mantiene las frecuencias, rendimientos y alcances, para cada una de las actividades, utilizadas en regulaciones anteriores. Costos de gestión Para el cálculo de la participación del SPT, Osinergmin ha utilizado la información de obtenida del documento REPORTE MINERIA 2016 y las estimaciones de ingresos por la actividad de transmisión; cabe indicar que la estimación es efectuada de manera similar a lo calculado en fijaciones anteriores. Por otro lado, para el cálculo de los costos de gestión, se ha incluido los costos del personal de las áreas administrativas y jefatura de las áreas operativas; costos de gestión no personales en la administración del negocio de transmisión de energía eléctrica incluyendo seguros. Además, los costos de seguridad necesarios para la vigilancia de las instalaciones que lo requieran. Los costos de gestión personal se han determinado a partir de la información del estudio de mercado laboral, efectuado por la empresa consultora PriceWaterHouseCooper; así mismo, se han empleado las remuneraciones correspondientes al percentil 90 del Cuadro General de Remuneraciones y el cuartil superior del Sector Electricidad según los resultados de la Encuesta publicada por PriceWaterHouseCoopers, del 31 de enero de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 195

201 Respecto a los costos de seguros, se han actualizado los porcentajes de prima con información reciente, que corresponde al promedio que sufragan las empresas dedicadas de manera exclusiva al negocio de la transmisión, el cual asciende a 2,46 (por mil). Los costos relacionados con el Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF), se han determinado en base a un número óptimo de vueltas que el dinero dé y se emplea la tasa promedio vigente de 0,005% que rige a partir del 01 de abril de 2011, según lo dispuesto en la Ley N Ley que modifica los artículos 10, 13 y 17 del Texto Único Ordenado de la Ley para la Lucha contra la Evasión y para la Formalización de la Economía. Costos de seguridad La valorización de la seguridad se basa en puestos de vigilancia de 24 horas, se considera 2, 1 o ningún puesto de vigilancia dependiendo de la importancia y ubicación estratégica de las subestaciones. Los costos de seguridad en las subestaciones donde existe más de un titular se han prorrateado en función al costo de inversión. Como resultado, el COyM de las instalaciones de ANTAMINA que pertenecen al SPT asciende a USD , según el detalle que se muestra en el cuadro siguiente: Cuadro No. K.3 COyM del SPT de ANTAMINA (en USD) Análisis de Osinergmin OPERACIÓN Operación CC 101 Operación de Subestaciones MANTENIMIENTO Líneas de Transmisión 0 Subestaciones Mantenimiento CC y TEL 166 GESTIÓN Personal No Personales Costos No Personales sin Seguros SEGUROS SEGURIDAD Sub Total COyM VNR COyM/VNR 2,42% Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 196

202 Anexo L Valor Nuevo de Reemplazo y Costo de Operación y Mantenimiento de SAN GABAN En este Anexo se describe el análisis efectuado por Osinergmin para la determinación del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) y Costo de Operación y Mantenimiento (COyM) de las instalaciones de la empresa de generación San Gabán S.A. (SAN GABAN) que forman parte del SPT. Dichas instalaciones están conformadas por una celda 138 kv, ubicada en la subestación Azángaro, la cual es conexa a la línea de transmisión Azángaro- Tintaya. L.1 Propuesta Inicial En la propuesta inicial, el Subcomité de Transmisores del COES (en adelante SUBCOMITÉ ) presentó la actualización del VNR y del COyM correspondiente a las instalaciones de SAN GABAN que forman parte del SPT del SEIN. El Cuadro No. L.1 resume los valores de la propuesta inicial de VNR y COyM para las instalaciones de transmisión de SAN GABÁN. Cuadro N L.1 Propuesta Inicial de VNR y COyM del SPT de SAN GABÁN DESCRIPCION TOT AL (USD) VNR COyM L.2 Observaciones a Propuesta Inicial De acuerdo con lo previsto en el procedimiento regulatorio, con fecha 02 de enero de 2017, Osinergmin, a través del Informe N GRT, comunicó por escrito sus observaciones al estudio técnico económico (en adelante ESTUDIO ) presentado por el SUBCOMITÉ. En este informe se incluyeron las observaciones al VNR y COyM propuestos para las instalaciones de SAN GABÁN, las cuales se resumen a continuación: Valor Nuevo de Reemplazo - No se adjuntan todos los archivos a los cuales se hace el llamado de vinculación para el cálculo del VNR y COyM presentados como parte del Estudio, lo que no permite su trazabilidad; en algunos casos los archivos encontrados no permiten ser abiertos. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 197

203 Al respecto, es necesario se revise y adjunte la relación de archivos faltantes, conforme al detalle señalado en el cuadro anterior. - El VNR propuesto se ha incrementado en 19,68% con respecto al vigente. Por lo que se requiere que se expliquen en detalle las razones de dicho incremento. - Se observó que existe una vinculación incorrecta entre los archivos de cálculo del COyM presentados como parte del ESTUDIO, es decir, se hace la vinculación a archivos en direcciones ajenas a las carpetas presentadas. Asimismo, se observó que no se adjuntan los archivos a los cuales se hace el llamado de vinculación, lo cual no permite su trazabilidad y la revisión de dichos archivos. Al respecto, se requirió revisar, corregir donde corresponda y adjuntar los archivos faltantes. - Se observó que el archivo relacionado al cálculo del VNR (VNR-SAN GABÁN-2015.xls) corresponde a la fijación anterior. Al respecto, se requirió presentar el archivo correspondiente a la presente fijación y corregir donde corresponda. - Respecto al cálculo de inductores correspondiente a la presente fijación, se observó que SAN GABÁN ha utilizado información de los Estados Financieros del año 2014; sin embargo, no ha presentado los documentos que sustenten dichos estados. Al respecto, se requirió adjuntar dichos documentos y señalar la ubicación de los mismos. - Se observó que en los numerales y del ESTUDIO, se indica que se emplearon los costos actualizados de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con Costos Asimismo, se hace referencia a costos empleados por Osinergmin en la fijación de Precios en Barra para el periodo mayo 2013 abril Al respecto, se solicitó explicar el empleo de costos referidos a fijaciones que no se encuentran vigentes o, de ser el caso, realizar las correcciones respectivas en su propuesta. Asimismo, se señaló que, a la fecha, se dispone de una Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos actualizados. Costos de Operación y Mantenimiento - Algunos rubros que componen los Costos de Operación y Mantenimiento experimentan incrementos mayores al 90% respecto al vigente. Asimismo, se puede apreciar que el porcentaje del COyM respecto al VNR propuesto por el SUBCOMITÉ resulta igual a 3,92% siendo el vigente 3,69%. - Las hojas horas-maq, análisis de flete, Acr71 y hoja 1 del archivo RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls, son usadas como insumos para los cálculos de los módulos de mantenimiento (centro de control, líneas de transmisión, telecomunicaciones); sin embargo, dichos valores se encuentran sin referencia alguna, por lo que no se puede realizar la trazabilidad correspondiente. - Se requiere uniformizar el tipo de cambio utilizado en los cálculos, ya que en los archivos presentados se hace referencia al archivo tipo de cambio.xls, el cual no ha sido presentado. Asimismo, en diferentes Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 198

204 archivos se hace referencia a diferentes fechas del tipo de cambio. Al respecto, el tipo de cambio debe ser el mismo en todos los cálculos del Estudio presentado por el SUBCOMITÉ, asimismo este tipo de cambio debe estar debidamente actualizado. - En el cálculo del porcentaje dedicado al SPT (%) de la hoja M-405 del archivo Formulario M-401.xls, se observa que se aplica una variación de 2,34% respecto del COyM 2016, siendo 13,54%. Al respecto, se solicita detallar el motivo de la variación descrita. - En el archivo gastos gestion_mod2.xls, se ha presentado información de los estados financieros del 2015 de SAN GABAN; sin embargo, no hay un archivo de referencia para validar la información mostrada como valor en la hoja Excel. Al respecto, el SUBCOMITÉ debe presentar el informe de estados financieros correspondientes, dado que influye en los valores finales de los costos de operación de centro de control y telecomunicaciones. - En la hoja SGA-M-401 del archivo Formulario M-401.xls, cálculo de los costos de operación, se indican las cantidades de personal de mano de obra, materiales y equipos; sin embargo, dichas cantidades no coinciden con las mostradas en el archivo RESUMEN COYM SPT SGB.xls. Al respecto, se requiere que el SUBCOMITÉ sustente el motivo de las diferencias señaladas. - En la hoja M-405 existe una variación de USD aproximadamente entre los costos anuales de operación del sistema de transmisión de la Subestación San Gabán y Azángaro de la fijación del 2016 respecto con lo propuesto para el Al respecto, se requiere que el SUBCOMITÉ sustente el motivo de las diferencias señaladas. - En la hoja hoja M-004 del archivo M-003-LT.xls donde se determinan los costos de mantenimiento de línea de transmisión, existen fórmulas con el error # REF, por lo que no es posible realizar la trazabilidad o seguimiento al costo unitario de cada una de las actividades. - En la hoja hoja M-501 del archivo gastos gestion_mod2.xls, se observa que la cantidad de integrantes del Directorio se incrementa de 3 a 5, en comparación con lo considerado en la fijación anterior. Al respecto, se solicitó al SUBCOMITÉ sustentar su propuesta, tomando en consideración que los valores deben corresponder a los de un SEA (Sistema Económicamente Adaptado). - Para el cálculo total de seguros el SUBCOMITÉ considera el valor de pólizas de la fijación anterior. Al respecto, se debe solicitar la información actualizada de los contratos de seguros vigentes y presentar nuevos cálculos con ese sustento. - Se observó que en el punto B remuneraciones del capítulo 4.7, se indica que las remuneraciones reconocidas a SAN GABÁN, corresponden a la última fijación de Precios en Barra para el periodo mayo 2011 abril 2012; sin embargo, la última fijación de Precios en Barra corresponde al periodo mayo 2015 abril Por lo que, se solicitó explicar el uso de las remuneraciones correspondiente a la fijación de tarifas del año 2011 o, en su defecto, se realicen las correcciones respectivas en su propuesta. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 199

205 - Respecto a los rubros que componen los COyM, se observó que estos experimentan incrementos superiores al 1 250% respecto a los costos considerados en la regulación vigente. Al respecto, se requirió revisar dichos costos y explicar dichas variaciones, especialmente en lo que respecta a operación de centro de control, mantenimiento de centro de control y telecomunicaciones y costos de gestión. - Respecto al porcentaje dedicado a la transmisión, consignado en la hoja M-405 del archivo Formulario M-401.xls, se observó que se ha considerado un valor de 100%, el cual incrementa notablemente los costos asociados a la operación del centro de control. Al respecto, se requirió indicar las razones por las cuales se ha considerado dicho porcentaje o en su defecto corregir donde corresponda. Además, se señaló que en la regulación vigente se consideró un porcentaje de 16,7%. - Se observó que el porcentaje dedicado al SPT para el mantenimiento del centro de control y telecomunicaciones (consignado en la hoja M-405 del archivo Formularios M-401.xls ) es de 12,89% cuando en la regulación vigente se considera un porcentaje de 2,61%. Al respecto, se requirió indicar los motivos por los cuales considera un porcentaje mayor respecto al porcentaje considerado en la regulación vigente. - En relación a los tiempos de dedicación por actividad principal (%), mostrados en la hoja M-502 del archivo gastos gestión_mod.xls para el rubro Transmisión, se observó que estos presentan diferencias respecto a lo establecido en la regulación vigente. Al respecto, se requirió presentar los sustentos pertinentes que justifiquen la propuesta de SAN GABÁN. - En relación a la hoja M-502 del archivo gastos gestión_mod.xls, se observó que la Gerencia de Operaciones, la Unidad de Seguridad Integral y el Centro de Control no tienen participación en el rubro de Generación. Al respecto, se requirió presentar la justificación pertinente o, de ser el caso, corregir en donde corresponda. - En relación a los datos consignados en la hoja gastos no personales depurado del archivo gastos_gestion_mod.xls, se observó que SAN GABÁN no ha presentado la fuente de los gastos de la cadena de gestión. Al respecto, se requirió presentar la justificación correspondiente o, en su defecto, utilizar la información de los estados financieros auditados al 2014, los mismos que fueron entregados a Osinergmin, en virtud del Artículo 59 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. - En relación al factor del ITF determinado en la hoja alternativas no personales del archivo gastos gestión_mod.xls, se observó que este no había sido afectado por el 70% según Informe del Tributarista y que SAN GABÁN había considerado el 100% de dicho factor. Al respecto, se requirió justificar la utilización de dicho factor o, en su defecto, corregir donde corresponda. Además, se señaló que respecto al Informe del Tributarista, este fue tratado en las fijaciones anteriores y que para mayor detalle se puede acceder al Informe Legal N GART, disponible en la Página Web de Osinergmin. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 200

206 L.3 Absolución de Observaciones El Subcomité de Transmisores del COES presentó en la absolución de observaciones, nuevos valores de VNR y COyM para las instalaciones de transmisión de SAN GABÁN que forman parte del SPT. A continuación, se resume lo presentado como absolución a las observaciones planteadas por Osinergmin: Valor Nuevo de Reemplazo - En relación a la observación de que no se adjuntaron los archivos a los cuales se hace el llamado de vinculación para el cálculo del VNR y COyM, el SUBCOMITÉ señala que el archivo Formulario M-002.xls se encuentra ubicado en la siguiente ruta \\SAN GABÁN\SPT 2017\COyM\Análisis de Costos\Base de Datos\, mientras que el archivo VNR-SAN GABÁN-2016.xls se encuentra ubicado en la ruta \\SAN GABÁN\SPT 2017\COyM\. Indicó además que los archivos se encuentran correctamente vinculados, y que los otros archivos son los publicados y trabajados por Osinergmin en los diferentes procesos de fijación. - Respecto a la variación de VNR propuesto respecto al vigente, señaló que los valores propuestos se calcularon basándose en los módulos estándares aprobados por Osinergmin mediante Resolución N OS/CD y modificatoria. Por lo tanto, éntrelos valores del VNR propuesto y del VNR vigente, serían distintos por las variaciones de los costos de los módulos estándares aprobados por Osinergmin en diferentes años. Costos de Operación y Mantenimiento - En relación a los rubros que componen los Costos de Operación y Mantenimiento y que experimentan incrementos mayores al 90% respecto al vigente, se indica que las variaciones se deben a los porcentajes de asignación empleados por Osinergmin; por ejemplo, en la hoja M-502 del archivo COyM SAN GABAN 2016 se verifica que para la asignación del personal al Centro de Control solo se asigna el 69 % (50% generación y 19% transmisión) del total, dejando sin asignar el 31%, contradiciendo lo indicado en la hoja Índices donde se indica que el INDUCTOR DE CENTRO DE CONTROL PARA COSTOS DE GESTIÓN corresponde el 50% para Generación y 50% para Transmisión. Asimismo, indica que otra diferencia se debería a que Osinergmin emplea información de los Estados Financieros al 31/12/2014 y SAN GABÁN emplea lo indicado en los Estados Financieros al 31/12/2015. Por otro lado, se señala que se deberían emplear los mismos criterios de cálculo en los procesos de Fijación de Precios en Barra y Porcentajes de los Costos de Operación y Mantenimiento (periodo mayo 2015 abril 2021). - Respecto a las hojas "horas-maq", "análisis de flete", "Acr71" y "hoja 1" del archivo "RECURSOS DE MANTENIMIENTO.xls", que son usadas como insumos para los cálculos de los módulos de mantenimiento (centro de control, líneas de transmisión, telecomunicaciones), se señaló que el archivo RECURSO DE MANTENIMIENTO.xls, es utilizado por Osinergmin en los cálculos del COyM para la Fijación de Precios en Barra, periodo mayo 2016 abril 2017, publicados mediante Resolución N OS/CD. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 201

207 - En relación a la uniformización del tipo de cambio utilizado en los cálculos, ya que en los archivos presentados se hace referencia al archivo "tipo de cambio.xls" observándose que en diferentes archivos se hace referencia a varias fechas del tipo de cambio, el SUBCOMITÉ señala que no se ha empleado el archivo tipo de cambio.xls, y que este archivo lo emplea Osinergmin en sus archivos RECURSO DE MANTENIMIENTO.xls y Costo Recurso Personal, archivos que se emplearon como información sustentada, por lo que en la propuesta se ha empleado un solo tipo de cambio. - Respecto al cálculo del porcentaje dedicado al SPT (%} de la hoja "M- 405" del archivo "Formulario M-401.xls", se señala que los valores propuestos obedecen a la aplicación de los módulos estándares aprobados por Osinergmin mediante Resolución N OS/CD y modificatoria. - En relación al archivo "gastos gestion_mod2.xls", donde inicialmente no se presentó información de los estados financieros del 2015 de SAN GABAN; se señala que el archivo solicitado se encuentra ubicado en la siguiente ruta \\SAN GABÁN\SPT 2017\INFORME\ANEXO 2\ y en la página 63 de su informe, se muestra la relación de los anexos adjuntos. - En relación a la hoja "SGA-M-401" del archivo "Formulario M-401.xls", cálculo de los costos de operación, se indica que en la hoja RESUMEN COYM SPT SGB.xls" solo se muestra el resumen de costos por rubro, (Operación, Mantenimiento, Gestión Aportes, ITF, Seguros y Seguridad) y no el detalle de los ANALISIS DE COSTOS UNITARIOS DE OPERACIÓN DE SUBESTACIONES, que si se muestran en la hoja "SGA-M-401" del archivo "Formulario M-401.xls". - Respecto a la variación de USD aproximadamente entre los costos anuales de operación del sistema de transmisión de la Subestación San Gabán y Azángaro de la fijación del 2016 respecto con lo propuesto para el 2017, se señala que es incorrecta la comparación realizada, ya que dichas subestaciones tienen distinta configuración, la cantidad de equipamiento es distinto, etc., añade que la comparación se hubiera basado en la operación de cada subestación en los periodos mencionados. - En relación a la hoja "hoja M-004" del archivo "M-003-LT.xls" donde se determinan los costos de mantenimiento de línea de transmisión, existen fórmulas con el error #iref, se señala que se ha verificado el archivo indicado, y que el SUBCOMITÉ no aprecia el error señalado. - En relación al incremento de 3 a 5 en la cantidad de integrantes del Directorio, en comparación con lo considerado en la fijación anterior, se indica que el SUBCOMITÉ se basa en información real de la empresa, sin embargo, se observa que, en lo reconocido en los cálculos de Costos de Operación y Mantenimiento, periodo mayo 2015 abril 2021, la cantidad de directores es 4. - Respecto a que en el cálculo total de seguros el SUBCOMITÉ considera el valor de pólizas de la fijación anterior, se indica que se toma en consideración lo indicado por Osinergmin sobre utilizar información actualizada de los contratos de seguros vigentes. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 202

208 En el Cuadro No. L.2, se resume los valores de la propuesta final del VNR y COyM para las instalaciones de transmisión de SAN GABÁN, contenidos en la absolución de observaciones a la propuesta inicial. Cuadro No. L.2 Propuesta Final de VNR Y COyM del SPT de SAN GABÁN DESCRIPCION TOT AL (USD) VNR COyM L.4 Análisis y Propuesta de Osinergmin Del análisis de la información y resultados presentados por el SUBCOMITÉ para la determinación del VNR y COyM de las instalaciones de SAN GABÁN que pertenecen al SPT, se describe a continuación los aspectos relevantes considerados por el regulador en la modificación del COyM presentado en el ESTUDIO. L.4.1. Determinación del VNR Sobre la base de la información presentada por el SUBCOMITÉ como sustento de la determinación del VNR de SAN GABÁN, se modificaron los cálculos teniendo presente lo siguiente: Se ha actualizado el VNR de las instalaciones que conforman el SPT utilizando la versión vigente de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada con la Resolución Nº OS/CD, y modificada con la Resolución Nº OS/CD que consigna lo resuelto en los recursos de reconsideración. Para el efecto se ha tenido que actualizar la totalidad de las instalaciones; asimismo, se corrigió la asignación de módulos para dos celdas de transformación en 138 kv de la SET Azángaro ya que consideraban que eran celdas de reactores. En base a lo señalado anteriormente se ha determinado el VNR correspondiente a las instalaciones de SAN GABÁN, el cual asciende a USD L.4.2. Determinación del COyM Para la determinación de los costos de operación y mantenimiento, se ha tenido en cuenta la información proporcionada por el SUBCOMITÉ y los análisis realizados por Osinergmin sobre el particular. Asimismo, se ha considerado las siguientes premisas: Se ha considerado a SAN GABÁN como una empresa del tipo MEDIANA. De manera general se ha uniformizado las hojas de cálculo para la determinación del COyM. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 203

209 Se ha utilizado el valor de 3,249 para el tipo de cambio de dólares a soles, correspondiente al 31 de marzo de Para fines de actualización de los porcentajes de participación del SPT (inductores), Osinergmin ha utilizado los valores de VNR calculados con los Módulos Estándares de Inversión aprobado por la Resolución N OS/CD, y modificada con la Resolución Nº OS/CD que consigna lo resuelto en los recursos de reconsideración. Los costos de operación y mantenimiento están compuestos por los siguientes rubros principales: Mantenimiento, Operación, Gestión y Seguridad. Costos de Operación Los costos de operación comprenden los costos de todos los procesos necesarios para operar las instalaciones eléctricas, así como el mantenimiento de los equipos dedicados a esta actividad empresarial; para ello se considera los recursos de personal, materiales, transporte y servicios. En el análisis de costos unitarios, para determinar el costo de operación de centros de control, solo se considera la mano de obra del operador y el auxiliar técnico, dado que el jefe de departamento de operaciones y el Ingeniero Supervisor se considera en el área de transmisión del rubro de Gestión. Se ha considerado la frecuencia de maniobras en la operación de subestaciones, en base a la cantidad de celdas con que cuenta la subestación y la tasa de fallas. Para el caso de operación de subestaciones, el porcentaje de dedicación al SPT, se ha determinado en función a la valorización de los elementos que conforman la subestación y que son de propiedad de SAN GABÁN y sobre ello, aquellos que pertenecen al SPT. Costos de Mantenimiento Los costos de mantenimiento se determinaron en base a módulos unitarios (kilómetro de línea, celda y transformador) que consideran actividades estándares en la práctica. La valorización de cada módulo se determinó por el método de Costeo Basado en Actividades; en ese sentido se mantiene las frecuencias, rendimientos y alcances, para cada una de las actividades, utilizadas en regulaciones anteriores. El porcentaje dedicado al SPT para actividades de mantenimiento, ha sido determinado utilizando los mismos criterios de la fijación anterior y considerando la misma metodología empleada en regulaciones anteriores. Al respecto, cabe señalar que, para efectuar modificaciones a la metodología ya empleada, la empresa debe presentar dicha propuesta y adjuntar los documentos necesarios que respalden dicha modificación. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 204

210 Costos de Gestión Para el cálculo de los costos de gestión, se ha incluido los costos del personal de las áreas administrativas y jefatura de las áreas operativas; costos de gestión no personales en la administración del negocio de transmisión de energía eléctrica incluyendo seguros. Además, los costos de seguridad necesarios para la vigilancia de las instalaciones que lo requieran. En relación a los tiempos de dedicación por actividad principal (%), para el rubro Transmisión, estos son determinados en función a los ingresos totales declarados por las empresas en sus estados financieros (2015 para la presente fijación tarifaria), manteniendo el criterio establecido en la regulación tarifaria del 2016 y el mismo que ha sido utilizado en las diferentes fijaciones tarifarias. Los costos de gestión personal se han determinado a partir de la información del estudio de mercado laboral, efectuado por la empresa consultora PriceWaterHouseCooper; así mismo, se han empleado las remuneraciones correspondientes al percentil 90 del Cuadro General de Remuneraciones y el cuartil superior del Sector Electricidad según los resultados de la Encuesta publicada por PriceWaterHouseCoopers, del 31 de enero de Los costos unitarios de diversos recursos (materiales, maquinaria y equipos), corresponde a costos de mercado tomados de la revista COSTOS, que son los mismos publicados en la revista CAPECO. En lo que respecta a los costos de seguros, se han actualizado los porcentajes de prima con información reciente, que corresponde al promedio que sufragan las empresas dedicadas de manera exclusiva al negocio de la transmisión, el cual asciende a 2,46 (por mil). Respecto a los costos relacionados con el Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF), se ha mantenido el cálculo efectuado en regulaciones anteriores, dado que la tasa promedio vigente de 0,005% rige a partir del 01 de abril de 2011, según lo dispuesto en la Ley N Ley que modifica los artículos 10, 13 y 17 del Texto Único Ordenado de la Ley para la Lucha contra la Evasión y para la Formalización de la Economía. Costos de seguridad La valorización de la seguridad se basa en puestos de vigilancia de 24 horas, se considera 2, 1 o ningún puesto de vigilancia dependiendo de la importancia y ubicación estratégica de las subestaciones. Los costos de seguridad en las subestaciones donde existe más de un titular se han prorrateado en función al costo de inversión. Como resultado, el COyM de las instalaciones de SAN GABÁN que pertenecen al SPT asciende a USD según el detalle que se muestra en el Cuadro No. L.3. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 205

211 Cuadro N L.3 COyM del SPT de SAN GABÁN (en USD) Análisis de Osinergmin OPERACIÓN 828 Operación CC 576 Operación de Subestaciones 252 MANTENIMIENTO Líneas de Transmisión 0 Subestaciones Mantenimiento CC y TEL 946 GESTIÓN Personal No Personales Costos No Personales sin Seguros SEGUROS SEGURIDAD Sub Total COyM VNR COyM/VNR 3,91% Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 206

212 Anexo M Determinación de la Remuneración Anual Garantizada (RAG) y Remuneración Anual por Ampliaciones (RAA) El presente Anexo contiene los criterios, metodología y resultados de la determinación de la Remuneración Anual por Ampliaciones (en adelante RAA ), la determinación y la liquidación anual de la Remuneración Anual Garantizada (en adelante RAG ) y de los correspondientes montos de pago de los agentes (generadores y consumidores finales) para asegurar que la Remuneración anual (en adelante RA ) de REP sea íntegramente pagada en conformidad con lo establecido en el Contrato de Concesión suscrito entre el Estado Peruano y dicha empresa de transmisión. Para la liquidación anual de la RAG, se ha tenido en cuenta lo estipulado en el Anexo N 7, numeral 7.0 (Procedimiento de liquidación anual) 50 del Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN ETESUR (en adelante CONTRATO ) y el Procedimiento para la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN ETESUR, aprobado mediante Resolución Nº OS/CD (en adelante el PROCEDIMIENTO ). Asimismo, se han tomado en cuenta las Resoluciones N OS/CD, N OS/CD y sus modificatorias; así como, la información con que cuenta Osinergmin hasta antes de la fecha de la elaboración del presente informe, la misma que fuera remitida por REP. Los resultados se reajustarán con base en la información completa que se reciba de acuerdo con el procedimiento establecido. De acuerdo con el CONTRATO, Osinergmin debe definir los mecanismos tarifarios y los correspondientes valores para asegurar que la RAG 51 y la RAA, sean íntegramente pagadas a la Sociedad Concesionaria. Así mismo, deberá fijar las proporciones del pago mensual que deben efectuar los generadores y los consumidores finales. A este respecto, los cálculos correspondientes se exponen en el apartado M.3. Para efectos del CONTRATO, el año 15 corresponde al periodo mayo 2016 abril 2017 y el año 16 corresponde al periodo mayo 2017 abril Cabe precisar que en julio de 2006 se modificó el Anexo 7 a través de la suscripción de la correspondiente Adenda. En este sentido, se varió el orden de pago y en la actualidad, para el cálculo de la RAG, se considera, antes de la remuneración del SPT, los montos que corresponden pagar a los consumidores finales por los SST. 51 Monto anual de USD ,00. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 207

213 M.1 Determinación de la RAA La RAA correspondiente al periodo mayo abril 2018 se determina con base a lo estipulado en el CONTRATO y en sus cláusulas adicionales referidas a las Ampliaciones 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 14, 15 y 16: Ampliación Nº 1 La Cláusula Adicional se suscribió el 31 de marzo de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución de la Ampliación 1 que comprende el Proyecto de Construcción de la Nueva Subestación Chilca REP y Ampliación de Capacidad de las líneas desde la Subestación San Juan hasta la futura Subestación Chilca REP, cuyas características y valor estimado establecido en dicha cláusula adicional es el siguiente: Cuadro No. M.1 Instalaciones de la Ampliación Nº 1 Descripción Monto USD 1 Suministro, obra civil y montaje Segundo circuito de la Línea L-2208 y reforzamiento del circuito existente para tener una capacidad final de 2x180 MVA Desmontaje de la línea L-2090 e instalación de una nueva línea, doble circuito, con capacidad de 350 MVA por circuito, en la faja de servidumbre de la línea L Ampliación Subestación San Juan: una celda de 220 kv y acondicionamiento de las instalaciones existentes Construcción de la Subestación Chilca, con 11 celdas de 220 kv y previsión de terreno para patio de 500 kv Modificaciones menores en las subestaciones: Zapallal, Ventanilla, Chavarría, Callahuanca, Santa Rosa, Independencia e Ica Estudios, diseños y gastos generales Gerenciamiento supervisión e inspección Total valor estimado de la inversión Previsión para Solución de problemas de servidumbre 4.1 Variantes Técnicas Reasentamientos Total Previsión Asimismo, el 15 de abril de 2008 se modificó la primera cláusula adicional por ampliaciones, que consideraba la remuneración de las obras de Repotenciación del Sistema de Barras de la Subestación San Juan, considerando un monto de USD Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 208

214 Ampliación Nº 2 La Cláusula Adicional se suscribió el 26 de julio de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución del Ampliación 2 que comprende el Proyecto de Construcción del Segundo Circuito de la Línea de Transmisión Zapallal Paramonga Nueva Chimbote 1, cuyas características y valor estimado establecido en dicha cláusula adicional es el siguiente: Cuadro No. M.2 Instalaciones de la Ampliación Nº 2 1 Descripción Segunda Terna 220 kv, Zapallal-Paramonga Nueva- Chimbote 1 Monto USD Ampliación Subestación Zapallal 220 kv Ampliación Subestación Paramonga Nueva 220 kv Ampliación subestación Chimbote 1, 220 kv Gerenciamiento y supervisión Valor estimado de la inversión Previsión Reasentamiento de Viviendas Total Ampliación Nº 3 La Cláusula Adicional se suscribió el 16 de mayo de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución del Ampliación 3 que comprende el Proyecto de Ampliación de las Subestaciones Ica, Marcona y Juliaca, cuyas características y valor estimado establecido en dicha cláusula adicional es el siguiente: Cuadro No. M.3 Instalaciones de la Ampliación Nº 3 Descripción Monto USD 1 Ampliación Subestación Marcona 220/60/10 kv Ampliación Subestación Ica 220/60/10 kv Ampliación Subestación Juliaca 138/22,9/10 kv Gerenciamiento y Supervisión Valor estimado de la inversión Ampliación Nº 4 La Cláusula Adicional se suscribió el 16 de mayo de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución del Ampliación 4 que comprende el Compensación Capacitiva en la Zona de Lima: Subestación Santa Rosa 2x20 MVAR, 60 kv y Subestación Chavarría 2x20 MVAR, 60 kv, cuyas características y valor estimado establecido en dicha cláusula adicional es el siguiente: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 209

215 Cuadro No. M.4 Instalaciones de la Ampliación Nº 4 Descripción Monto USD 1 Compensación Subestación Santa Rosa 2x20 MVAR, 60 kv Compensación Subestación Chavarría 2x20 MVAR, 60 kv Gerenciamiento y Supervisión Valor estimado de la inversión Ampliación Nº 5 La Quinta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió el 21 de enero de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución del Ampliación 5 que comprende la Ampliación de capacidad de transformación de las subestaciones: Quencoro, Azángaro, Trujillo Norte, Piura Oeste y Tingo María; adecuación para la conexión del proyecto Tocache-Bellavista y Ampliación de la Barra de 60 kv de la subestación independencia, cuyas características y valor estimado establecido en dicha cláusula adicional es el siguiente: Cuadro No. M.5 Instalaciones de la Ampliación Nº 5 Ítem Descripción Total (USD) 1 S.E. Quencoro S.E. Azángaro S.E. Trujillo Norte Banco Trujillo Norte S.E. Piura Oeste S.E. Tingo María Adecuación Conexión S.E. Bellavista S.E. Independencia Total general Ampliación Nº 6 La Sexta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió el 30 de noviembre de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución de la Ampliación que comprende la ejecución del Segundo Circuito Línea de Transmisión Chiclayo Oeste Piura Oeste, con una capacidad de 180 MVA, que incluirá entre otros, el reemplazo de elementos estructurales, montaje de cadena de aisladores, tendido y regulación de conductor. Así mismo, se especifica que en donde hay postes de madera se ejecutará una variante en postes de madera en circuito sencillo, con longitud aproximada de 75 km. Además, se incluyen: i) la solución definitiva de servidumbres ocupadas cuya responsabilidad de solución es del Concedente, según lo establecido en el numeral del Contrato de Concesión y del Acta Final de Negociación Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 210

216 sobre la problemática de servidumbres de las LT de REP; ii) Ampliación de la subestación Chiclayo Oeste, que consiste en equipar una nueva celda de línea para la segunda terna a la SE Piura Oeste; iii) Ampliación de la subestación Piura Oeste, que consiste en equipar una nueva celda de línea para la segunda terna a la SE Chiclayo Oeste; iv) Repotenciación del circuito existente Chiclayo Oeste Piura Oeste 220 kv para incrementar la potencia de transmisión de 152 MVA a 180 MVA. El valor estimado establecido en dicha cláusula adicional es el siguiente: Cuadro No. M.6 Instalaciones de la Ampliación Nº 6 Descripción Monto USD (*) 1 Segunda Terna 220 kv Chiclayo - Piura Ampliación Subestación Chiclayo Oeste 220 kv Ampliación Subestación Piura Oeste 220 kv Repotenciación del circuito existente Gerenciamiento y supervisión Total Estimado de la Inversión (*) Mediante Adenda N 1 a la Sexta Cláusula Adicional del CONTRATO, se modificó el Valor Estimado de la Inversión. La Ampliación Nº 6 deberá ser puesta en operación comercial dentro de un plazo no mayor a veintiún (21) meses, contados a partir de la fecha de suscripción de dicha cláusula. Ampliación Nº 7 Esta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió el 12 de mayo de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución de la Ampliación que comprende la Adecuación Integral de las Subestaciones Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal. Dicha ampliación comprende la adecuación integral de las Subestaciones Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal, la cual consiste en la ampliación de la capacidad de las subestaciones mediante la sustitución de las instalaciones de barras, mallas de puesta a tierra y equipos de patio de 220 kv y 60 kv de concesión de la Sociedad Concesionaria., con el fin de soportar las nuevas condiciones de crecimiento del nivel de cortocircuito derivadas del desarrollo de nuevos proyectos de generación eléctrica y de los sistemas de transmisión 220 kv y 500 kv del SEIN. El valor estimado establecido en dicha cláusula adicional es el siguiente: Cuadro No. M.7 Instalaciones de la Ampliación Nº 7 Ítem Descripción Total (USD) 1 S.E. Chavarría Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 211

217 Ítem Descripción Total (USD) 2 S.E. San Juan S.E. Santa Rosa S.E. Ventanilla S.E. Zapallal Gerenciamiento Total general La Ampliación Nº 7 deberá ser puesta en operación comercial dentro de un plazo no mayor a veinte (21) meses, contados a partir de la fecha de suscripción de dicha cláusula, de acuerdo a lo señalado en la Adenda N 1 de la Sétima Cláusula Adicional por Ampliaciones (Ampliación N 7), suscrita el 19 de setiembre de Ampliación Nº 8 Esta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió el 12 de mayo de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución de la Ampliación que comprende la Ampliación de la capacidad de transmisión a 180 MVA de las líneas de Transmisión en 220 kv Independencia Ica (L-2209) e Ica Marcona (L-2211). Dicha ampliación comprende la ampliación de la capacidad de transmisión de 141 MVA a 180 MVA de la línea de transmisión en 220 kv Independencia Ica (L2209) y la ampliación de la capacidad de transmisión de 141 MVA a 180 MVA de la línea de transmisión en 220 kv Ica Marcona (L-2211). Cuadro No. M.8 Instalaciones de la Ampliación Nº 8 Descripción Monto USD 1 Repotenciación de la LT Ica-Marcona Repotenciación de la LT Ica-Independencia Gerenciamiento Costos de estudios de anteproyectos Total Estimado de la Inversión La Ampliación Nº 8 deberá ser puesta en operación comercial dentro de un plazo no mayor a dieciséis (16) meses, contados a partir de la fecha de suscripción de dicha cláusula. Ampliación Nº 9 Esta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió el 12 de noviembre de Posteriormente, el 20 de diciembre de 2010, se suscribe una Adenda N 1 modificatoria de la Novena Cláusula Adicional por Ampliaciones, mediante la cual se modifican, entre otros, los alcances e inversiones correspondientes. Mediante esta cláusula se acordó la ejecución de la Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 212

218 Ampliación que comprende el Segundo circuito línea de transmisión en 220 kv Chiclayo Oeste Guadalupe Trujillo Norte y Ampliación de las subestaciones asociadas, Ampliación de la capacidad de transmisión del circuito existente 220 kv Chiclayo Oeste-Guadalupe-Trujillo Norte y la Ampliación de la Capacidad de Transformación de las Subestaciones: Huacho, Chiclayo Oeste y Guadalupe. Cabe señalar que mediante la Adenda N 2, suscrita el 19 de setiembre de 2011, se modificó el Anexo 3 de la Novena Cláusula Adicional por Ampliaciones (Ampliación N 9), cuyo detalle se presenta a continuación. Instalaciones de la Ampliación Nº 9 Ítem Cuadro No. M.9 Descripción A. Segundo Circuito Chiclayo-Guadalupe-Trujillo Total (USD) S.E. Chiclayo S.E. Guadalupe S.E. Trujillo L.T. Chiclayo-Guadalupe-Trujillo Total A B. Ampliación de Transformación de Subestaciones S.E. Huacho S.E. Chiclayo S.E. Guadalupe Total B C. Gerenciamiento D. Instalación provisional E. Sistema de Transferencia de Carga Total general La Ampliación Nº 9 deberá ser puesta en operación comercial dentro de un plazo no mayor a veintiún (21) meses, contados a partir de la fecha de suscripción de la Adenda N 1. Ampliación Nº 10 Esta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió el 15 de junio de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución de la Ampliación que comprende la Implementación del Reactor Serie y celdas de conexión entre las barras de 220 kv de las subestaciones Chilca Nueva y Chilca REP y de la Resistencia de neutro del autotransformador en la subestación Chilca 500/200 kv y la Segunda Etapa de Ampliación de la Subestación Independencia 60 kv. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 213

219 Cuadro No. M.10 Instalaciones de la Ampliación Nº Descripción Implementación del reactor serie y resistencia de neutro de transformador en la Subestación Chilca 500 kv Segunda etapa de ampliación de la subestación independencia Monto USD Gerenciamiento Total Estimado de la Inversión La Ampliación Nº 10 deberá ser puesta en operación comercial dentro de un plazo no mayor a veintiún (21) meses, contados a partir de la fecha de suscripción de dicha cláusula. Ampliación Nº 11 Esta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió el 15 de junio de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución de la Ampliación que comprende el Cambio de la Configuración en 220 kv de Barra Simple a Doble Barra en la Subestación Pomacocha, Ampliación de la capacidad de transmisión de la LT 220 kv Pachachaca-Pomacocha de 152 MVA a 250 MVA y el Cambio de Configuración en 138 kv de Barra Simple a Doble Barra de la Subestación Tintaya. Cuadro No. M.11 Instalaciones de la Ampliación Nº 11 Descripción Monto USD 1 Subestación Pomacocha Repotenciación de la L. T. 220 kv Pomacocha- Pachachaca Subestación Tintaya Total Estimado de la Inversión Mediante Adenda N 1 a la Décimo Primera Cláusula Adicional por Ampliaciones, se ha establecido que dicha Ampliación deberá ser puesta en operación comercial dentro de un plazo no mayor a once (11) meses, contados a partir de la fecha de suscripción de dicha cláusula. Ampliación Nº 12 Esta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió el 10 de febrero de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución de la Ampliación de la Capacidad de Transformación de la Subestación Puno y Cambio de Configuración de Barras en 138 kv T a Pi de la Subestación Ayaviri. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 214

220 Cuadro No. M.12 Instalaciones de la Ampliación Nº 12 Descripción Monto USD 1 Subestación Ayaviri Subestación Puno Total Estimado de la Inversión Ampliación Nº 14 Esta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió el 27 de julio de Mediante esta cláusula se acordó la Construcción de la Nueva Subestación Reque 220 kv y Ampliación de la Capacidad de Transformación de la Subestación Trujillo Norte. Cuadro No. M.13 Instalaciones de la Ampliación Nº 14 Descripción Monto USD 1 Subestación Reque Subestación Trujillo Norte Total Estimado de la Inversión Ampliación Nº 15 Esta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió el 20 de febrero de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución de la ampliación que comprende: i) Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Línea de Transmisión 220 kv San Juan Chilca (L-2093) de 350 MVA a 700 MVA, que comprende convertirla a una línea de transmisión de doble terna y ampliación de subestaciones asociadas, ii) Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la línea de Transmisión 220 kv Ventanilla Zapallal de 152 a 270 MVA por terna, mediante una nueva línea de transmisión de doble terna utilizando la misma servidumbre ; y, iii) Instalación del Cuarto Circuito 220 kv de 189 MVA, utilizando las estructuras existentes de la Línea de Transmisión 220 kv Ventanilla Chavarría y Ampliación de Subestaciones Asociadas. Cuadro No. M.14 Instalaciones de la Ampliación Nº 15 Descripción Monto USD 1 Ampliación L.T. San Juan Chilca 220kV Ampliación L.T. Ventanilla Zapallal 220 kv Instalación del cuarto circuito 220 kv LT Ventanilla Chavarría Total Estimado de la Inversión Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 215

221 Ampliación Nº 16 La Décimo Sexta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió con fecha 11 de julio de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución de la Ampliación Nº 16 que comprende: i) Construcción de la Nueva Subestación Amarilis 138 kv, ii) Construcción de los Enlaces de Conexión en 138 kv: a) S.E. Amarilis S.E. Huánuco y c) S.E. Amarilis - L.T. a S.E. Paragsha, y iii) Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la Línea de Transmisión 138 kv Paragsha Huánuco (L-1120) de 45 MVA a 75 MVA. Cuadro No. M.15 Instalaciones de la Ampliación Nº 16 Descripción Monto USD 1 Enlaces de conexión en 138 kv Nueva Subestación Amarilis Ampliación LT Paragsha Huánuco Total Estimado de la Inversión Ampliaciones Menores Mediante Minuta suscrita por las Partes el 31 de marzo de 2006, se aprobaron cláusulas adicionales al CONTRATO con el objeto de introducir en el contrato mecanismos que hagan viable la inversión en ampliaciones por parte de la sociedad concesionaria y atenúen las limitantes originadas de las que adolece el contrato. En virtud de ello, el MINEM y la sociedad concesionaria Red de Energía del Perú S.A. acordaron modificar las definiciones de ampliaciones. El concepto de Ampliaciones Menores fue definido como ampliaciones ejecutadas por la sociedad concesionaria aprobadas por el Concedente, cuyo presupuesto de inversión no supere la suma de USD (doscientos mil dólares de los Estados Unidos de América), sin incluir el impuesto general a las ventas. De acuerdo a lo señalado en el numeral del CONTRATO, la ejecución de Ampliaciones Menores no requiere la suscripción de una Cláusula Adicional al CONTRATO, siendo suficiente que la aprobación del concedente se manifieste mediante Resolución Directoral de la Dirección General de Electricidad, respecto del presupuesto y del proyecto de inversión presentado por la sociedad concesionaria. Las Ampliaciones Menores ejecutadas conforme a lo establecido en el numeral del CONTRATO recibirán una remuneración extraordinaria por única vez, mediante la inclusión en el cálculo de la liquidación anual, que efectuará Osinergmin de acuerdo a lo indicado en el numeral 7 del Anexo N 7 del CONTRATO, de un monto adicional agregado a la RA del año siguiente (RA(n+1)) igual a la sumatoria de la remuneración extraordinaria de cada Ampliación Menor puesta en servicio durante el año anterior. Cabe indicar que, como parte de la información remitida para efectos de la liquidación, REP alcanzó el Informe de Auditoría de la Ampliación Menor N Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 216

222 3. Al respecto, en dicho documento se menciona que la Inversión de la Ampliación Menor N 3, aprobada por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Directoral N MEM/DGE, resultó en USD Asimismo, se menciona que dicho valor, aunque es mayor al presupuesto aprobado en la Adenda para dicha ampliación (USD ), es menor a USD , que fue el valor máximo de inversión establecido en aplicación de lo estipulado en el numeral 9 del Anexo 7 del contrato de Concesión. Total de Ampliaciones Según lo previsto en la cláusula 4 del contrato de concesión, el monto de inversión definitivo de cada Ampliación es el determinado en el respectivo informe de auditoría aprobado por el Ministerio de Energía y Minas. A continuación, se describen las inversiones previstas en cada adenda de Ampliación y las consignadas en los respectivos informes de auditoría. Cabe indicar que, a la fecha de elaboración del presente informe, se cuentan con los informes de auditoría hasta la Ampliación N 10. Para fines de la presente liquidación, en el caso de las Ampliaciones restantes, se han considerado los valores de inversión estimados consignados en las respectivas Cláusulas Adicionales de Ampliaciones. De este modo, de acuerdo con el procedimiento especificado en el numeral 4 del Anexo Nº 7 del CONTRATO, la RAA corresponde a la sumatoria de las Ampliaciones Nº 1 a N 16 (sin considerar la Ampliación N 13). El resumen de las inversiones consideradas para efectos del presente proceso se muestra en el cuadro siguiente: Cuadro No. M.16 Inversiones para el total de Ampliaciones Ampliación Inversión Adenda Inversión Informe de (USD) Auditoría (USD) Ampliación Nº Ampliación Nº Ampliación Nº Ampliación Nº Ampliación Nº Ampliación Nº Ampliación Nº Ampliación N Ampliación N Ampliación N Ampliación N Ampliación N Ampliación N Ampliación N Ampliación N Ampliación Menor N Total De acuerdo a lo señalado en la cláusula del CONTRATO, para determinar la RAA se ha considerado una vida útil de 26 años para la Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 217

223 Ampliación N 1, 25 años para la Ampliación N 2, 24 años para la Ampliación N 3, 24 años para la Ampliación N 4, 23 años para la Ampliación N 5, 22 años para la Ampliación N 6, 21 años para la Ampliación N 7, 22 años para el caso de la Ampliación N 8, 21 años para el caso de la Ampliación N 9, 20 años para el caso de las Ampliaciones N 10, N 11, N 12, N 14, N 15 y N 16. Por otro lado, de acuerdo con el CONTRATO, en caso de que las Ampliaciones impliquen el retiro de Bienes de la Concesión se debe deducir el monto de la operación y mantenimiento de los bienes retirados; para ello, se debe aplicar el mismo porcentaje establecido en el ítem b) del numeral 4.2 del Anexo Nº 7 sobre el Valor Nuevo de Reemplazo determinado por Osinergmin. Con base a lo anterior, el monto estimado de la RAA, expresado al 30 de abril de 2018, asciende a un total de USD M.2 Determinación y Liquidación de la RA M.2.1 Determinación de la RAG año 16 ( ) Conforme a lo dispuesto en el numeral 6 del Anexo N 7 del CONTRATO, Osinergmin debe reajustar anualmente la RAG sobre la base de la variación en el índice Finished Goods Less Food and Energy (serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento de Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos de América. Para tal fin, se utilizará el último dato definitivo de la serie indicada, disponible en la fecha que corresponda efectuar la regulación de las tarifas de transmisión según las leyes aplicables. Asimismo, es del caso indicar que mediante Oficio N MEM/DGE, recibido el 16/02/2017, el Ministerio de Energía y Minas remitió, entre otras, las Adendas del contrato de concesión de Red de Energía del Perú S.A., mediante las cuales se ha reemplazado el Índice WPSSOP3500 (Finished Goods Less Food and Energy) por el Índice WPSFD4131 (Finished Goods Less Food and Energy) publicados ambos por el Departamento del Trabajo del Gobierno (Bureau of Labor Statistics). Al respecto, en dichas adendas se señala que el cambio obedece a la discontinuidad del Índice WPSSOP3500, el cual dejó de ser publicado en diciembre de 2015, adendas suscritas que se están considerando en la presente regulación. En consecuencia, en el presente informe se utiliza el valor del índice de 196,0, correspondiente al valor definitivo del mes de octubre de 2016 (Ver Anexo P). Cabe indicar que, de acuerdo al contrato de concesión, se señala que se utilizará el último dato definitivo disponible a la fecha que corresponda efectuar la regulación de las tarifas según las leyes aplicables. Este valor implica un ajuste de la RAG de 196/149,9 =1, ; en consecuencia, se tiene: RAG (16) = USD x 1, = USD Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 218

224 Asimismo, el valor de la RAA actualizada, asciende a USD Por otro lado, de acuerdo con el CONTRATO, en caso de que las Ampliaciones impliquen el retiro de Bienes de la Concesión se debe deducir el monto de la operación y mantenimiento (COyM) de los bienes retirados; para ello, se debe aplicar el mismo porcentaje establecido en el ítem b) del numeral 4 del Anexo Nº 7 sobre el Valor Nuevo de Reemplazo determinado por Osinergmin. Al respecto, se continúa considerando preliminarmente el descuento determinado en oportunidad de la liquidación anterior del COyM de los bienes retirados como consecuencia de la implementación de Ampliaciones. Cabe indicar que el valor definitivo del COyM de bienes retirados como consecuencia de la implementación de ampliaciones, se determinará posteriormente sobre la base de un estudio que realice Osinergmin. El monto de la RAG sumado con el valor de la RAA, resulta en el siguiente valor actualizado de la RA: RA = USD USD = USD M.2.2 Liquidación de la RA En mérito al PROCEDIMIENTO, con fecha 19 de enero de 2017, REP presentó, mediante documento CS , su propuesta de liquidación para el período mayo 2017-abril 2018 en base a la información disponible hasta diciembre Cabe señalar que el PROCEDIMIENTO prevé un Reajuste de la Liquidación con la información de los meses de enero hasta abril de 2017, que presente REP en los plazos establecidos en el mismo. Así, el detalle de la liquidación del periodo mayo 2016 a abril de 2017 se presenta en el cuadro siguiente: 52 Este valor es el resultado de la aplicación de las últimas Adendas al CONTRATO. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 219

225 Cuadro No. M.17 Mes Tipo de Cambio RAG mensual Montos Facturados Mensualmente Saldo de liquidación Valor a Abril del 2017 USD US D RA1 S/ RA2 S/ Total S/ Total USD USD Mensual USD Valor presente a Abril Mayo 14/06/2016 3, , , , , , , , ,76 2 Junio 14/07/2016 3, , , , , , , , ,21 3 Julio 12/08/2016 3, , , , , , , , ,84 4 Agosto 14/09/2016 3, , , , , , , , ,74 5 Septiembre 14/10/2016 3, , , , , , , , ,20 6 Octubre 14/11/2016 3, , , , , , , , ,94 7 Noviembre 14/12/2016 3, , , , , , , , ,91 8 Diciembre 13/01/2017 3, , , , , , , , ,78 9 Enero 14/02/2017 3, , , , , , , , ,98 10 Febrero 14/03/2017 3, , , , , , , , ,42 11 Marzo 14/03/2017 3, , , , , , , , ,79 12 Abril 14/03/2017 3, , , , , , , , ,99 Total , , ,81 LIQUIDACIÓN TOTAL Fecha de Tipo de Cambio RA a Liquidar Año 15 (Res OS/CD) (USD) (A) Recalculo RAA año 15 (USD) al 30/04/17 (B) Recalculo RA a Liquidar Año 15 (USD) al 30/04/17 (C=A+B) Valor actualizado de los montos facturados (USD) al 30/04/17 (D) Liquidacion US$ al 30/04/17 (E=C-D) Recuperación del ITF al 30/04/17 (USD) (F) Recuperación del ITF Adic a la RAG al 30/04/17 (USD) (G) Liquidación Total a Liquidación Total aplicar a la RAG año al 30/04/17 (USD) 16 (USD) al 30/04/18 (H=E+F+G) (I) ACTUALIZACIÓN DE LA RA RUAM + RA RAG (Actualizada Año 16) (USD) al 30/04/18 (J) RAA al 30/04/18 (USD) (K) RA al 30/04/18 (USD) (L=J+K) Liquidación Total a aplicar a la RAG año 16 (USD) al 30/04/18 (I) Remuneración Única por Ampliaciones Menores (USD) (M) RA año 16 al 30/04/18 (USD) (L+I+M) Cabe señalar que, para cada adenda de Ampliación, la remuneración anual se determina considerando el monto de inversión determinados en el informe de auditoría y la fecha de puesta en operación comercial consignada en el acta correspondiente. Para los casos en donde no se cuente con la información del monto de inversión auditado y/o la fecha de puesta en operación comercial, se utiliza la inversión y plazo estimado señalado en la adenda de Ampliación. Por ello, REP deberá alcanzar el acta de puesta en operación comercial y el informe de auditoría de las ampliaciones que no cuenten aún con dicha información a efectos de corregir los valores de la liquidación de ingresos. Con base a lo mencionado, se modifica la RA a liquidar la cual asciende a USD Conforme a los resultados mostrados en el cuadro anterior, el saldo de la Liquidación del Periodo mayo abril 2017, expresada a fines de abril de 2017, asciende a USD M.2.3 Recupero del ITF Por otro lado, de acuerdo a lo establecido en la Cuarta Cláusula de la Adenda al CONTRATO suscrita del 26 de julio del 2006, se debe agregar el monto de Recuperación por ITF del periodo mayo 2016 abril 2017 a la RA del periodo mayo 2016 abril 2017; dicho monto comprende USD por ingresos de la RA y USD 457 por ingresos adicionales a la RAG, con lo cual el reajuste de liquidación asciende a USD USD = Este monto, expresado al 30 de abril de 2018, es igual a USD Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 220

226 El detalle del cálculo efectuado se muestra en los cuadros siguientes: Cuadro No. M.18 ITF de Ingreso por la RA Tipo de Mes Cambio Montos Facturados Mensualmente N USD RA1 S/ RA2 S/ Total S/ Total USD Factor ITF ITF USD VF USD* 11 Mayo 14/06/2016 3, , Junio 14/07/2016 3, , Julio 12/08/2016 3, , Agosto 14/09/2016 3, , Septiembre 14/10/2016 3, , Octubre 14/11/2016 3, , Noviembre 14/12/2016 3, , Diciembre 13/01/2017 3, , Enero 14/02/2017 3, , Febrero 14/03/2017 3, , Marzo 14/03/2017 3, , Abril 14/03/2017 3, , Valor ITF expresado al 30 de Abril de 2017 USD Valor ITF expresado al 30 de Abril de 2018 USD Cuadro No. M.19 ITF de Ingreso por Instalaciones Adicionales a la RAG N Mes Tipo de INGRESOS ADICIONALES A LA RAG (USD) Cambio Facturación USD Factor ITF ITF USD VF USD* Mensual 11 Mayo 3, , Junio 3, , Julio 3, , Agosto 3, , Septiembre 3, , Octubre 3, , Noviembre 3, , Diciembre 3, , Enero 3, , Febrero 3, , Marzo 3, , Abril 3, , Valor ITF expresado al 30 de Abril de 2017 USD 457 Valor ITF expresado al 30 de Abril de 2018 USD 512 Finalmente, con base en las actualizaciones y ajustes anteriores, el monto total que corresponderá cobrar a REP por el periodo mayo 2017 abril 2018 resulta en USD , expresado al 30 de abril de 2018, conforme se muestra en el cuadro siguiente: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 221

227 Cuadro No. M.20 Cálculo de la RA de Red de Energía del Perú S.A. Concepto USD Remuneración Anual RA Remuneración Anual Garantizada RAG Remuneración Anual por Ampliaciones RAA Total RA Liquidación Anual de la RAG (May-15-Abr-16) Saldo a favor del ITF de Mayo 15 a Abril Recuperación del ITF Adic a la RAG 512 Total RA ( ) M.3 Remuneración de la RA De acuerdo con el CONTRATO, Osinergmin debe definir los mecanismos tarifarios y los correspondientes valores, para asegurar que la RAG debidamente ajustada y la RA sean íntegramente pagadas a REP. Para este fin, en el Anexo N 7 del CONTRATO se establecieron las siguientes consideraciones: La RA(n) comprende los siguientes conceptos: RA1(n) que se paga mediante compensaciones mensuales que serán facturadas a los titulares de generación (Pago de los Generadores) y la RA2(n) que debe ser pagada por los consumidores finales por el SPT y SST. El monto de la RA1(n) que corresponde ser pagado por las instalaciones de Generación, debe ser establecido por Osinergmin, antes del 30 de abril del año n. Este monto debe ser asumido por los titulares de generación en función del uso físico que realicen de dichas instalaciones de transmisión. Asimismo, se establece que el procedimiento para la asignación de la responsabilidad del pago de las compensaciones mensuales se debe basar en la determinación de los Factores de Distribución Topológicos 53. El pago de los consumidores finales RA2(n) se debe establecer mediante la siguiente diferencia: RA2(n) = RA(n) - RA1(n). El pago RA2(n) tiene dos componentes: El primero, llamado RA SST (n) (pago de los consumidores por el Sistema Secundario de Transmisión), que está compuesto por las tarifas y compensaciones por el SST, y el segundo, llamado RA SPT (n) (pago de los consumidores por el Sistema 53 Factores de Distribución Topológicos que se describe en el documento de Janusz Bialek Topological Generation and Load Distributions Factors for Supplemental Charge Allocation in Transmission Open Access publicado en el IEEE Transactions on Pow er Systems - Vol 12 - N 3 - August 1997 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 222

228 Principal de Transmisión) que lo componen: el Ingreso Tarifario Esperado y el Peaje por Conexión del SPT; los que deben establecerse mediante el procedimiento señalado en el numeral 5.2 del Anexo 7 del CONTRATO: A. Se determina las compensaciones correspondientes a las instalaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión de aplicación a la demanda (RA SST (n)), de conformidad con las Leyes Aplicables y en particular según lo establecido en el artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas aprobado por Decreto Supremo No EM y sus normas complementarias y modificatorias. En el cálculo de la RA SST (n) no se deben incluir las instalaciones que Generan Ingresos Adicionales a la RAG aplicables a la demanda. B. Se determina las compensaciones correspondientes a las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión (RA SPT (n)), de conformidad con las Leyes aplicables. C. Se calcula la suma (RA SST (n)+ RA SPT (n)). D. Si la suma calculada en C) resulta superior al valor de RA 2 (n), se procede a efectuar un reajuste en los peajes de los Sistemas Secundarios de Transmisión aplicable a los Usuarios Regulados comprendidos en la RA SST (n), hasta que la suma de las compensaciones sea igual a la RA 2 (n). Si aún con dicho reajuste subsistiese alguna diferencia, se efectuará un reajuste en el Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión, hasta alcanzar la igualdad indicada. E. Si la suma calculada en C) fuese inferior al valor de la RA2(n) se reajustará el valor del Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión hasta que la suma de las compensaciones sea igual a la RA 2 (n)... El procedimiento para el cálculo del pago de los consumidores, o cualquier parte de la metodología descrita para este fin, podrán ser modificados por el Osinergmin, cuando resulte indispensable o lo dispongan las Leyes Aplicables, sin alterar el valor de la RA2(n) y sin afectar el cálculo de la RA 2 (n). M.3.1 Determinación del Pago de los Generadores RA1 (16) A fin de estimar el monto anual del pago de los titulares de generación, para el periodo mayo 2017 abril 2018, se consideran las compensaciones fijadas para las instalaciones de REP en la Resolución que fija Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 223

229 Complementarios de Transmisión para el periodo mayo 2017 hasta abril de El monto anual estimado del pago de los titulares de generación, RA1 (16), asciende a la suma de USD , expresado al 30 de abril de M.3.2 Pago de los Consumidores RA2(16) M Determinación de la RA2(16) El pago de la componente de la RA asignable a la demanda correspondiente al año 16, RA2(16), se calculó con la siguiente expresión: Donde: RA2(16) = RA(16) - RA1(16) RA2(16): RA(16): RA1(16): Componente de la RA correspondiente al año 16, asignado a la demanda. Es la RA actualizada al año 16 determinada en M.3. Componente de la RA correspondiente al año 16, asignado a la generación, calculado en M.3.1. Como resultado, se determinó que el monto asignable a los consumidores, RA2(16), para el año 16, es igual a USD Cuadro No. M.21 Determinación del Pago de los Consumidores RA2 (16) Concepto USD Remuneración Anual (16) Pago generadores RA1 (16) Pago consumidores RA2 (16) M.3.4 Pago de los Consumidores por el Sistema Secundario de Transmisión RA SST (16) Como se señaló previamente, de acuerdo con el CONTRATO, la RAG2(15) se debe pagar mediante los siguientes rubros: RA SPT (16): Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión correspondiente al Sistema Principal de Transmisión que deben ser pagados por los consumidores de acuerdo con las leyes aplicables al mismo. RA SST (16): Ingreso Tarifario del Sistema Secundario de Transmisión y Peaje del Sistema Secundario de Transmisión que deben ser pagados por los consumidores a través de los cargos de transmisión secundaria. De este modo, se ha determinado que para el periodo mayo 2017 abril 2018, los ingresos por concepto del SST serían USD (USD 526 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 224

230 422 por concepto de Ingreso Tarifario y USD por concepto de Peajes del SST), así mismo, de acuerdo con el análisis efectuado en la presente fijación, el costo total anual del SPT sería USD La suma de ambos montos resulta en USD , que es menor a la RA2(16), en USD Por lo tanto, según lo señalado en el Anexo N 7 del Contrato de Concesión de REP, no corresponde realizar reajuste en los peajes de los SST aplicables a los clientes regulados. En consecuencia, se recomienda fijar el Costo Total de Transmisión por el SPT de REP en USD Cuadro N M.24 Determinación de la RA SST y RA SPT (16) Sin Reajuste Concepto USD RA RA RA RA2 SST ITA PSST RA2 SPT Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 225

231 Anexo N Precio Básico de Potencia N.1 Análisis de la Propuesta del Subcomité de Generadores N.1.1 Propuesta del Subcomité El Subcomité de Generadores ( SCG ) señala que su propuesta contempla las siguientes modificaciones respecto de la Fijación de Precios en Barra del año 2016: a) En cuanto a la Central Termoeléctrica: i. Precio y Capacidad Estándar de la Central Termoeléctrica de Punta El SCG ha determinado la Capacidad Estándar de la Unidad de Punta (CE ISO) y el Precio FOB de la Unidad de Punta (FOB TG) considerando cinco máquinas, las siguientes: M501F3, 7F-04, SGT5-2000E, AE94.2k y GT13E2. Al respecto, señala que están disponibles en la última edición de la revista GTHW. ii. Costo de Adquisición de Terreno El SCG actualiza el costo de la partida reconocida en la Fijación Tarifaria del año 2016, mediante la aplicación de un nuevo factor de ajuste; para ello, establece una metodología de cálculo. Al respecto, manifiesta que el factor de actualización actual no refleja adecuadamente el costo de adquisición de terreno en Lima; por consecuencia indica que, el valor de Costo de Adquisición de Terreno reconocido dentro del cálculo del Precio Básico de Potencia (PBP) es muy inferior a los costos del mercado. Por ello, el SCG plantea una metodología de cálculo que establece en primer lugar el área de terreno, para ello considera el área reconocida en el Precio Básico de Potencia de Chile ( m2); por otra parte, establece un precio del área del terreno considerando la ponderación de solo aquellos precios de los mayores terrenos en la ciudad de Lima, valores provenientes del Plan de Inversiones iii. Otras Partidas El SCG escala los costos de la Fijación Tarifaria del año 2016 para las partidas Transporte local, Montaje electromecánico, Pruebas y puesta en marcha, Supervisión, Adquisición de terreno, Obras preliminares y cerco, Obras civiles, Suministro de sistema de combustible, Suministro de sistema contra incendio, con factores de ajuste en moneda nacional y extranjera. Al respecto, señala que dichos factores se determinaron en función del tipo de cambio e índices de precios al por mayor para moneda nacional y en función a la variación del índice PPI serie WPSSOP3500 (el cual sostiene ahora es la serie WPSFD4131) para moneda extranjera. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 226

232 Manifiesta, además, que los valores finales de estas variables son los correspondientes al y, que deberán ser actualizados al b) En cuanto a los costos de Conexión Eléctrica: i. Precio FOB Se actualizaron los costos que conforman el Precio FOB con información de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para el Sistema de Transmisión del año Al respecto, con relación a dicho Precio FOB, propone se obtenga mediante la actualización a diciembre 2016 de los costos del equipamiento de transmisión que son parte de la mencionada Base de Datos. ii. Otras Partidas Los costos de la Fijación Tarifaria del año 2016 correspondiente a Transporte y Seguro Marítimo, Aranceles ad-valoren, Gastos de desaduanaje, Transporte local, etc., fueron escalados con factores de ajuste en moneda nacional y extranjera de manera similar a lo descrito en lo correspondiente al costo de la Central Térmica. c) En cuanto al Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento estándar (CFaOyMe) Señala que no fue necesario actualizar el rubro Sueldo bruto USD/mes de los costos fijos de personal debido a que están expresados en dólares americanos. Asimismo, menciona que para el Costo Fijo de Operación y Mantenimiento se actualizó el monto regulado por Osinergmin en la fijación tarifaria de 2016, por el factor de ajuste en moneda extranjera determinado por la variación del índice IPP serie WPSFD4131, publicado por el Bureau of Labor Statistics del United States Department of Labor. N.1.2 Análisis de la Propuesta Previo al análisis de la propuesta del SCG, se precisa que el índice IPP serie WPSSOP3500 del Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor de los Estados Unidos de Norteamérica, el cual se emplea para determinar el factor de ajuste en moneda extranjera, se encuentra desactualizada desde diciembre Esto se debe a que, desde inicio del año 2016, el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor de los Estados Unidos de Norteamérica dejó de publicar la serie WPSSOP3500, agregando en su página web, como concordante de la serie WPSSOP3500, la serie WPSFD4131, para su utilización para el futuro. De acuerdo con la revisión realizada se tiene que el gobierno de los Estados Unidos de Norteamérica, desde el año 2014 empezó un proceso de transición del sistema llamado Producer Price Index (PPI) de Stage of Procesing (SOP) a un nuevo sistema que lo denominó PPI Final Demand-Intermediate Demand (FD-ID) el cual concluyó en enero de En este caso, comparando el nuevo sistema de precios (FD-ID) con el anterior (SOP) se aprecia que la definición de los bienes finales para los cuales se calcula este índice, es la misma entre el WPSSOP3500 y WPSFD4131, tal como se presenta en el cuadro siguiente. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 227

233 Cuadro No. N.1 Por lo cual, revisando la evolución mensual de ambas series (WPSSOP3500 y WPSFD4131) para la información del año 2015, se tiene que siguen un mismo perfil de evolución, tal como se aprecia en el cuadro y figura siguiente. Cuadro No. N.2 Periodo WPSSOP3500 WPSFD4131 Diferencia % (b) - (a) ene ,7 190,7 0 feb ,3 191,2-0,052 mar ,6 191,5-0,052 abr ,6 191,6 0 may ,9 191,8-0,052 jun ,9 192,8-0,052 jul , ,052 ago sep ,2 193,3 0,052 oct ,7 192,9 0,104 nov ,9 193,1 0,104 dic ,4 193,5 0,052 Figura N , , , ,5 190 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 WPSSOP3500 WPSFD4131 Adicionalmente, aplicando un análisis estadístico de ambas series para la información del año 2015, se observa que tienen una media y mediana bastantes similares, tal como se puede mostrar en el cuadro siguiente. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 228

234 Cuadro No. N.3 Estadísticas WPSSOP3500 (a) WPSFD4131 (b) Diferencia % (b) - (a) Media 192,36 192,37 0,004 Mediana 192,80 192,85 0,026 Moda 191,60 193,00 0,731 Desviación estándar 0,89 0,94 6,019 Coeficiente de Variación 0,46% 0,49% 6,015 Mínimo 190,70 190,70 0,000 Máximo 193,40 193,50 0,052 Suma 2 308, ,40 0,004 Por lo mencionado, para los meses posteriores a diciembre de 2015 se considera el índice IPP de la serie WPSFD4131, el cual es equivalente a la serie anterior, conforme informó por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor de los Estados Unidos de Norteamérica. A continuación, se presenta el análisis de la propuesta del SCG: a) Respecto de las modificaciones propuestas en los costos de la Central Termoeléctrica: i. Sobre el Precio FOB y Capacidad Estándar: Se ha procedido a revisar el cálculo efectuado por el SCG, conforme se detalla en la sección N.2 del presente Anexo, incluyendo la última edición de la revista GTHW , que fue publicada el 20 de febrero de 2017, en donde se ha incluido la capacidad y precio de la máquina M501F y se ha retirado la capacidad y precio de la máquina M501F3 debido a que no se encuentra en el listado de unidades en dicha revista. ii. Sobre el Costo de Adquisición de Terreno: En principio cabe indicar que el numeral del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de la Potencia, aprobado mediante Resolución Nº OS/CD (en adelante Procedimiento ), no reconoce explícitamente el costo de adquisición del terreno para la construcción de la planta térmica, como parte de los montos de inversión a ser reconocidos a la empresa generadora a través del PBP. Al respecto, es necesario precisar que en la determinación PBP se ha considerado una remuneración asociada al terreno (costo de adquisición del terreno), que está vinculada a temas diferentes a la adquisición del derecho de propiedad del área superficial; la cual, fundamentalmente comprende Gestiones de adquisición del terreno y Gestiones de adecuación (administrativa y técnica) durante la vida útil y al final de la fase de cierre. Asimismo, en el caso de la propuesta de SCG, no presentan el debido sustento sobre los costos de terreno, debido a que el área del terreno propuesto para el PBP Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 229

235 ( m2) 54, se basa en un estudio realizado en Chile, sin presentar los conceptos y/o detalles incluidos en el referido estudio, con el fin de comparar y verificar que las características del área de esta central coinciden con la unidad de punta incluida en el PBP. Por tanto, para la presente regulación, se ha procedido a actualizar los costos aprobados en la regulación del año 2016, mediante el respectivo factor de ajuste. iii. Otras Partidas: Respecto del Transporte local, Montaje electromecánico, Pruebas y puesta en marcha, Supervisión, Adquisición de terreno, Obras preliminares y cerco, Obras civiles, Suministro de sistema de combustible, Suministro de sistema contra incendio, dado que no se ha efectuado una revisión detallada de los costos reconocidos en la regulación del año 2016, se ha considerado conveniente ajustar dichos valores considerando la variación del índice WPSFD4131 entre marzo de 2016 y marzo de 2017 para ajustar los costos en moneda extranjera. En tanto, para el caso de los costos en moneda nacional, se ajustan los costos de la regulación del año 2016 considerando la variación del IPM y del tipo de cambio entre marzo de 2016 y marzo de b) Con relación a los costos de la Conexión Eléctrica: i. Precio FOB: El precio FOB propuesto por el SCG es el resultado de la actualización de los costos de elementos de transmisión que son parte de la Base de Datos de los Módulos Estándar de Transmisión del año Al respecto, se debe indicar que se encuentra vigente la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para el Sistema de Transmisión del año 2017 fijada con Resolución N OS/CD, y modificada con la Resolución Nº OS/CD que consigna lo resuelto en los recursos de reconsideración (MOD_INV_2017), cuyos costos reconocidos están vigentes para su aplicación directa. ii. Otras Partidas: Para las partidas Transporte local, Obras civiles, Ingeniería, Montaje, Pruebas y puesta en servicio, suministro local y Supervisión se ha procedido al ajuste de los costos de la regulación del año 2016 considerando la variación del IPM y del Tipo de Cambio de marzo de 2016 y marzo de En cuanto a los Gastos Generales - Utilidad Contratista, estos se determinan como el 10% de las partidas antes señaladas, manteniendo el mismo criterio al reconocido en los costos de la Central Termoeléctrica. Con relación a los Intereses Durante la Construcción se ha empleado la Tasa TAMEX vigente al 31 de marzo de 2017, de 7,37%, publicada por el Banco Central de Reserva del Perú. c) En cuanto al Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento, 54 Cabe señalar que, dentro de sus comentarios, el SCG manifiesta que ha puesto de manera referencial el área de la C.T. Santo Domingo de Olleros, que es similar al área de m2 del estudio realizado en Chile. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 230

236 i. En cuanto al Costo Fijo de Operación y Mantenimiento, el SCG aplicó un factor de ajuste al monto regulado por Osinergmin en la fijación tarifaria de 2016, en lugar de aplicar el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia aprobado mediante Resolución Nº OS/CD, (en adelante el Procedimiento ). Por lo mencionado, se ha procedido a determinar estos costos de acuerdo con lo establecido en el Procedimiento, conforme se detalla en las secciones N.3 y N.4 del presente Anexo. N.2 Capacidad ISO y Precio FOB Se obtuvo el Precio Básico de Potencia conforme a la aplicación del Procedimiento habiéndose actualizado el valor de la Tasa activa promedio en moneda extranjera, TAMEX al 31 de marzo de 2017, publicada por el Banco Central de Reserva del Perú ( con información de la Superintendencia de Banca y Seguros ( Conforme a lo dispuesto en el Procedimiento, se ha verificado que en la última publicación, disponible al 31 marzo de 2017, cinco unidades tienen Capacidades Estándar (CE ISO ) que se encuentran dentro de los límites y condiciones exigidas en los numerales y del Procedimiento 55 : SGT5-2000E, AE94.2K, M501F, GT13E2 y 7F La capacidad estándar de la unidad de punta será al menor valor entre el de 3,5% de la máxima demanda anual del sistema para el año en que se presenta la propuesta y el 75% de la potencia efectiva de la unidad turbogas de mayor capacidad instalada en el sistema (límite inferior). Asimismo, será a lo más igual a la potencia efectiva de la unidad turbogas de mayor capacidad instalada en el sistema (límite superior): Donde: Min( 3,5%* MDaño,75%* PEFMC )... (1) CE ISO PEFMC MD año = Máxima demanda nacional anual proyectada del sistema para el año en que se presenta la propuesta. Min = Función mínimo valor. P EFMC = Potencia efectiva determinada por el COES-SINAC de la unidad turbogas de mayor capacidad que opera en el sistema para el momento en que se presenta la propuesta La capacidad estándar de la unidad de punta se determina de la siguiente manera: Donde: CCBGN ISO FCTC FCCS CE ISO = CCBGN ISO FCTC * FCCS... (2) = Capacidad nominal ISO (en Megavatios), en carga base con gas natural, a condiciones estándar ISO 2314, obtenida como el promedio aritmético de las últimas cinco ediciones disponibles de la revista GTWH, considerando unidades que operen con una frecuencia de 60 Hertz. = Factor de corrección por tipo de combustible, cuyo valor es de 0,9804 para el caso de turbinas a gas que operen con Diesel 2. En caso se modifique el combustible o el tipo de unidad se deberá establecer el valor aplicable para dicho caso. = Factor de corrección por condiciones de servicio, igual a 0,9876, resultado del producto de los siguientes factores para el caso de turbinas a gas: factor por pérdidas en filtros de aire, factor por pérdida de presión en escape, factor por consumo de servicios auxiliares y factor por pérdidas en el transformador. En caso se modifique el tipo de unidad se deberá establecer el valor aplicable para dicho caso. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 231

237 De este modo, se determina que la unidad de punta presenta una CE ISO igual a 178,03 MW y un precio FOB TG de miles USD, de conformidad con lo establecido en los numerales 6.3 y 7.1 del Procedimiento. En el cuadro siguiente se detallan los valores utilizados en el cálculo del CE ISO y el FOB TG de la unidad de punta: Cuadro No. N.4 CE ISO y FOB de la Turbina a Gas N.3 Costo Fijo de Personal y Otros Con relación a los costos de personal, se mantienen los costos establecidos en la regulación de mayo de El costo de personal de la unidad de punta se muestra en el siguiente cuadro: Cuadro No. N.5 Costos Fijos de Personal Como se puede apreciar, para la determinación de los costos fijos de personal, se considera la estructura de personal necesario para operar y mantener en forma eficiente la central, de acuerdo con lo que establece el Procedimiento para la determinación del Precio Básico de Potencia. Es así que, adicionalmente se considera para la determinación de dichos costos, el rubro de Gastos Generales que viene a ser el 30% del costo total de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 232

238 personal, porcentaje que contempla todos los demás costos de las diversas áreas de apoyo a la operación y mantenimiento (apoyo que puede estar dado, entre otros, por las áreas de administración, comercial y de finanzas). Asimismo, se ha actualizado el valor de los Seguros Multiriesgos, los cuales como en anteriores regulaciones corresponden al 5% del costo total de inversión en la central de punta y su conexión al sistema. N.4 Costos Fijos de Operación y Mantenimiento El literal a) del numeral del Procedimiento señala que, en tanto se mantenga como unidad de punta una turbina a gas, se estimará el valor del Costo Fijo de Operación y Mantenimiento ( CFOyM ) en función de las unidades que operen en el SEIN, y cuya capacidad efectiva se halle más próxima a la CE ISO determinada (igual a 178,03 MW para el presente periodo regulatorio). En este sentido, de una revisión de las unidades turbogas que operan actualmente en el SEIN, la unidad más próxima a la CE ISO corresponde a la V84.3A (unidad operada por Enel Generación Perú S.A.A. y ENGIE Energía Perú S.A.A.). Al respecto, el párrafo final del mismo numeral expresa que Cuando el combustible utilizado no corresponda al diesel, o cuando la unidad W501D5A no se constituya en la más próxima a la CE ISO determinada, se deberá establecer la nueva fórmula para el cálculo de las EOH y su correspondiente tabla de frecuencia de mantenimientos asociada. En este sentido, se emplea la fórmula de cálculo de las EOH (Horas de Operación Equivalente) y la tabla de frecuencias de mantenimiento establecidas para la unidad V84.3A, la cual se reproduce a continuación: Fórmula de Horas Equivalente (EOH) que reemplaza a la definida en el literal c) del numeral del Procedimiento: EOH = a*obloh + HOD + c*nan Donde: a = 1, b = 0,068, c = 10 HEO = Horas de Operación Equivalente OBLOH = NAN*HOA = Horas Operación carga base HOD = b*obloh = Horas Operación cambios rápidos de temperatura (Horas Dinámicas equivalentes) NAN = Numero de arranques normales = 200 HOA = Horas de operación por arranque normal = desde 1 hasta 14, con pasos unitarios. Tabla de frecuencia de Mantenimientos asociados, que reemplaza la definida en el literal d) del numeral del Procedimiento: Cuadro No. N.6 Mantenimientos EOH Combustor Ruta de gases calientes Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 233

239 Mantenimientos EOH Mayor Asimismo se ha procedido a la revisión y actualización de los costos de materiales de mayo 2004 a marzo 2017 y costos de especialistas extranjeros de abril 2008 a marzo , mediante la aplicación de los índices de la serie WPSSOP3500, WPSFD4131 y CUUR0000SA0 del US Department of Labor, respectivamente, siendo el valor del CFOyM resultante igual a KUSD/año 769,067, conforme se muestra en el Cuadro No. N Fecha más reciente de los indicadores, disponible al 31 de marzo de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 234

240 Cuadro No. N.7 Cálculo del CFNC de Mantenimiento para Turbogases Tipo = V84.3A Siemens Mantenimientos EOH PEfectiva = 169,5 MW Combustor 8000 Tasa = 12% Anual Ruta de gases calientes Mayor EOH Horas Equivalentes Operación Fórmula EOH = a*obloh + HOD + c*nan OBLOH Horas Operación carga base HOD Horas Operación cambios rapidos de temperatura (Horas Dinamicas equiv) Factores a = 1 NAN: Numero de Arranques b = 0,068 b: Factor de carga punta c = 10 a: Factor de operación carga base c: Factor para cada arranque OBLOH HOD (=b*obloh) NAN HO/A HEO APM 3,614 3,296 3,030 2,803 2,608 2,438 2,289 2,157 2,040 1,935 1,840 1,753 1,675 1,603 Resultados Total Actual (KUS$) Anualidad (KUS$) Energía Anual (MWh) Mant. Unitario (Mills/KWh) 24,74 16,09 11,83 9,77 8,43 7,63 6,95 7,03 6,60 6,30 5,99 5,77 5,54 5,74 CFNC Fijo (KUS$/año) 769,067 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 235

241 N.5 Resultados Finales Asimismo, de acuerdo con el Procedimiento, corresponde incluir el Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF) que han sido aprobados mediante la Resolución N OS/CD. Al respecto, esta resolución fija para el periodo 01 de mayo 2017 hasta el 30 de abril de 2021, el valor del TIF en 5,24% y el valor del MRFO en 23,45%. Finalmente, sobre la base de la aplicación del Procedimiento se determina que el Precio Básico de Potencia resultante equivale a 254,88 S//kW-año, conforme se muestra en el Cuadro No. N.8. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 236

242 Cuadro No. N.8 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 237

243 Anexo O Determinación del CUCSS O.1 Aplicación del Procedimiento En este Anexo se presenta el cálculo del Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro conforme a la aplicación del Procedimiento "Compensación Adicional por Seguridad de Suministro" (en adelante el Procedimiento ), aprobado mediante Resolución Nº OS/CD, el cual fue modificado mediante Resolución Nº OS/CD, con la finalidad de incluir en este cargo las unidades de Reserva Fría de Generación (en adelante RF ), cuya concesión resultó de procesos de licitación realizados por PROINVERSION, en cumplimiento del Decreto Supremo N EM. Conforme a lo dispuesto en el Procedimiento, se procedió a determinar el CCUPE 57 de acuerdo a lo que establece el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia aprobado por Resolución N OS/CD y sus modificatorias, considerando dos escenarios: el primero, con la Unidad de Punta operando sólo con gas natural; en tanto el segundo, con la Unidad de Punta operando con gas natural y petróleo diesel 2 (70% y 30% del tiempo, respectivamente). Para la determinación de los costos de inversión en el caso de operación con gas natural y diesel 2 (operación dual), se incluyen además los costos adicionales respecto del caso de operación con gas natural: i) Instalaciones para garantizar el suministro de petróleo diesel 2 vía camiones cisterna: recepción y transferencia desde sistema de transporte de diesel 2; almacenamiento para una autonomía de 15 días y costo de mantener este stock; transferencia hacia sistema de limpieza y purificación del combustible líquido; tratamiento y separación de agua y partículas de sólidos del petróleo; almacenamiento de petróleo limpio con capacidad de almacenamiento de un día de operación; alimentación a turbinas; tuberías y válvulas de conexión. ii) Instalaciones para operar las turbinas con gas natural o diesel 2: cambio en el quemador existente en la turbina por un quemador de tecnología DLN; tuberías, válvulas, instrumentos y conexiones para la inyección regulada de combustible líquido; tuberías, válvulas, instrumentos y conexiones para la inyección regulada de agua desmineralizada. iii) Instalaciones auxiliares: tanque, válvulas y conexiones para suministro de agua desmineralizada para inyección en quemador; planta desmineralizadora; reservorio de almacenamiento de agua cruda; 57 Costo de Capacidad por Unidad de Potencia Estándar. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 238

244 estructuras y equipos para captación y transporte de agua cruda; reservorio para almacenamiento de lodos provenientes de limpieza de petróleo diesel 2, borras descargadas de tanques de almacenamiento y efluentes de rechazo de planta desmineralizadora, facilidades para transferencia a camiones cisterna que transportarán estos residuos a un relleno seguro. De otro lado, para la determinación de la potencia efectiva de la unidad se considera un factor de corrección por tipo de combustible (FCTC) igual a 0,9941 para el caso dual y de 1,0000 para el caso con gas natural, manteniendo el resto de factores de corrección previstos en el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia. Finalmente, y conforme a lo establecido en el Procedimiento, la determinación de los Costos Fijos de Operación y Mantenimiento (CFOyM) se efectúo considerando un factor de operación en carga base a de la fórmula para la determinación de las horas de operación equivalentes (EOH) igual a 1,09 para el caso de la operación dual; en tanto, un factor a igual a 1,00 para el caso de la operación con gas natural. Una vez calculados los CCUPE se determina el Costo Unitario Eficiente por Dualidad como el producto del tipo de cambio, el factor 0,0791 y la diferencia de los CCUPE. El cuadro siguiente resume los resultados obtenidos. Cuadro N O.1 CCUPE y Costo Unitario Eficiente por Dualidad O.2 Costos de inversión adicionales La presente sección contiene el detalle de la determinación de los costos de inversión adicionales a los considerados en el caso de la Unidad Dual de Referencia operando con gas natural a que se refiere el numeral 5.2 del Procedimiento. Cabe señalar que los costos adicionales por operar alternativamente con combustible diesel 2 dependen de la eficiencia (rendimiento) de la central puesto que, como se desarrolla más adelante, el dimensionamiento de ciertos elementos depende de la cantidad de combustible requerido, el cual tiene una relación directa con el rendimiento (a mayor rendimiento menor consumo de combustible y viceversa). En este sentido, corresponde aplicar lo dispuesto en el segundo párrafo del Artículo 6 del Decreto Legislativo N 1041 (DL 1041), en cuanto a que debe considerarse los costos de inversión de una turbina a gas de alto rendimiento, la cual sobre la base de la información Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 239

245 contenida en la publicación especializada Gas Turbine World Handbook para turbinas industriales implica una eficiencia de aproximadamente 39% en condiciones ISO, lo que equivale utilizando los factores de corrección contenidos en el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia a una eficiencia de 36% 58 en sitio. Esta eficiencia es la que por tanto se toma en cuenta para la determinación de la inversión en la central térmica de alto rendimiento a que se refiere el DL 1041 y por tanto el valor del Costo Unitario Eficiente por Dualidad que permite recuperar estas inversiones. O.2.1 Instalaciones para garantizar el suministro de petróleo diesel 2 a) Instalaciones de base Las instalaciones consideradas de base para el suministro de combustible a una central térmica con capacidad de operación dual, son las que sirven para el abastecimiento de gas natural, en la capacidad requerida para la unidad turbogas de referencia. Las premisas que se han considerado para la definición de las instalaciones de referencia para el suministro de gas natural, son las siguientes: Las instalaciones de alta presión corresponden al concesionario de transporte y al concesionario de distribución de gas natural y, por tanto, no comprenden a la central térmica ni a las inversiones en ductos de uso propio. Las instalaciones para el suministro de gas natural a la central térmica inician en una estación de regulación y medición, situada dentro del terreno de la central, con una presión en el lado de alta presión de máximo 50 bar y mínimo 30 bar. En correspondencia a lo anterior la estación de regulación y medición, se considera que no estará equipada con equipos calentadores del gas natural, para evitar el congelamiento al pasar por las válvulas reguladoras de presión. Igualmente se considera que no será necesario compresores. En la estación de regulación y medición, se consideran dos trenes de válvulas y equipos, para facilitar las labores de mantenimiento. Para esta estación se requieren obras civiles, instalaciones mecánicas y tuberías, así como instalaciones eléctricas e instrumentación. Se incluye una tubería de alimentación en baja presión, desde la estación de regulación y medición a la unidad turbogas, parcialmente con un tramo enterrado y un tramo superficial. b) Instalaciones adicionales 58 Considerando los factores de corrección Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia (0,9804 por factor de corrección por combustible diesel 2; 0,9876 por factor de conexión al sistema de transmisión; y 0,9815 por factor de corrección por condiciones de sitio) se tiene 36% = 39%*0,9804*0,9876*0,9815. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 240

246 Son fundamentalmente las necesarias para garantizar el suministro de petróleo diesel 2 en la capacidad requerida para la unidad turbogas de referencia. Las premisas que se han considerado para la definición de las instalaciones para el suministro de petróleo diesel 2, son las siguientes: Estación de descarga desde camiones cisterna, lo que comprende plataforma de maniobra de camiones, conexiones especiales para control de derrames, bombas de transferencia e instalaciones eléctricas. Tanques de almacenamiento de petróleo diesel 2 para una autonomía de 15 días, lo que comprende tanques construidos con planchas y perfiles de acero de calidad estructural bajo normas API y de acuerdo a la reglamentación vigente en el país, así como obras civiles incluyendo muros perimétricos para control de derrames. Planta de tratamiento y limpieza de petróleo diesel 2, lo que comprende obras civiles, equipamiento mecánico, instalaciones eléctricas e instrumentación. Tanque de almacenamiento de petróleo diesel limpio, con capacidad de almacenamiento para un día. Bombas de transferencia de petróleo diesel, entre tanques y de tanque diario a la unidad turbogas y sistema de tuberías. Sistema contra incendio en el área de tanques, que comprende equipos y tuberías para aplicación de sistema de espuma y sistema de rociadores de agua para enfriamiento de superficies de tanques. O.2.2 Instalaciones para operar las turbinas con gas natural o petróleo diesel 2 Comprende el equipamiento necesario para la operación de la unidad turbogas, con capacidad de cambiar el combustible y poder emplear gas natural o petróleo diesel 2. Las premisas que se han considerado para la definición de las instalaciones para el suministro dual de combustibles a la unidad turbogas, son las siguientes: Se considera el empleo de quemadores de tecnología DLN, con las características constructivas para operación dual. En la modalidad de operación con petróleo diesel 2, se requerirá conexiones para inyección de agua para el control de emisiones de NOx. Se incluye además del quemador, tuberías, válvulas e instrumentación para la capacidad de inyección regulada de ambos tipos de combustibles. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 241

247 De acuerdo a la publicación especializada internacional Gas Turbine World Handbook, para los grupos turbogeneradores equipados para una operación en alternativa dual con petróleo y gas, los precios de los suministros son mayores en aproximadamente 10% respecto a un equipamiento estándar para operación con un solo combustible. O.2.3 Instalaciones auxiliares a) Suministro de agua desmineralizada para limpieza de petróleo diesel Para el proceso de limpieza de petróleo diesel 2 en las unidades centrífugas, se considera la necesidad de agua desmineralizada, a razón de 5% del flujo de combustible líquido tratado. A partir del caudal determinado se establecen los requerimientos de agua por día de operación. Esta información permite establecer el volumen del tanque de almacenamiento de agua desmineralizada para el abastecimiento de un día. Complementariamente, se considera infraestructura de bombas de inyección, válvulas, tuberías y conexiones. b) Suministro de agua desmineralizada para inyección en quemador Con la finalidad de atenuar las emisiones de NOx en el proceso de combustión con petróleo diesel 2 mediante quemadores de tecnología DLN, se considera la necesidad de inyectar agua desmineralizada a razón de 50% del flujo de combustible. Igual que en el caso anterior, el conocimiento de este flujo permite dimensionar el tanque de almacenamiento de agua desmineralizada para un día, el cual puede ser construido de fibra de vidrio o de acero con revestimiento interior. Complementariamente, también se considera infraestructura de bombas de inyección, válvulas, tuberías y conexiones. c) Planta para desmineralizar agua Para poder obtener agua desmineralizada se requiere de una planta de tratamiento de agua DEMIN. Para ello se considera la tecnología de Osmosis Inversa, la cual deberá producir lo suficiente para obtener los requerimientos diarios para la limpieza del combustible líquido y para la inyección al quemador, considerando una operación sólo en horas punta. d) Abastecimiento de agua cruda Adicionalmente a las instalaciones correspondientes a la planta DEMIN, se considera tuberías, válvulas y conexiones para el abastecimiento de agua cruda. Las premisas son las siguientes: La fuente de agua cruda que alimenta la planta de desmineralización considerada es vía algún proveedor mediante camiones cisterna. Se considera una cisterna fija la descarga desde los camiones. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 242

248 Bombas de transferencia de agua cruda Tanque de almacenamiento construido de acero con una capacidad de 720 m3. Se considera obras civiles, obras mecánicas, tuberías, instalaciones eléctricas e instrumentación. e) Instalaciones para manejo de efluentes Se producirán los siguientes residuos: Borras en los tanques de almacenamiento de petróleo. Lodos provenientes de la planta de tratamiento y limpieza de petróleo diesel. Aguas de rechazo de la planta desmineralizadora. Se considera un reservorio de almacenamiento de efluentes, conexiones para la descarga a camiones cisterna y plataforma de maniobra de los camiones. O.3 Cargo para Unidades Duales de Generación que no integran una Planta de Reserva Fría Conforme establece el procedimiento, para las unidades duales que no integran una planta de Reserva Fría (RF), el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS) se obtiene como el producto de las unidades calificadas como duales al 31 de marzo de 2017 y el Costo Unitario Eficiente por Dualidad dividido entre la demanda utilizada para el cálculo del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. En este caso, al contarse con las unidades de la Central de Ventanilla, Santa Rosa, Fénix y Oquendo 59 (que suponen una potencia calificada como dual de 905,543 MW 60 ) resulta que el CUCSS para las unidades que no son RF es igual a 0,303 S/ /kw-mes. O.3.1 Fórmula de actualización De acuerdo con el Procedimiento, el CUCSS para las unidades que no son RF se actualizará durante la vigencia de la Resolución de Precios en Barra cuando: 59 Calificadas como duales mediante Resoluciones N OS/GFE, N OS/GFE, N OS/GFE, N OS/DSE/G y N OS/DSE/G (para las unidades TG7, UTI5 y UTI6 de la Central Térmica Santa Rosa, las unidades TG3 y TG4 de la Central Térmica Ventanilla, las unidades TG11 y TG12 de la Central Térmica Fénix y la unidad TG1 de la Central Térmica Oquendo). 60 Según las potencias efectivas con diesel 2 publicadas en el Sistema de Información del COES (SICOES). Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 243

249 i) Se actualicen los Precios en Barra a nivel generación, en este caso se aplicará el FAPPM 61, o ii) En los casos en que varíen las Unidades Duales reconocidas, en este caso se aplicará un factor que refleje la variación del total de la potencia efectiva de las Unidades Duales. Para reflejar lo anterior se utilizará la siguiente expresión: CUCSS NRF = CUCSS0*FAPPM*DP/DPo Donde: CUCSS NRF : Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro para las unidades que no son RF. CUSSS0 NRF 0,303 S/ /kw-mes FAPPM : Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta DP : Potencia efectiva del total de las Unidades Duales al último día útil del mes previo, en MW, de acuerdo con lo publicado en el Sistema de Información del COES. DPo : 905,543 MW, de acuerdo con las potencias efectivas de las unidades TG3 y TG4 de la Central de Ventanilla, las unidades TG7, UTI5 y UTI6 de la Central Santa Rosa, las unidades TG11 y TG12 de la Central Térmica Fénix y la unidad TG1 de la Central Térmica Oquendo, las cuales son las únicas unidades calificadas como duales por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin al 31 de marzo de Conforme a la información tomada del Sistema de Información del COES (SICOES) a través de su página a O.4 Cargo para cada Planta de Reserva Fría En el Artículo 6 del Decreto Legislativo N 1041 (en adelante DL-1041 ), se establece que Osinergmin regulará el pago de una compensación adicional para los generadores eléctricos que operen con gas natural y que tengan equipos o instalaciones que permitan la operación alternativa de su central con otro combustible, denominándose a esto Compensación por Seguridad de Suministro. Posteriormente el Ministerio de Energía y Minas introdujo disposiciones reglamentarias mediante el Decreto Supremo N EM (en adelante DS ), en cuyo Artículo 1 establece que las centrales eléctricas que presten servicio de Reserva Fría y cuya concesión resulte de procesos 61 Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta aplicable de acuerdo con lo dispuesto por la resolución que fije los Precios en Barra. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 244

250 conducidos por PROINVERSION, serán remuneradas por la Compensación Adicional por Seguridad de Suministro. En el marco de esta disposición reglamentaria se han adjudicado en el año 2012, contratos de concesión por Reserva Fría en las localidades de Puerto Eten, Talara, Ilo, Pucallpa y Puerto Maldonado. Sobre el particular, mediante Resolución N OS/CD se modificó la norma Procedimiento de Compensación Adicional por Seguridad de Suministro, que fue aprobada mediante Resolución N OS/CD, con la finalidad de precisar en ésta la forma como se determinará, actualizará y recaudará el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro (en adelante CUCSS ) que, de manera diferenciada, remunerará aquellas centrales adjudicadas por PROINVERSION bajo la modalidad de Reserva Fría, sin que ello afecte la remuneración ya establecida para las restantes unidades duales. Conforme lo establece el Procedimiento para las unidades que integran una planta de Reserva Fría (RF), se tiene que determinar los cargos CUCSS para las centrales de Reserva Fría que se encuentran en operación o que ingresarán en operación comercial en el periodo de la presente regulación. En este sentido, corresponde establecer el cargo CUCSS de las Plantas de Reserva Fría de Talara, Ilo, Puerto Eten, Pucallpa y Puerto Maldonado, las que se encuentran en operación comercial. Al respecto, en los contratos de estas plantas de Reserva Fría con el Estado Peruano se establece una fórmula de reajuste que se aplicará para el precio de potencia ofertado, donde los valores bases se establecerán con las fechas de la Puesta en Operación Comercial (POC); de igual manera para la potencia efectiva contratada (MW) se establece un rango de variación de la misma, que la empresa adjudicada deberá definir cuando la unidad ingrese en operación comercial conforme lo establecen los Procedimientos Técnicos COES PR-42 y PR-17. Fórmula de ajuste de las plantas Ilo, Talara y Puerto Eten: Precio Ajustado = Oferta * Factor * TC Factor = a * IPP/IPPo + b * IPM/IPMo * TCo/TC Fórmula de ajuste de las plantas Puerto Maldonado y Pucallpa: Donde: Precio Ajustado = Precio por potencia * Factor * TC Factor = IPP/IPPo IPM IPMo IPP = Índice de Precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano. = IPM a la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC), para el primer reajuste = Índice de Precios Finished Goods Less Food and Energy, Serie WPSSOP3500 publicado por el Bureau of labor Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 245

251 Statistic del US Department of Labor de los Estados Unidos. Se tomará en cuenta el valor publicado a diciembre de IPPo TC = IPP a la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC), para el primer reajuste = Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros y AFPs del Perú, correspondiente al tipo de cambio promedio ponderado venta o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano. TCo = TC a la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC), para el primer reajuste Asimismo, en los mismos contratos se establece que la fórmula de actualización se aplicará con una periodicidad trimestral y cuando el Factor varíe en más de 5% respecto de la última actualización. O.4.1 Procedimiento de actualización del precio de potencia punta En este sentido, tomando los parámetros base a las fechas de Puesta en Operación Comercial de las Plantas de Reserva Fría de Ilo, Talara, Puerto Eten, Pucallpa y Puerto Maldonado, así como los parámetros vigentes a marzo de 2017 de forma preliminar, se tiene que no corresponde actualizar los Precios de oferta de estas centrales, en el trimestre de mayo julio 2017, al no variar en 5% conforme se presenta en el cuadro siguiente: Cuadro N. O.2 Variación de Factor de Actualización del Precio de Potencia Ofertado Planta POC a b IPM IPP TC Ilo (Base) 21/06/2013 0,78 0,22 206, ,0 2,785 Talara (Base) 13/07/2013 0,78 0,22 208, ,1 2,771 Puerto Eten (Base) 02/07/2015 0,78 0,22 217, ,9 3,175 Planta Puerto Maldonado 28/07/ ,4 3,360 Planta Pucallpa 28/07/ ,4 3,360 A Enero , ,4 3,287 Factor Variación Ilo 1, ,96% Talara 1, ,65% Puerto Eten 1, ,66% 62 A la fecha no se han recibido las adendas de los contratos de las centrales de Reserva Fría donde se reemplace la serie WPSSOP3500 de la fórmula de ajuste, que se encuentra desactualizada desde el mes de diciembre Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 246

252 Planta Puerto Maldonado 1,0000 0,00% Planta Pucallpa 1,0000 0,00% O.4.2 Procedimiento de liquidación y Determinación del Cargo CUCSS Conforme al Artículo 7 de la norma Compensación Adicional por Seguridad de Suministro, corresponde realizar una liquidación de cargo CUCSS con la finalidad de garantizar que efectivamente lo recaudado corresponda con lo contratado. Al respecto, el COES presentó su Informe Técnico COES/D/DO/STR-INF Compensaciones por demora en el arranque, horas de mantenimiento programado ejecutadas y compensaciones por energía no suministrada asociadas a las centrales de reserva fría de generación, donde reporta lo siguiente: 1. Las compensaciones por participación en el Mercado de Corto Plazo de las centrales de Reserva Fría, hasta el mes de febrero Las compensaciones por demora en el arranque y por energía no suministrada de las centrales de Reserva Fría, hasta el mes de febrero Los montos de recaudación por el Cargo Adicional de Seguridad de Suministro, que fueron transferidos a las centrales de Reserva Fría, hasta el mes de febrero Como resultado de esta revisión, más la proyección de recaudación para los meses de marzo y abril de 2017, se obtuvieron los saldos a liquidación de las Plantas de Reserva Fría de Talara, Ilo, Puerto Eten, Pucallpa y Puerto Maldonado, los cuales serán incluidos en el cargo CUCSS de estas plantas para el periodo tarifario mayo 2017 abril 2018, conforme a los siguientes cuadros: Cuadro N O.3 CUCSS para la Generación de Reserva Fría - Planta Ilo Planta ILO Potencia MW 460 Precio por Potencia - Contrato USD/MW-mes Estimado Mayo Abril 2018 S/ Saldo pendiente S/ Periodo de Recuperación meses 12 CUCSS por RF de Ilo S//kW-mes 1,706 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 247

253 Cuadro N O.4 CUCSS para la Generación de Reserva Fría - Planta Talara Planta Talara Potencia MW 190,35 Precio por Potencia - Contrato USD/MW-mes Estimado Mayo Abril 2018 S/ Saldo pendiente S/ Periodo de Recuperación meses 12 CUCSS por RF de Talara S//kW-mes 0,766 Cuadro N O.5 CUCSS para la Generación de Reserva Fría - Planta Puerto Eten Planta Eten Potencia MW 223,71 Precio por Potencia - Contrato USD/MW-mes Estimado Mayo Abril 2018 S/ Saldo pendiente S/ Periodo de Recuperación meses 12 CUCSS por RF de Eten S//kW-mes 0,881 Cuadro N O.6 CUCSS para la Generación de Reserva Fría - Planta Pucallpa Planta Pucallpa Potencia MW 40 Precio por Potencia USD/MW-mes Estimado Mayo Abril 2018 S/ Saldo pendiente S/ Periodo de Recuperación meses 12 CUCSS por RF de Pucallpa S//kW-mes 0,189 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 248

254 Cuadro N O.7 CUCSS para la Generación de Reserva Fría - Planta Puerto Maldonado Planta Puerto Maldonado Potencia MW 18 Precio por Potencia USD/MW-mes Estimado Mayo Abril 2018 S/ Saldo pendiente S/ Periodo de Recuperación meses 12 CUCSS por RF de Puerto Maldonado S//kW-mes 0,109 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 249

255 Anexo P Determinación de Compensación por Costos Variables Adicionales El Decreto de Urgencia N (en adelante DU ), publicado el 18 de diciembre de 2008, dispone que se determinen los costos marginales de corto plazo del SEIN sin considerar las restricciones de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, no pudiendo estos costos ser superiores a un valor límite establecido por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial. En este caso, las centrales que operen con costos variables superiores a estos costos marginales, serán compensadas por la diferencia entre sus costos variables y los costos marginales (excluyéndose la generación adicional a que se refiere el Decreto de Urgencia N , la cual tiene un tratamiento diferenciado en cuanto a su asignación por tipo de usuario). Complementariamente, el DU establece que los retiros sin contratos de potencia y energía del SEIN que realizan las empresas distribuidoras de electricidad para atender a sus usuarios regulados, serán asignados a las empresas generadoras en función de la diferencia de sus energías firmes eficiente anual y sus ventas de energía por contratos, siendo estos retiros valorizados a Precios en Barra. En este caso, se compensará a las empresas generadoras asignadas a cubrir dichos retiros, de acuerdo con los costos variables adicionales con respecto a los Precios de Energía en Barra en que incurran las centrales para atender dichos retiros. Finalmente, ambas compensaciones deben incluirse como parte del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Por esta razón, mediante Resoluciones N OS/CD y N OS/CD se aprobó la Norma "Procedimientos para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato", la cual establece la metodología para determinar las correspondientes compensaciones. El presente cálculo se sustenta en la propuesta remitida por el COES mediante el Informe COES D/DO/SPR-IT Compensación estimada por costos variables superiores al costo marginal y para cubrir los retiros sin contratos Periodo marzo 2017 diciembre Es importante señalar que el DU que vencía el 31 de diciembre de 2016, fue prorrogado hasta el 01 de octubre de 2017 mediante el Artículo 6 de la Ley N Los resultados se describen a continuación. 63 Artículo 6. Prorroga del Decreto de Urgencia Prorrogase la vigencia del Decreto de Urgencia , hasta el 1 de octubre de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 250

256 P.1 Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales respecto del Costo Marginal (CVOA-CMg) Para la determinación de los CVOA-CMg para el año tarifario mayo 2017 abril 2018 se han seguido los pasos establecidos en la Norma Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato, a saber: a) Simulación de dos escenarios: Despacho económico con presencia de restricción que intente simular lo mejor posible la operación óptima futura del SEIN y despacho económico sin presencia de restricción. b) Determinación de los costos marginales asociados al despacho económico sin presencia de restricción. c) Identificación de las unidades de generación térmica, con excepción de generación adicional a la que se refiere el Decreto de Urgencia N , cuyo costo variable sea superior al costo marginal calculado de acuerdo al literal anterior. d) Por cada central identificada en el paso previo, se calcula el producto de la energía despachada por la diferencia entre su costo variable y el costo marginal calculado de acuerdo al literal b), por etapa y bloque horario. e) Los CVOA-CMg Estimados se obtendrán como la suma de los valores obtenidos en el paso previo por cada mes y cada generador. De la diferencia de los dos escenarios evaluados, se determinaron los siguientes montos estimados, los cuales totalizan miles de USD entre mayo y setiembre de Cuadro No. P.1 CVOA-CMg Miles de USD May Jun Jul-17 6 Ago Sep Total Asimismo, se incluye la estimación al 30 de abril de 2017 del saldo que aún quedaría pendiente de pago, obtenido con la estimación efectuada para los meses de enero a abril de 2017, considerando el tipo de cambio al 31 de marzo de 2017 (3,249). Una vez determinados los componentes de la compensación estimada por CVOA-CMg, se procede a determinar el cargo unitario considerando la demanda utilizada para el cálculo del peaje por transmisión y distribuyendo el monto a pagar en doce partes, conforme se muestra en el cuadro siguiente. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 251

257 Cuadro No. P.2 CVOA-CMg (Mayo setiembre 2017) S/ Saldo Acumulado S/ Máxima Demanda Ventas MW 6 220,7 Tipo de Cambio ( ) S//USD 3,249 Periodo de Recuperación meses 12 Cargo Unitario CVOA-CMg S//kW- mes 2,140 P.2 Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales respecto de los Retiros Sin Contrato (CVOA-RSC) De acuerdo con la Norma Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato, se utiliza la información de la simulación del escenario con presencia de restricción que se señala en el literal a) de la sección del apartado Q.1 del presente anexo, y se efectúa lo siguiente: a) Por cada generador se realiza una proyección de los retiros sin contrato por etapas y bloques horarios considerados en la referida simulación. b) Por cada generador se ordenan las energías despachadas de las centrales en orden decreciente de sus costos variables por etapas y bloques horarios considerados hasta cubrir sus retiros sin contrato. En el caso de las centrales hidroeléctricas se considera un costo igual a cero. En caso la energía despachada sea insuficiente para cubrir la energía de la demanda de los retiros sin contrato que le hayan sido asignados, se incluye luego de la unidad más costosa del generador una central por la energía faltante con un costo variable igual al Costo Marginal de Corto Plazo. c) Por cada central identificada en el paso previo, se calcula el producto de la energía despachada por la diferencia entre el Costo Marginal de Corto Plazo y el Precio en Barra, por etapa y bloque horario, teniendo cuidado de no contabilizar las energías de las unidades de generación térmica cuyo costo variable fue superior al Costo Marginal que fueron consideradas en el cálculo señalado en el apartado Q.1 del presente anexo. d) Los CVOA-RSC Estimados se obtendrán como la suma de los valores obtenidos en el paso previo por cada mes y cada generador. e) Al valor obtenido se le adicionan los saldos que se hubieran acumulado en los meses anteriores por la diferencia entre los CVOA- RSC Estimados y los CVOA-RSC Incurridos calculados día a día por el COES Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 252

258 Como resultado se obtuvo los montos estimados para los CVOA-RSC que figuran en la siguiente tabla: Cuadro No. P.3 CVOA-RSC USD May-17-0,28 Jun-17-0,26 Jul-17-0,27 Ago-17-0,25 Sep-17-0,18 Total -1,25 Asimismo, se considera la estimación al 30 de abril de 2017 del saldo que aún quedaría pendiente de pago, obtenido de la estimación efectuada para los meses de enero a abril de 2017, considerando el tipo de cambio al 31 de marzo de 2017 (3,249). Una vez determinados los componentes de la compensación estimada por CVOA-RSC, se procede a determinar el cargo unitario considerando la demanda utilizada para el cálculo del peaje por transmisión y distribuyendo el monto a pagar en doce partes, conforme se muestra en el cuadro siguiente. Cuadro No. P.4 CVOA-RSC (Mayo - Setiembre 2017) S/ - 4 Saldo Acumulado S/ Máxima Demanda Ventas MW 6 220,7 Tipo de Cambio ( ) S//USD 3,249 Periodo de Recuperación meses 12 Cargo Unitario CVOA-RSC S/./kW- mes 0,000 Nota: Debido a que el monto del cargo CVOA-RSC sale negativo, se considera el cargo como cero Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 253

259 Anexo Q Determinación de Compensación por Generación con Recursos Energéticos Renovables Con fecha 02 de mayo de 2008, se publicó en el diario oficial El Peruano el Decreto Legislativo Nº 1002 (en adelante DL 1002 ) que tiene por finalidad promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos Renovables ( RER ) para mejorar la calidad de vida de la población y proteger el medio ambiente, mediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad. Asimismo, mediante el Decreto Supremo Nº EM, publicado el 02 de octubre de 2008, se aprobó el Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables (en adelante Reglamento RER ), que tiene por objeto establecer las disposiciones reglamentarias necesarias para la adecuada aplicación del DL 1002 a fin de promover el desarrollo de actividades de producción de energía eléctrica en base al aprovechamiento de RER. Al respecto, el Artículo 5 del DL 1002 y el 19º del Reglamento RER señalan que al Generador RER Adjudicatario de un proceso de licitación, se le remunera su energía eléctrica vía dos conceptos: i) la valorización de sus inyecciones netas de energía a Costo Marginal de Corto Plazo, y ii) un monto por concepto de Prima, determinado como la diferencia entre la valorización de sus inyecciones netas de energía a la correspondiente Tarifa de Adjudicación de la licitación y la valorización referida en i). Complementariamente, el Artículo 7 del DL 1002 y el Artículo 21 del Reglamento RER disponen que Osinergmin establecerá anualmente un Cargo por Prima que pagarán los Usuarios a través del Peaje por Conexión, el cual será calculado sobre la base de la Prima a que se refiere el Artículo 19. Sobre el particular, mediante Resolución N OS/CD se aprobó la norma Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables (en adelante para el presente anexo la Norma ) que detalla el procedimiento a seguir para la determinación de la Prima, la cual fue posteriormente modificada mediante Resolución N OS/CD. Con fechas 12 de febrero y 23 de julio de 2010 se llevaron a cabo la primera y segunda convocatorias de la Primera Subasta de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables; asimismo, el 23 de agosto de 2011, el 12 de diciembre de 2013 y el 16 de febrero de 2016 se efectuaron la Segunda, Tercera y Cuarta Subasta de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables, respectivamente. El Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables fue aplicado como parte del Proceso de Fijación de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 254

260 Precios en Barra para el periodo mayo 2016 abril 2017, y como resultado se determinaron los siguientes cargos consignados en la Resolución N OS/CD: Cuadro No. Q.1 Central Cargo por Prima S/ /kw-mes Central Cogeneración Paramonga 0,169 C.H. Santa Cruz II 0,067 C.H. Santa Cruz I 0,064 C.H. Poechos 2 0,106 C.H. Roncador 0,055 C.H. La Joya 0,115 C.H. Carhuaquero IV 0,200 C.H. Caña Brava 0,053 C.T. Huaycoloro 0,123 C.H. Purmacana 0,010 C.H. Huasahuasi I 0,093 C.H. Huasahuasi II 0,091 C.H. Nuevo Imperial 0,048 Repartición Solar 20T 0,376 Majes Solar 20T 0,377 Tacna Solar 20T 0,448 Panamericana Solar 20T 0,484 C.H. Yanapampa 0,043 C.H. Las Pizarras 0,207 C.E. Marcona 0,356 C.E. Talara 0,413 C.E. Cupisnique 1,009 C.H. Runatullo III 0,250 C.H. Runatullo II 0,151 CSF Moquegua FV 0,208 C.H. Canchayllo 0,029 C.T. La Gringa 0,084 C.E. Tres Hermanas 1,188 Total 6,817 En ese sentido, considerando sus respectivas liquidaciones, corresponde determinar las Primas que les serán aplicables a estas centrales conforme al procedimiento establecido en la Norma; por otro lado, corresponde también la primera determinación de Primas a las centrales que fueron puestas en operación comercial a partir del 01 de mayo de 2016 o tienen previsto su ingreso antes del 30 de abril de Para lo cual se considerará el periodo comprendido desde su inicio en operación hasta el 30 de abril de 2017: Cuadro No. Q.2 Central Fecha de Operación Comercial C.H. Chancay C.H. Rucuy Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 255

261 Q.1 Procedimiento de Pago del Suministro con Generación RER De conformidad con el DL 1002, el Reglamento RER y los contratos adjudicados como resultado de las Subastas de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables, el régimen de remuneración aplicable a la Generación RER es el siguiente: 1. El Generador RER se compromete a entregar al sistema al menos su Energía Adjudicada (definición del contrato 64 ). 2. Al Generador RER se le asegura un Ingreso Garantizado igual al producto de su Tarifa de Adjudicación por su Energía Adjudicada, Cuando las inyecciones netas de energía en un Periodo Tarifario sean menores a la Energía Adjudicada, la Tarifa de Adjudicación será reducida aplicando el Factor de Corrección (definiciones , y , y numeral del contrato 65 ). 3. Las inyecciones netas de energía hasta el límite de la Energía Adjudicada, serán remuneradas a la Tarifa de Adjudicación; en tanto las inyecciones netas de energía en exceso a la Energía Adjudicada se remuneran al correspondiente Costo Marginal (numerales y del contrato). Al respecto, el Artículo 19 del Reglamento RER define que las inyecciones netas de energía son iguales a la diferencia entre la generación menos los retiros de energía por compromisos contractuales que tenga el Generador RER con terceros. 4. Se establecerá una Prima sólo en el caso que lo recaudado por ventas de energía (hasta por la Energía Adjudicada) y por potencia en el mercado de corto plazo sea menor que el Ingreso Garantizado (definición y numerales y del contrato 66 ). 5. Para efectos de la primera determinación de la Prima, la Energía Adjudicada será igual a la alícuota del periodo comprendido desde el inicio del Plazo de Vigencia hasta el fin del respectivo Periodo Tarifario (el cual comprende desde el 01 de mayo hasta el 30 de abril). 64 Energía Adjudicada: Cantidad anual de energía activa expresada en MWh y estipulada en el Contrato que la Sociedad Concesionaria se obliga a suministrar al SEIN a la Tarifa de Adjudicación respectiva. 65 Factor de Corrección: Es la proporción entre las inyecciones netas de energía más la energía dejada de inyectar por causas ajenas al Generador RER respecto de la Energía Adjudicada. Se aplica cuando su valor es menor a uno (1.0). La energía dejada de inyectar por causas ajenas al Generador RER será determinada según el correspondiente Procedimiento del COES. Ingreso Garantizado: lngreso anual que percibirá la Sociedad Concesionaria por las inyecciones netas de energía hasta el límite de la Energía Adjudicada remuneradas a la Tarifa de Adjudicación. Se aplicará únicamente durante el Plazo de Vigencia de la Tarifa de Adjudicación correspondiente. Tarifa de Adjudicación: Es la oferta de precio monómico del Adjudicatario. Esta tarifa se le garantiza a cada Adjudicatario por las inyecciones netas de energía hasta el límite de su Energía Adjudicada. Cada Tarifa de Adjudicación tiene carácter de firme y es aplicada durante el Plazo de Vigencia correspondiente, aplicando la fórmula de actualización establecida en las Bases a partir de la puesta en operación comercial. 66 Prima: Monto que se requiere para que la Sociedad Concesionaria reciba el Ingreso Garantizado, una vez descontados los ingresos netos recibidos por transferencias en el COES. Se aplicará únicamente durante el Plazo de Vigencia de la Tarifa de Adjudicación correspondiente. La primera determinación de la Prima se efectuará considerando la proporción de Energía Adjudicada correspondiente a la alícuota del periodo comprendido desde el inicio del Plazo de Vigencia hasta el fin del respectivo Periodo Tarifario. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 256

262 Cargo Por Prima Osinergmin 6. La Tarifa de Adjudicación se actualizará con frecuencia anual que coincidirá con el final del Periodo Tarifario, de acuerdo con la fórmula contenida en el Anexo 4 del contrato. Todo lo anterior se muestra gráficamente en las siguientes figuras para mejor entendimiento. Figura N 1 MW Energía Adjudicada (a Tarifa de Adjudicación) Energía Adicional (a CMg) Inyección Neta Inyección Neta Energía contratada con terceros Año Tarifario (Mayo Abril) Nótese que el cumplimiento de la entrega de la Energía Adjudicada (área anaranjada de la Figura N 1) se efectúa acumulando la energía desde el 01 de mayo hasta como máximo el 30 de abril del correspondiente Año Tarifario; en caso se verifique el cumplimiento antes de finalizado el Año Tarifario, la valorización de las inyecciones netas de energía que se produzcan de ahí en adelante no se toman en cuenta para efectos de la determinación de la Prima. Figura N 2 US$/MWh Tarifa Adjudicada Costo Marginal (incluye Pago de Potencia) Ingreso Garantizado Prima (Pago Usuario) Pago en COES Energía Adjudicada Energía Adjudicada Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 257

263 Es decir, los ingresos totales de un generador RER que opere en el SEIN resultan de la suma de i) Ingreso Garantizado en caso de ser adjudicatario de una Subasta, ii) Ventas de electricidad a terceros (otros generadores, Usuarios Libres o Usuarios Regulados) vía contratos bilaterales y iii) Ventas de energía excedente no contratada ni en subastas ni con terceros en el Mercado de Corto Plazo. Lo anterior es consistente con el hecho que un Generador RER, de acuerdo con el DL 1002, puede operar en el SEIN sin la necesidad de haber participado de un proceso de Subasta de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables. En cuyo caso la Figura N 1, quedaría modificada de la siguiente manera, pues no tendría obligación por Energía Adjudicada y por tanto tampoco tendría derecho a Prima alguna. Figura N 3 MW Energía Adicional (a CMg) Inyección Neta Energía contratada con terceros Año Tarifario (Mayo Abril) Q.2 Modificaciones a la propuesta del COES Para la presente regulación de Precios en Barra, se ha considerado la información alcanzada por el COES mediante el Informe Técnico COES/D/DO/STR-INF Reajuste Trimestral de la Prima para la Generación RER enero febrero En este sentido, la propuesta de estimación de la Prima, acorde con lo descrito en la sección R.1, considera los siguientes aspectos: 1. Para todos los ingresos por potencia esperados durante el año tarifario, conforme al numeral del contrato, los pagos por potencia son ingresos a cuenta del Ingreso Garantizado. 2. La proyección de los ingresos esperados por Prima de las centrales para los meses de enero a abril 2017, la cual será actualizada con los datos reales a ser entregados por el COES en sus informes trimestrales. 3. Debido a que el índice IPP de la serie WPSSOP3500 se ha descontinuado desde agosto 2015, en la presente fijación se ha considerado las premisas siguientes para la fórmula de actualización de la tarifa de adjudicación: i) Se ha utilizado el último valor disponible del Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 258

264 índice IPP de la serie WPSFD4131 al mes de febrero 2017 (197,2), esto de forma preliminar, para aquellas centrales con adendas firmadas hasta el 31 de marzo de 2017; y ii) Se ha utilizado el último valor disponible del índice IPP de la serie WPSSOP3500 (193,4) para las centrales que aún no han suscrito sus adendas respectivas para el reemplazo de series. Q.3 Revisión del Cargo por Prima Para la determinación de los Cargos por Prima de las centrales de generación RER, para el año tarifario mayo 2017 abril 2018, se han seguido los pasos establecidos en el procedimiento, a saber: a) Estimación del Saldo Mensual a Compensar para cada uno de los meses del Periodo Tarifario mayo 2017 abril 2018 cuyas transferencias en el COES aún no han sido efectuadas. b) Liquidación correspondiente a la alícuota de la Energía Adjudicada del Periodo Tarifario mayo 2016 abril 2017, considerando una proyección de energía para los meses de marzo a abril c) Determinación de la Prima de cada central como la suma actualizada con una tasa anual de 12% de los valores determinados en los literales a), b) y c) precedentes de acuerdo con el Artículo 4 Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables. d) Determinación del Cargo por Prima de cada central como el cociente de la Prima entre la demanda utilizada para determinar el Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión anual. En caso este cargo resulte negativo se hace igual a cero. e) El cargo mensual se determina tomando en cuenta los meses de aplicación del cargo. En este sentido como resultado de esta revisión, se tienen los montos de liquidaciones y de saldo pendiente estimado que se presenta en el cuadro siguiente. Cuadro No. Q.3 Central Liquidación (mayo 2016 abril 2017) USD SPE (mayo 2017 abril 2018) USD Central Cogeneración Paramonga , ,8 C.H. Santa Cruz II , ,7 C.H. Santa Cruz I , ,9 C.H. Poechos , ,6 C.H. Roncador , ,3 C.H. La Joya , ,2 C.H. Carhuaquero IV , ,5 C.H. Caña Brava , ,4 C.T. Huaycoloro , ,4 C.H. Purmacana , ,1 C.H. Huasahuasi I , ,4 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 259

265 Central Liquidación (mayo 2016 abril 2017) USD SPE (mayo 2017 abril 2018) USD C.H. Huasahuasi II , ,1 C.H. Nuevo Imperial , ,4 Repartición Solar 20T , ,7 Majes Solar 20T , ,3 Tacna Solar 20T , ,1 Panamericana Solar 20T , ,5 C.H. Yanapampa , ,8 C.H. Las Pizarras , ,2 C.E. Marcona , ,0 C.E. Talara , ,2 C.E. Cupisnique , ,6 C.H. Runatullo III , ,2 C.H. Runatullo II , ,6 CSF Moquegua FV , ,6 C.H. Canchayllo , ,5 C.T. La Gringa , ,7 C.E. Tres Hermanas , ,2 C.H. Chancay , ,4 C.H. Rucuy , ,8 Total , ,5 Como resultado se agregará como parte del Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, como Cargo por Prima lo siguiente: Cuadro No. Q.4 Central Cargo por Prima S/ /kw-mes Central Cogeneración Paramonga 0,148 C.H. Santa Cruz II 0,070 C.H. Santa Cruz I 0,061 C.H. Poechos 2 0,078 C.H. Roncador 0,050 C.H. La Joya 0,102 C.H. Carhuaquero IV 0,194 C.H. Caña Brava 0,053 C.T. Huaycoloro 0,122 C.H. Purmacana 0,000 C.H. Huasahuasi I 0,077 C.H. Huasahuasi II 0,084 C.H. Nuevo Imperial 0,046 Repartición Solar 20T 0,363 Majes Solar 20T 0,364 Tacna Solar 20T 0,451 Panamericana Solar 20T 0,467 C.H. Yanapampa 0,045 C.H. Las Pizarras 0,212 C.E. Marcona 0,344 C.E. Talara 0,389 C.E. Cupisnique 0,943 C.H. Runatullo III 0,157 C.H. Runatullo II 0,152 CSF Moquegua FV 0,200 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 260

266 Central Cargo por Prima S/ /kw-mes C.H. Canchayllo 0,027 C.T. La Gringa 0,077 C.E. Tres Hermanas 1,126 C.H. Chancay 0,406 C.H. Rucuy 0,270 Total 7,078 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 261

267 Anexo R Determinación de Compensación Fondo de Inclusión Social Energético Mediante Ley N 29852, publicada el 13 de abril de 2012, se crea, entre otros, el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) como un sistema de compensación energética, que permita brindar seguridad al sistema, así como un esquema de compensación social y de servicio universal para los sectores más vulnerables de la población. Asimismo, mediante Decreto Supremo N EM, publicado el 9 de junio de 2012, se aprobó el Reglamento de la referida ley. Posteriormente mediante Ley N 29969, publicada el 22 de diciembre de 2012, se modificó el numeral 4.3 del Artículo 4 de la Ley N 29852; en dicha modificatoria se dispone que el recargo pagado por los generadores eléctricos sea compensado mediante un cargo a ser incluido en el peaje del Sistema Principal de Transmisión Eléctrica, administrado y regulado por Osinergmin (en adelante Peaje Unitario Anual por Compensación FISE ). El monto de compensación reconoce el recargo pagado por los generadores, el cual es equivalente a USD 0,055 por MPC (Miles de Pies Cúbicos) en la facturación mensual de los cargos tarifarios de los usuarios del servicio de transporte de gas natural por ductos, definidos como tales en el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos. Al respecto, mediante Resolución N OS/CD, publicada el 20 de julio de 2013, se aprobó la Norma Procedimiento de cálculo y liquidación de la compensación a generadores eléctricos por aplicación del recargo FISE en el servicio de transporte de gas natural por ductos (en adelante Procedimiento FISE ), que establece el procedimiento para el cálculo y liquidación de la compensación a los generadores eléctricos por aplicación del Recargo FISE en la facturación mensual del servicio de transporte de gas natural por ductos. En ese sentido, en la presente sección se presenta el sustento del valor correspondiente al Peaje Unitario Anual por Compensación FISE, que será aplicable a partir de mayo de R.1 Estimación de los Costos a Compensar La División de Gas Natural, en su Informe N GRT ha calculado el Monto Estimado a Compensar para el periodo mayo 2017 abril 2018 en USD o su equivalente de S/ considerando el tipo de cambio al 31 de marzo de Tipo de cambio = 3,249 S//USD. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 262

268 Cuadro No. R.1 Monto a Compensar DESCRIPCION EGESUR EGASA Saldo a Compensar (Periodo May o 2016-Abril 2017) Monto Teórico a Compensar (Periodo May o 2017-Abril 2018) Monto Total a Compensar (Periodo May o 2017-Abril 2018) ENEL GENER ACIÓN PERÚ ENGIE KALLPA SDF ENERGI A FENIX POWER TERMOCH TERMOSE ILCA LVA TOTAL (USD) R.2 Determinación del Cargo Unitario por Compensación FISE De acuerdo a lo establecido en el numeral 4.3 del Artículo 4 de la Ley N 29852, el recargo pagado por los generadores eléctricos será compensado mediante un cargo a ser incluido en el peaje del sistema principal de transmisión, denominado Peaje Unitario Anual por Compensación FISE. El Peaje Unitario Anual por Compensación FISE, se determina como el cociente del Monto a Compensar del Periodo en Evaluación, entre el valor de la máxima demanda del sistema, conforme a la siguiente expresión: Donde: MC PFISE D max * n*1000 PFISE : Peaje Unitario Anual por Compensación FISE en S//kW-mes. MC 68 Dmax n : Monto a Compensar del Periodo en Evaluación, expresado en S/. : Máxima demanda de ventas del año, expresada en MW. : Periodo de regulación de los peajes del Sistema Principal de Transmisión. Por otro lado, la máxima demanda de ventas, a emplear en el cálculo del Peaje Unitario Anual por Compensación FISE para el periodo mayo 2017 abril 2018, es 6 220,7 MW. 68 El Monto a Compensar del Periodo en Evaluación incluye los saldos generados en cada liquidación. Para la presente regulación se considera la liquidación desde mayo de 2016 hasta abril de 2017, Según el Informe N GRT de la División de Gas Natural, el monto a liquidar asciende a USD Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 263

269 Como resultado, el Peaje Unitario Anual por Compensación FISE a aplicarse en el periodo mayo 2017 abril 2018 resulta ser de 0,506 S//kW-mes. R.3 Transferencia del Monto Recaudado El COES determinará la transferencia del Monto Recaudado por aplicación del Peaje Unitario Anual por Compensación FISE, considerando las siguientes proporciones: Cuadro No. R.2 Empre sa a Compensar Proporción de reparto EGESUR 0,7% EGASA 3,4% ENEL GENERACIÓN PERÚ 19,4% ENGIE 23,6% KALLPA 29,2% SDF ENERGÍA 1,6% FENIX POWER 14,3% TERMOCHILCA 7,7% TERMOSELVA 0,1% Total a Compensar 100,0% R.4 Reajuste Con la finalidad de establecer un equilibrio entre el costo total incurrido y el monto transferido a las empresas, producto de la Compensación por el recargo FISE, el Reajuste se efectuará de manera trimestral de acuerdo a los criterios establecidos en los numerales 7.1 y 7.2 del Procedimiento FISE. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 264

270 Anexo S Determinación de Compensación por Confiabilidad de Suministro Eléctrico El Decreto Supremo Nº EM (en adelante DS ), publicado el 17 de diciembre de 2014, dicta disposiciones orientadas a brindar confiabilidad a la cadena de suministro de energía ante situaciones temporales de falta de capacidad de producción o de transmisión, en el contexto de la Ley N Para este fin, el DS establece un mecanismo para implementar medidas que brinden confiabilidad a la cadena de suministro de energía ante situaciones temporales de falta de capacidad de producción o de transmisión, para asegurar así el abastecimiento oportuno de energía. Este mecanismo inicia a partir de la declaración de emergencia eléctrica o graves deficiencias del servicio eléctrico por falta de capacidad de producción y/o transporte, por un plazo determinado. Este mecanismo es implementado por el Ministerio de Energía y Minas (en adelante MEM ) mediante Resolución Ministerial e incluye la definición de las medidas temporales a implementar y el plazo de las mismas; así como la determinación de la empresa pública que implementará estas medidas. De acuerdo con este mecanismo de emergencia la empresa pública designada para la ejecución de las medidas temporales establecidas, será la responsable de ejecutar los procesos de contratación correspondientes. Asimismo, estos procesos de contratación deberán ser llevados de conformidad con la legislación de la materia, y de conformidad con los procedimientos aprobados por Osinergmin. Adicionalmente, el DS establece la creación de un cargo por confiabilidad de la cadena de suministro, que será asumido por toda la demanda que es atendida por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Este cargo servirá para cubrir los costos totales, incluyendo los costos financieros que se incurran en la implementación de las medidas temporales que incrementen o restituyan la seguridad del suministro de electricidad. Se indica además que en la determinación de este cargo se deberán descontar los ingresos temporales por prestaciones de servicios resultantes y/o compensaciones que tengan lugar, de conformidad con la normatividad aplicable. Para lo cual, mediante la Resolución N OS/CD, se publicó el procedimiento Compensación por Cargo de Confiabilidad de la Cadena de Suministro de Energía (en adelante Procedimiento ). S.1 Costos a Compensar De acuerdo con el Artículo 6 del Procedimiento, los Costos Totales Incurridos serán los informados por las empresas estatales mediante informes Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 265

271 mensuales que detallen todos los gastos realizados por la implementación de las medidas de emergencia, incluyendo los costos financieros. S.1.1 Costos de Electro Ucayali S.A. Electro Ucayali S.A., en el marco de la Resolución Ministerial N MEM/DM que declaró en situación de grave deficiencia eléctrica al Sistema de Pucallpa, por falta de capacidad de generación y de transporte de la LT 138 kv Aguaytía - Pucallpa (L-1125), para efectos de lo dispuesto en el DS , ha presentado los siguientes informes, que incluyen los costos incurridos: Carta ELECTROUCAYALI/G /EU, en la cual remite copia del contrato G EU suscrito con la empresa Ferrenergy S.A.C. por el Servicio de Capacidad Adicional de Generación de 08 MW para el Sistema Eléctrico Pucallpa. Carta N G , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos e ingresos para los días del 16 al 31 de mayo 2015, así como la copia del contrato G EU suscrito con la empresa Petroperú S.A. Cartas N G , G y G , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos e ingresos para los meses de junio, julio y agosto 2015, respectivamente. Estos gastos reportados han sido revisados por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica, mediante los Informes UGSEIN , UGSEIN y UGSEIN , respectivamente. Cartas N G , G y G , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos e ingresos para los meses de setiembre, octubre y noviembre 2015, respectivamente. Estos gastos reportados han sido revisados por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica, mediante los Informes UGSEIN , UGSEIN y UGSEIN , respectivamente. Cartas N G , G , G , G y G , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos e ingresos para los meses de diciembre 2015, enero 2016, febrero 2016, marzo 2016 y abril 2016, respectivamente. Estos gastos reportados han sido revisados por la División de Supervisión de Electricidad mediante los Informes UGSEIN , UGSEIN , UGSEIN , UGSEIN y UGSEIN , respectivamente. Cartas N G (G ), G (G ) y G (G ), en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos e ingresos para los meses de mayo, junio y julio 2016, respectivamente. Estos gastos reportados han sido revisados por la División de Supervisión de Electricidad mediante los Informes UGSEIN , UGSEIN y UGSEIN , respectivamente S.1.2 Costos de Electro Sur Este S.A.A. Electro Sur Este S.A.A., en el marco de la Resolución Ministerial N MEM/DM, y su ampliación con la Resolución Ministerial N Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 266

272 MEM/DM, que declaró situación de grave deficiencia en la zona Puerto Maldonado por falta de capacidad de transporte en la línea L-1015 Mazuco Puerto Maldonado hasta el ingreso de la Reserva Fría, en amparo del Artículo 3 del DS , se le encargó efectuar las contrataciones y adquisiciones de generación del orden 12 MW para la ciudad de Puerto Maldonado, motivo por el cual ha presentado los siguientes informes, que incluyen los costos incurridos: Oficio N G , en el cual remite los gastos incurridos por el cumplimiento de la Resolución Ministerial N MEM/DM. Este informe ha sido preliminarmente validado por la División de Supervisión de Electricidad, mediante el Informe UGSEIN , estando pendiente la validación definitiva. Oficios N G , G , G , G y G , en los cuales remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de la Resolución Ministerial N MEM/DM para los meses de agosto, setiembre, octubre, noviembre y diciembre 2015, respectivamente. Estos gastos reportados han sido revisados por la División de Supervisión de Electricidad, mediante los Informes UGSEIN , UGSEIN , UGSEIN , UGSEIN y UGSEIN , respectivamente Oficios N G , G , G , G , G , G y GO , en los cuales remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de la Resolución Ministerial N MEM/DM para los meses de enero, febrero, marzo, abril, mayo, junio y julio 2016, respectivamente. Estos gastos reportados han sido revisados por la División de Supervisión de Electricidad, mediante los Informes UGSEIN , UGSEIN , UGSEIN , UGSEIN , UGSEIN y UGSEIN , respectivamente. S.1.3 Costos de Electro Oriente S.A. Electro Oriente S.A., mediante carta G , ha enviado copia de los siguientes contratos para cubrir los déficits de generación de sus sistemas de Iquitos y San Martin: Contrato N G suscrito con los Consorcios SKR y PS, para dar cumplimiento a la Resolución Ministerial N MEM/DM que declara situación de grave deficiencia en el Sistema Eléctrico de Iquitos por falta de capacidad de generación, por lo que ordena que Electro Oriente S.A., en amparo del Artículo 3 del DS , se encargue de efectuar las contrataciones y adquisiciones de generación del orden 12 MW. Así mismo, se suscribió el contrato N G entre Electro Oriente S.A. y el consorcio Power Solutions, para dar cumplimiento a la Resolución Ministerial N MEM/DM que finalizó en diciembre de Posteriormente, se suscribió el contrato N G con la empresa Inmobiliaria y Constructora Albera E.I.R.L. para brindar el servicio por el periodo de enero a abril Contrato N G suscrito con la empresa AGGREKO INTERNATIONAL PROJECTS LTD SUCURSAL PERUANA para dar cumplimiento a la Resolución Ministerial N MEM/DM que Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 267

273 declara situación de grave deficiencia en el Sistema Eléctrico de San Martin por falta de capacidad de generación y de transporte de la LT 138 kv Tingo Maria Aucayacu - Tocache, por lo que ordena que Electro Oriente S.A., en amparo del Artículo 3 del Decreto Supremo N EM, se encargue de efectuar las contrataciones y adquisiciones de generación del orden 12 MW. Así mismo, se suscribió el contrato N G entre Electro Oriente S.A. y la empresa AGGREKO INTERNATIONAL PROJECTS LTD SUCURSAL PERUANA, para dar cumplimiento a la Resolución Ministerial N MEM/DM. Carta N G , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de las resoluciones ministeriales de los meses de agosto 2015 a marzo 2016 para el sistema de Iquitos, el cual ha sido evaluado mediante el Informe UGSEIN Cartas N G , G , G , G , en los cuales remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de las resoluciones ministeriales de los meses de abril hasta julio 2016, respectivamente en el sistema Iquitos, lo cual ha sido evaluado mediante el Informe DSE-UGSEIN Cartas N G , G , G , G y G , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de las resoluciones ministeriales de los meses de agosto hasta diciembre 2016, respectivamente, en el sistema Iquitos, lo cual ha sido evaluado mediante el Informe DSE-UGSEIN Cartas N G y G , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de las resoluciones ministeriales de los meses de enero y febrero 2017, respectivamente, en el sistema el sistema Iquitos. Estos informes a la fecha están en proceso de revisión por la División de Supervisión de Electricidad. Cartas N GS , GS , GS , GS , G , G y G , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de las resoluciones ministeriales de los meses de noviembre 2015 hasta mayo 2016, respectivamente, en el sistema San Martin, lo cual ha sido evaluado mediante el Informe DSE- UGSEIN Cartas N G , G , G , G , G y G , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de las resoluciones ministeriales de los meses de junio hasta noviembre 2016, respectivamente, en el sistema San Martin, lo cual ha sido evaluado mediante el Informe DSE-UGSEIN Cartas N G , G y G , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de las resoluciones ministeriales de los meses de diciembre 2016, enero 2017 y febrero 2017, respectivamente, en el sistema el sistema San Martin. Estos informes a la fecha están en proceso de revisión por la División de Supervisión de Electricidad. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 268

274 S.1.4 Costos de Electrocentro S.A. Electro Centro S.A. mediante carta GR ha enviado copia del contrato por cubrir los déficits de generación de su sistema de Ayacucho, suscrito con la empresa Power Solutions por un plazo del 01 de julio 2016 hasta 31 de julio de 2017, para dar cumplimiento a la Resolución Ministerial N MEM/DM que declara situación de grave deficiencia en el sistema eléctrico de Ayacucho por falta de capacidad de transporte en la línea L-6602 (Cobriza I Cobriza II) desde el 01 de julio de 2016 hasta la puesta en operación de la línea en 220 kv Friaspata - Mollepata, por lo que ordena que Electrocentro S.A., en amparo del Artículo 3 del Decreto Supremo N EM, efectuar las contrataciones y adquisiciones de generación del orden 8 MW. En base a este contrato ha reportado costos incurridos mediante los siguientes documentos: Cartas N GT , GT , GT , GT y GT , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de las resoluciones ministeriales de los meses de julio hasta diciembre 2016, respectivamente en el sistema Ayacucho. Estos informes a la fecha están en proceso de revisión por la División de Supervisión de Electricidad. Cartas N GT y GT , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos por el cumplimiento de las resoluciones ministeriales de los meses de enero y febrero 2017, respectivamente, en el sistema Ayacucho. Estos informes a la fecha están en proceso de revisión por la División de Supervisión de Electricidad. S.1.5 Costos Totales Incurridos De acuerdo con el Artículo 4 del Procedimiento se han estimado los gastos de los próximos meses, en base a los costos que se sustentan en contratos suscritos con proveedores de servicios, debido a que implican obligaciones de pago. Asimismo, dentro del cálculo de este cargo se está incluyendo la liquidación de los saldos negativos de las empresas estatales que recibieron la compensación por el Decreto de Urgencia N , debido a que la mayoría de las empresas que fueron beneficiadas con este decreto de urgencia, se encuentran en este cargo. Para esto se está considerando el informe COES/D/DO/STR-INF Costos Asociados a la Operación de la Generación Adicional (Enero Febrero 2017) del COES. En el cuadro siguiente se presentan los saldos de liquidación por cada empresa estatal, mientras que en el numeral S.3 se establecerán las transferencias de estos saldos. Cuadro No. S.1 Empre sa s estatales Saldos negativos Electroperú -75 Electronoroeste Electro Oriente Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 269

275 Empre sa s estatales Saldos negativos Hidrandina EGEMSA Electrocentro Electro Ucayali Electro Sur Este -479 Total (Soles) Como consecuencia, en esta oportunidad el monto a compensar por este cargo es igual a S/ , para los siguientes 12 meses, de los cuales corresponde el 83 % a Electro Oriente S.A., el 9 % a Electro Sur Este S.A. y el 8% a Electrocentro S.A. S.2 Determinación del Cargo Unitario El cuadro siguiente muestra el cargo unitario aplicable para el periodo de mayo 2017 a abril 2018: Cuadro No. S.2 A compensar a Electro Ucayali (S/) 0 A compensar a Electro Oriente (S/) A compensar a Electro Sur Este (S/) A compensar a Electro Centro (S/) Total a Compensar (S/) Máxima Demanda Ventas (MW) 6 220,73 Periodo de Recuperación (meses) 12 Cargo Unitario CCSE (S//kW-mes) 0,378 S.3 Liquidación de saldos netos negativos por el Decreto de Urgencia De acuerdo con lo descrito en el numeral S.1.5, las transferencias de las empresas Electrocentro S.A., Electroperú S.A., EGEMSA, Electronoroeste S.A., Hidrandina S.A., Electro Oriente S.A., Electro Ucayali S.A. y Electro Sur Este S.A. con saldo negativo del DU a favor de las empresas Electrocentro S.A. Electro Oriente S.A., Electro Ucayali S.A. y Electro Sur Este S.A. antes del 31 de mayo de 2017, se deben realizar con los montos que se describen en el cuadro siguiente: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 270

276 Cuadro S.3 Transferencias de Empresas Aportantes a Empresas Receptoras (Soles) Aportante Receptor Electrocentro S.A Electro Ucayali S.A. Electro Oriente S.A. Electro Sur Este S.A. Electro Oriente S.A Electroperú S.A. 75 Electronoroeste S.A Hidrandina S.A EGEMSA Electrocentro S.A Electro Ucayali S.A Electro Sur Este S.A. 479 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 271

277 Anexo T Determinación de Compensación por Capacidad de Generación Eléctrica En el Artículo 1 de la Ley N (en adelante Ley ), se establece que, a fin de incrementar la confiabilidad en la producción y transporte de energía, el Ministerio de Energía y Minas, en uso de sus facultades, considera como principio para afianzar la seguridad en el suministro eléctrico, la desconcentración geográfica de la producción de energía y la mayor capacidad de la producción respecto a la demanda (margen de reserva). Con relación a ello, el Ministerio de Energía y Minas aprobó el Reglamento que Incentiva al Incremento de la Capacidad de Generación Eléctrica, mediante el Decreto Supremo N EM (en adelante DS ), que estableció lo siguiente: i) se realizarán subastas para nueva capacidad de generación; ii) estas subastas serán convocadas y conducidas por PROINVERSION; iii) como resultado de estas subastas, los adjudicatarios suscribirán un contrato de capacidad con el Ministerio de Energía y Minas por un plazo máximo de 20 años; y iv) la remuneración garantizada de estos adjudicatarios será pagada como la suma de: a) el ingreso de potencia que establece el artículo 47 de la Ley de Concesiones Eléctricas y b) los ingresos provenientes del Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica que será incorporado en el Peajes Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. En el marco de esta disposición reglamentaria, en el año 2013 se llevó a cabo el concurso público internacional para promover la Inversión Privada en el Proyecto: Nodo Energético en el Sur del Perú conducido por PROINVERSION, donde resultaron los contratos de compromiso de inversión de Samay I S.A. con la Planta N 1 en la Región Arequipa (C.T. Puerto Bravo) y ENGIE Energía Perú S.A. con la Planta N 2 en la Región Moquegua. Finalmente, Osinergmin aprobó el Procedimiento Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica donde se establece la forma cómo se calcularán los Cargos Unitarios de Capacidad de Generación Eléctrica (CUCGE) correspondientes a los proyectos del Nodo Energético en el Sur del Perú, mediante la Resolución N OS/CD. T.1 Fórmula de actualización De conformidad con los contratos de compromiso de los proyectos del Nodo Energético en el Sur del Perú, los precios ofertados tienen la siguiente fórmula de actualización: Precio Ajustado = Oferta * Factor * TC Factor = a * IPP/IPPo + b * IPM/IPMo * TCo/TC Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 272

278 Donde: IPM IPMo IPP IPPo TC = Índice de Precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano. = IPM a la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC), para el primer reajuste. = Índice de Precios Finished Goods Less Food and Energy, Serie WPSSOP3500 publicado por el Bureau of labor Statistic del US Department of Labor de los Estados Unidos. Se tomará en cuenta el valor publicado a diciembre de = IPP a la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC), para el primer reajuste. = Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros y AFPs del Perú, correspondiente al tipo de cambio promedio ponderado venta o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano. TCo = TC a la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC), para el primer reajuste. Asimismo, en los mismos contratos se establece que la fórmula de actualización se aplicará con una periodicidad trimestral y cuando el Factor varíe en más de 5% respecto de la última actualización. T.2 Cálculo del CUCGE Para el presente periodo tarifario, se considera la C.T. Puerto Bravo de la empresa Samay I S.A. (cuya POC fue el 26 de mayo de 2016) y la CT Planta N 2 de Ilo de la empresa ENGIE Energía Perú S.A. (cuya POC fue el 22 de octubre de 2016). Por lo que corresponde establecer los cargos CUCGE para ambas plantas, los cuales se aplicarán en el periodo tarifario mayo 2017 abril Las premisas consideradas para el cálculo de los cargos CUCGE son las siguientes: Para la Potencia Adjudicada de cada planta, se está tomando el valor informado por las empresas. Para los precios de cada proyecto, se está tomando el precio ofertado; los reajustes se realizarán posteriormente conforme lo establecen sus respectivos contratos. 69 A la fecha no se han recibido las adendas de los contratos de las centrales de Nodo Energético del Sur donde se reemplace la serie WPSSOP3500 de la fórmula de ajuste, que se encuentra desactualizada desde el mes de diciembre Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 273

279 Para el ingreso esperado de Potencia Firme de estas centrales, se ha realizado una estimación de los ingresos por potencia en base a la máxima demanda pronosticada para el periodo mayo 2017 abril 2018 y la oferta del SEIN. El tipo de cambio considerado corresponde al valor del 31 de marzo de 2017 (3,249 S//USD). Para el periodo tarifario mayo 2017 abril 2018 se descontará al Ingreso Garantizado las penalidades contabilizadas durante el periodo tarifario mayo 2016 abril 2017, tal como lo establecen los Contratos. Estas penalidades son las reportadas por el COES, trimestralmente, tal como lo indica el numeral del Procedimiento Técnico del COES N 27 Régimen aplicable a las Centrales de Generación del Nodo Energético en el Sur del Perú 70. Finalmente, se tiene los resultados que se presentan en los cuadros siguientes: Cuadro No. T.1 CUCGE para la CT Puerto Bravo de Samay I Potencia Adjudicada MW 600 Precio por Potencia - Contrato USD/MW-mes Remuneración Mayo Abril 2018 S/ Saldo pendiente S/ Ingreso de Potencia Mayo Abril 2018 S/ Periodo de Recuperación meses 12 Máxima Demanda Ventas MW 6 220,73 CUCGE S/ /kw-mes 1,848 Cuadro No. T.2 CUCGE para la CT Planta N 2 de Ilo de ENGIE Potencia Adjudicada MW 600 Precio por Potencia - Contrato USD/MW-mes Remuneración Mayo Abril 2018 S/ Saldo pendiente S/ Ingreso de Potencia Mayo Abril 2018 S/. 0 Periodo de Recuperación meses 12 Máxima Demanda Ventas MW 6 220,73 CUCGE S/ /kw-mes 1, Penalidades aplicadas a la C.T. Puerto Bravo (Samay I): ,32 soles. Penalidades aplicadas a la C.T. Planta N 2 (ENGIE): 3 524,96 soles. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 274

280 Anexo U Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la Prepublicación En este Anexo se describe el análisis efectuado por Osinergmin a las opiniones y sugerencias presentadas dentro del plazo legal otorgado, por los interesados: Empresa de Generación Huallaga S.A., Consorcio Transmantaro S.A., Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A., Red de Energía del Perú S.A., Hidrocañete S.A., Electricidad del Perú S.A., Subcomité de Generadores del COES, Transmisora Eléctrica del Sur 2 S.A., Samay I S.A., ENGIE Energía Perú S.A., Fénix Power Perú S.A., Omega Perú Operación y Mantenimiento S.A., Electro Oriente S.A., Genrent del Perú S.A.C., Electro Ucayali S.A. y Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., al Proyecto de Publicación de los Precios en Barra, efectuada mediante la Resolución N OS/CD. Asimismo, es preciso mencionar que los comentarios realizados por el Sr. Luis Antonio Torres Salinas no son considerados en el presente análisis debido que fueron presentados fuera del plazo establecido en la Resolución N OS/CD, conforme se detalla en el informe legal que sustenta la presente fijación. De igual manera, con relación a las opiniones y sugerencias presentadas por la empresa Samay I S.A. respecto a la determinación de penalidades y compensaciones que se desarrolla en el Informe Técnico N DSE-UGSEIN , estos han sido analizados por la División de Supervisión de Electricidad (en adelante Informe DSE ) a través del Informe Técnico N DSE-UGSEIN U.1 Análisis de Opiniones y Sugerencias de la Empresa de Generación Huallaga S.A. A continuación, se realiza el análisis de las sugerencias presentadas por la Empresa de Generación Huallaga S.A. (en adelante EGEHUALLAGA ), mediante carta EGH recibida el U.1.1 Diagrama para la modelación de la PCH Chaglla U Opiniones y Sugerencias EGEHUALLAGA señala que la Pequeña Central Hidroeléctrica Chaglla (PCH- Chaglla) de 6,3 MW es una central que se ubica al pie de presa de la CH Chaglla, y es parte de ella, porque aprovecha el caudal ecológico de 3,69 m3/s establecido por la autoridad competente para la CH Chaglla; y por ello concluye que pertenece a la misma cuenca de la CH Chaglla. Por lo mencionado, la empresa solicita que se considere el diagrama para la Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 275

281 modelación de la operación de la CH Chaglla en el modelo PERSEO, de acuerdo a la siguiente figura: U Análisis de Osinergmin Al respecto, luego de la revisión efectuada, se concluye que corresponde modificar el modelamiento de la PCH-Chaglla, conforme a lo informado por la empresa, en el archivo SINAC.CHH. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.1.2 Volumen útil del embalse de la C.H. Chaglla U Opiniones y Sugerencias EGEHUALLAGA indica que, el modelo PERSEO considera un volumen útil del embalse de CH Chaglla de 50,8 Mm 3, lo cual manifiesta es erróneo, debido a que el referido embalse tiene un volumen máximo de 357,0 Mm 3 y un volumen mínimo de 352,2 Mm3, con lo cual se obtiene un volumen útil de solo 4,8 Mm 3. Por lo tanto, solicita que se modifique el archivo SINAC.EMB del modelo PERSEO. U Análisis de Osinergmin Al respecto, se procedió a revisar lo manifestado por EGEHUALLAGA en este comentario, verificándose que efectivamente corresponde corregir el volumen útil del embalse de CH Chaglla, conforme a lo informado por la empresa, en el archivo SINAC.EMB. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.1.3 Consumos de servicios auxiliares U Opiniones y Sugerencias EGEHUALLAGA señala que los consumos de servicios auxiliares de la C.H. Chaglla (2 x 225 MW) y PCH-Chaglla (6,3 MW) son 1,8 MW y 0,2 MW respectivamente. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 276

282 U Análisis de Osinergmin Al respecto, luego de la revisión efectuada, se está considerando los consumos de servicios auxiliares informados por la empresa, para obtener los consumos de energía de los servicios auxiliares de la CH Chaglla y PCH- Chaglla. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.2 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Consorcio Transmantaro S.A. A continuación, se realiza el análisis de las sugerencias presentadas por Consorcio Transmantaro S.A. (en adelante TRANSMANTARO ), mediante correo electrónico recibido el U.2.1 Base Tarifaria del Contrato SGT Primera Etapa de la Subestación Carapongo y Enlaces de Conexión a Líneas Asociadas U Opiniones y Sugerencias TRANSMANTARO señala que Osinergmin debe fijar la Base Tarifaria y los correspondientes peajes asociados al Contrato SGT Primera Etapa de la Subestación Carapongo y Enlaces de Conexión a Líneas Asociadas, el cual tiene fecha prevista de Puesta de Operación Comercial el 11 de marzo del La Base Tarifaria propuesta por TRANSMANTARO es la siguiente: Por otro lado, opina la empresa que la Tarifa a percibir por TRANSMANTARO, se configura conforme a lo definido en el artículo 24 de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N 28832) y la Cláusula 3 del Contrato del Refuerzo. U Análisis de Osinergmin Se verificó que la instalación tiene como fecha prevista de Puesta en Operación Comercial el 11 de marzo de 2018 y, por lo tanto, estaría comprendida en el periodo de vigencia de la presente regulación (mayo 2017 abril 2018). Por ello, se procederá a incorporar, en los cuadros N 4 y N 16 de la Resolución, el peaje y cargo unitario de la mencionada instalación. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 277

283 U.2.2 Base Tarifaria del Refuerzo 1 Contrato L.T. Trujillo Chiclayo U Opiniones y Sugerencias TRANSMANTARO indica que Osinergmin debe fijar la Base Tarifaria y los correspondientes peajes asociados al Refuerzo Proyecto 8: Banco de Reactores de 100 MVAR-500 kv en la SE La Niña 500 kv aprobado en el Plan de Transmisión , el cual tiene fecha prevista de Puesta de Operación Comercial el 26 de marzo del La Base Tarifaria propuesta por TRANSMANTARO es la siguiente: Asimismo, agrega la empresa que la Tarifa a percibir por TRANSMANTARO, se configura conforme a lo definido en el artículo 24 de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N 28832) y la Cláusula 3 del Contrato del Refuerzo. U Análisis de Osinergmin Se verificó que esta información corresponde a una Adenda del Contrato de Concesión SGT Línea de Transmisión Trujillo Chiclayo en 500 kv, suscrito el 09 de febrero de 2017, remitida por TRANSMANTARO, para efectos del proceso de liquidación, mediante la comunicación N CS , recibida el 21 de marzo de Dado que el plazo previsto para la Puesta en Operación Comercial es el 26 de marzo 2018, se procederá a incorporar, en los cuadros N 4 y N 16 de la Resolución, el peaje y cargo unitario de la mencionada instalación. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.2.3 Costo Total de Transmisión de la Primera Cláusula Adicional - Ampliación N 1, en el marco del Contrato BOOT para el Diseño, Suministro de Bienes y Servicios, Construcción y Explotación del Sistema de Transmisión Mantaro Socabaya Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 278

284 U Opiniones y Sugerencias TRANSMANTARO señala que Osinergmin debe fijar el Costo Total de Transmisión establecido en el Contrato de la Ampliación Adicional que comprende el Cambio Configuración del Sistema Anillo 220 kv de la S.E. Cotaruse a la Configuración Interruptor y Medio, el cual tiene fecha prevista de Puesta de Operación Comercial el 19 de abril del El Costo Total de Transmisión de la Ampliación Adicional propuesto por TRANSMANTARO es el siguiente: Finalmente, indica que la Tarifa a percibir por TRANSMANTARO, se configura conforme a lo definido en el artículo 24 de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley N 28832) y la Cláusula 3 del Contrato del Refuerzo. U Análisis de Osinergmin Se verificó que esta información corresponde a la Adenda de Ampliación N 1 del Contrato BOOT para el Diseño, Suministro de Bienes y Servicios, Construcción y Explotación del Sistema de Transmisión Mantaro Socabaya y la Prestación del Servicio de Transmisión de Electricidad, la cual fue suscrita el 19 de octubre de Dado que el plazo previsto para la Puesta en Operación Comercial es el 19 de abril 2017, se procederá a incorporar, en los cuadros N 4 y N 16 de la Resolución, el peaje y cargo unitario de la mencionada instalación. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.3 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. A continuación, se realiza el análisis de las sugerencias presentadas por Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (en adelante ISA PERÚ ), mediante correo electrónico recibido el U.3.1 Ajuste Anual de la Tarifa U Opiniones y Sugerencias ISA PERÚ indica que, de acuerdo a lo establecido en el numeral de la Cláusula Quinta del Contrato BOOT se debe ajustar anualmente la Tarifa. En tal sentido, para su actualización se utilizará el último dato de la Serie ID: WPSFD4131, disponible en la fecha que corresponda efectuar la regulación de las tarifas de transmisión según las Leyes Aplicables. A continuación, transcribe el siguiente extracto del contrato de concesión: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 279

285 Por lo mencionado, ISA PERÚ considera que, de conformidad con lo establecido en el Contrato BOOT, se debe recalcular la Tarifa de ISA PERÚ. U Análisis de Osinergmin Se revisó la opinión y argumentos presentados por ISA PERÚ y luego de ello se concluye que no es correcta la interpretación de cláusula del contrato de concesión de ISA PERÚ. Al respecto, se debe mencionar que la actualización del Valor Nuevo de Reemplazo ( VNR ) de las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión de ISA PERÚ se ha realizado siempre cada cuatro años, conforme a lo especificado en la mencionada cláusula y en concordancia con lo señalado en el Artículo 77 de la Ley N 25844, Ley de Concesiones Eléctricas. Puede comprobarse en la información publicada de los procesos regulatorios de fijación de tarifas en barra, que la actualización del VNR del Sistema Principal de ISA PERÚ se ha efectuado cada cuatro años, según lo indicado en el respectivo Contrato de Concesión. Además, se verificó que en el Ministerio de Energía y Minas remitió mediante Oficio N MEM/DGE, la Adenda N 5 del Contrato de Concesión de ISA PERÚ suscrita por dicho ministerio e ISA PERÚ, mediante la cual sustituyó el índice de actualización WPSSOP3500 por el índice WPSFD4131, debido a la discontinuidad de publicación del primero. Al respecto, se precisa que la Adenda N 5 no ha efectuado cambio en la periodicidad de actualización del VNR del Sistema Principal de Transmisión de ISA PERÚ; en cambio, su objeto se ha restringido únicamente a modificar la referencia del índice a utilizar para efectos de la actualización del VNR. Sin embargo, se verificó que, en cumplimiento de lo señalado en el literal c) del numeral iii) de la Cláusula del Contrato, sí corresponde la actualización anual de la remuneración únicamente para las Ampliaciones que entrarán en vigor el 1 de mayo de cada año. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 280

286 U.3.2 Informe de auditoría de la Ampliación N 2 U Opiniones y Sugerencias ISA PERÚ señala que la remuneración Anual de la Ampliación Nº 2 ya ha quedado establecida en su respectivo Informe de Auditoría, presentada en el presente proceso de regulación de Tarifas en Barra. Por lo tanto, corresponde el recálculo de la remuneración de la referida ampliación para el periodo tarifario mayo 2017-abril 2018, considerando la diferencia que se genere de los Valores de Inversión detallados en el siguiente cuadro: U Análisis de Osinergmin Se verificó que, tal como menciona ISA PERÚ, corresponde modificar el monto de inversión de la Ampliación N 2 considerando el monto consignado en el Informe de Auditoría. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.3.3 Ingreso Tarifario del Contrato BOOT U Opiniones y Sugerencias ISA PERÚ señala que el Ingreso Tarifario se determina como la diferencia de los precios en barra multiplicada por el flujo de energía, basándose el cálculo en la metodología establecida por Osinergmin. En ese sentido, añade que el Ingreso Tarifario de USD calculado para el Contrato BOOT, cuyo Costo Total de Transmisión es de USD , le resulta inconsistente. Por ello, ISA PERÚ recomienda realizar una revisión de la información Base. U Análisis de Osinergmin Al respecto, se ha revisado el archivo de cálculo de los Ingresos Tarifarios, habiéndose encontrado errores en los vínculos lo cual ha originado los resultados inconsistentes señalados por ISA PERÚ correspondiendo, en consecuencia, su corrección para la calculo final de los mismos. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.3.4 Incluir en la liquidación las actualizaciones por índice Finished Goods Less Food and Energy e informes de auditorías U Opiniones y Sugerencias Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 281

287 ISA PERÚ indica que en la liquidación se deben incluir las actualizaciones por el índice Finished Goods Less Food and Energy e informes de auditorías. U Análisis de Osinergmin Cabe indicar que conforme a lo indicado en los literales d) y e) del numeral 4.1; y literal d) del numeral 6.1, de la norma Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT, para la liquidación anual de ingresos se debe considerar toda la información recibida e indicadores disponibles en la oportunidad en que se efectúa la liquidación anual de ingresos. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.4 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Red de Energía del Perú S.A. A continuación, se realiza el análisis de las sugerencias presentadas por Red de Energía del Perú S.A. (en adelante REP ), mediante correo electrónico recibido el U.4.1 Cargo adicional por la Ampliación N 17 U Opiniones y Sugerencias REP indica que, que de acuerdo al numeral 4.2 de la Cláusula 4.0 del Anexo 7 del Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN ETESUR, se debe fijar provisionalmente el monto de la remuneración que corresponde a cada Ampliación. Agrega la empresa, que estima que la Puesta en Operación Comercial (POC) de la Décimo Séptima Cláusula Adicional al Contrato de Concesión (en adelante Ampliación N 17) se realice el 07 de junio de Por lo que, REP notificará la POC de la referida ampliación, a la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin, mediante el envío de la respectiva acta de POC, a fin de que Osinergmin active el Cargo Unitario y se incluya en la tarifa. Para tal efecto, opina la empresa que Osinergmin debe considerar provisionalmente el monto de inversión de la Cláusula Adicional, que asciende a USD , monto que será recalculado cuando se cuente con el informe de auditoría. Por ello agrega REP, que el monto de la remuneración anual que se debe considerar para este periodo asciende a USD , conforme describe en el cuadro siguiente: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 282

288 En tal sentido, solicita que se fije el Cargo Unitario de las instalaciones de la Ampliación N 17 del Contrato de Concesión de REP cuyo valor es de 0,189 S//kW-mes. Este cargo se debe incorporar al Peaje por Conexión al SPT a partir de la fecha de puesta en operación comercial de la referida ampliación. Cabe precisar que la fórmula de actualización aplicable a estos cargos debe ser la misma que se aplica al cargo unitario del SPT de REP y que cualquier monto dejado de percibir por REP, deberá ser considerado en el siguiente proceso de liquidación anual. U Análisis de Osinergmin Se verificó que el plazo previsto en la Décimo Séptima Cláusula Adicional del Contrato de Concesión ( Ampliación N 17 ) era de veintiún meses contados desde la suscripción de la mencionada adenda, el cual venció el 10 de febrero de 2017; sin embargo, dado que REP comunica que la POC de las instalaciones de la Ampliación N 17 sería en junio de 2017, se considera procedente incorporar el cargo unitario que solicita REP para la mencionada instalación, que será activada luego de la confirmación de la POC de la Ampliación N 17. Ampliación Nº 17 La Décimo Séptima Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió con fecha 09 de junio de Mediante esta cláusula se acordó la ejecución de la Ampliación Nº 17 que comprende: i) Instalación de bancos de compensación capacitiva de 2x7 MVAR en 60 de la SE Puno, ii) Cambio de configuración de barras en 138 kv de T a Pi en la SE Combapata, iii) Ampliación de la capacidad de transformación de la SE Paramonga Nueva, iv) Ampliación de la capacidad de transformación de la SE Ica, y v) Cambio de configuración en 220 kv de simple a doble barra en la SE Friaspata. Instalaciones de la Ampliación Nº 17 Descripción Monto USD 1 Bancos de compensación capacitiva SE Puno Cambio configuración de barras SE Combapata Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 283

289 3 Ampliación de capacidad SE Paramonga Nueva Ampliación de capacidad SE Ica Cambio configuración de barras SE Friaspata Total Estimado de la Inversión Considerando dicha inversión, así como los criterios señalados para el cálculo del costo de operación y mantenimiento, se obtuvo la remuneración anual a partir de la cual se determinó el Cargo de Peaje por Conexión Unitario (0,191 S/ /kw-mes). Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 284

290 Cálculo del Cargo Unitario de la Ampliación Nº 17 Instalación Subestación Puno Subestación Combapata Paramonga Nueva Ica Friaspata TOTAL Costo de Inversión CI (USD) COyM Anual Ampliación Nº 8 (USD) %COyM/Costo Inversión (Costa): 3,0% %COyM/Costo Inversión (Sierra): 2,5% - REMUNERACIÓN ANUAL PROVISIONAL DE LA AMPLIACIÓN Nº 16 Instalación Anualidad del CI (USD) COyM Anual (USD) Remuneración Anual (USD) Ampliación Nº Máxima Demanda MW Cargo de Peaje por Conexión Unitario 0,7444.USD/kW - año Cargo de Peaje por Conexión Unitario 0,191 (S/ /kw-mes) Periodo de repago Tasa anual de actualización Tasa mensual de actualización Tipo de Cambio Factor de mensualización 20 12% 0,95% 3,249 0,079 Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.4.2 Cargo adicional por la Ampliación N 13 y liquidación por el periodo mayo 2013 abril 2017 U Opiniones y Sugerencias REP indica que, con fecha 15 de mayo del 2012 se suscribió la Décimo Tercera Cláusula Adicional al Contrato de Concesión (en Adelante la Ampliación N 13). Asimismo, agrega que con fecha 03 de setiembre de 2015, se suscribió la Adenda N 1 con el objeto de ampliar el plazo de la puesta en operación comercial de la Ampliación N 13. Las fechas contractuales previstas para la puesta en servicio de las instalaciones de transmisión establecidas en el Contrato fueron: La puesta en servicio de cada hito, según las Actas de Puesta en Servicio (ver Anexo 1 de su documento) se realizaron en las siguientes fechas: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 285

291 Agrega REP que, conforme a lo indicado en el literal 2.3), para el periodo regulatorio mayo 2017 abril 2018 todas las instalaciones que conforman la Ampliación N 13 se encontrarán en servicio. El Acta de Puesta en Servicio de las obras complementarias del hito b (último hito) será entregada en la fecha prevista para su puesta en servicio. En este sentido, manifiesta que corresponde se fijen provisionalmente las tarifas de transmisión considerando el monto de inversión establecido en la Cláusula Adicional, el cual será recalculado cuando se cuente con el informe de auditoría. Asimismo, indica que, mediante Oficio N MEM/DGE de fecha , el Ministerio de Energía y Minas comunicó a Osinergmin que las obras de los hitos a y c ya se encontraban en servicio y en operación. Asimismo, propuso que para el periodo regulatorio mayo 2016 abril 2017, se evalúe en la liquidación del monto reconocido a REP, únicamente la exclusión por la obra del hito b, manteniendo la remuneración de los hitos a y c y considerando las fechas previstas para sus puestas en servicio. Dicho oficio fue retransmitido a REP mediante Oficio N MEM/DGE de fecha (Anexo 2). Conforme a lo manifestado por el Ministerio de Energía y Minas, REP considera que se debe considerar las fechas de puesta en servicio de cada hito. REP opina que el monto de la remuneración anual que se debe considerar para este periodo asciende a USD : En tal sentido, REP considera que se debe fijar Cargo Unitario de las instalaciones de la Ampliación N 13 del Contrato de Concesión de REP cuyo valor es de 0,084 S//kW-mes. Cabe precisar que la fórmula de actualización aplicable a estos cargos debe ser la misma que se aplica al cargo unitario del SPT de REP. Asimismo, señala que, de conformidad a lo manifestado, se debe considerar la liquidación de la remuneración de la Ampliación N 13 por un valor ascendente a USD (valor expresado a abril 2018). Precisa que, provisionalmente se está considerando el valor de inversión de la Cláusula Adicional, el cual deberá ser recalculado a la presentación del informe de auditoría. Asimismo, para la actualización con el índice Finished Goods Less Food and Energy, el valor inicial considerado es el correspondiente al de la fecha de puesta en servicio de cada hito. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 286

292 U Análisis de Osinergmin Se ha revisado la información de la minuta de la Décimo Tercera Cláusula Adicional por Ampliaciones y de su Adenda N 1, suscrita el 03 de setiembre de Al respecto, se puede verificar que el plazo previsto en el Contrato de Concesión, incluidas las adendas modificatorias, para la puesta en operación comercial de las instalaciones venció el 29 de noviembre de Por otro lado, la Décimo Tercera Cláusula Adicional al Contrato de REP, estableció expresamente en el numeral 1 de la Cláusula Segunda, que la Ampliación N 13, se encontraba comprendida por tres obras, que en esencia eran: i) la construcción de la Nueva Subestación Pariñas 220 kv, ii) la ampliación de la capacidad de transmisión de la LT 220 kv Talara Piura a 180 MVA, y iii) la instalación de compensación reactiva 1x20 MVAR en 60 kv en la SE Piura Oeste. Asimismo, el numeral 6 referido a la Puesta en Operación Comercial, señala expresamente que, concluida la construcción de cada una de las obras correspondientes a la Ampliación N 13, y cumplidos los protocolos de puesta en servicio de todas las obras que forman parte de la Ampliación N 13, se suscribirá un Acta de Puesta en Operación Comercial de la Ampliación N 13, siendo que la fecha y hora de integración al SEIN de la última instalación que forma parte de la Ampliación N 13, será considerada como la fecha de la Puesta en Operación Comercial de la Ampliación N 13. Dado que no es de conocimiento de Osinergmin adenda posterior a la indicada que sustente la modificación del plazo previsto para la mencionada ampliación, del criterio para la acreditación de la Puesta en Operación Comercial de las instalaciones o criterio de retribución individual para cada uno de los hitos previstos en la mencionada ampliación, no es posible realizar la liquidación de ingresos que propone REP. Por lo mencionado, se considera razonable fijar un cargo unitario para la Ampliación N 13; sin embargo, su incorporación en los pliegos tarifarios está condicionada a la acreditación de la respectiva Puesta en Operación Comercial de todas las instalaciones comprendidas en dicha ampliación. Ampliación Nº 13 Esta Cláusula Adicional por Ampliaciones se suscribió el 15 de mayo de Mediante esta cláusula se acordó la Construcción de la Nueva Subestación Pariñas 220 kv y traslado del Reactor desde la Subestación Talara, Ampliación de la capacidad de transmisión de la Línea de Transmisión 220 kv Talara Piura de 152 MVA a 180 MVA y la Instalación de Compensación Reactiva 1x20 MVAR en 60 kv en la Subestación Piura Oeste. Instalaciones de la Ampliación Nº 13 Descripción Monto USD 1 Subestación Pariñas L.T. Talara Piura en 220 kv Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 287

293 3 Compensación reactiva Total Estimado de la Inversión Considerando dicha inversión, así como los criterios señalados para el cálculo del costo de operación y mantenimiento, se obtuvo la remuneración anual a partir de la cual se determinó el Cargo de Peaje por Conexión Unitario (0,082 S/ /kw-mes). Cálculo del Cargo Unitario de la Ampliación Nº 13 Instalación Costo de Inversión CI (USD) COyM Anual Ampliación Nº 8 (USD) Subestación Pariñas L.T. Talara Piura en 220 Kv Compensación reactiva TOTAL %COyM/Costo Inversión (Costa): 3,0% %COyM/Costo Inversión (Sierra): 2,5% - REMUNERACIÓN ANUAL PROVISIONAL DE LA AMPLIACIÓN Nº 13 Instalación Ampliación Nº 13 Anualidad del CI (USD) COyM Anual (USD) Máxima Demanda MW Cargo de Peaje por Conexión Unitario 0,3208.USD/kW - año Cargo de Peaje por Conexión Unita 0,082 (S/ /kw-mes) Remuneración Anual (USD) Periodo de repago Tasa anual de actualización Tasa mensual de actualización Tipo de Cambio Factor de mensualización 20 12% 0,95% 3,249 0,079 Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.4.3 Actualización de la Remuneración Anual de las Ampliaciones N 7, 14, 16 y Ampliación Menor N 3 U Opiniones y Sugerencias REP señala que la Remuneración Anual de las Ampliaciones Nº 7, 14 y 16 han quedado establecidas en sus respectivos Informes de Auditoria, presentados en el presente proceso de regulación de Tarifas en Barra. Por lo tanto, manifiesta que corresponde el recálculo de la remuneración de las referidas ampliaciones para el periodo tarifario mayo 2017-abril 2018, considerando la diferencia que se genere de los Valores de Inversión detallados en el siguiente cuadro: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 288

294 Añade REP que la Remuneración Extraordinaria que corresponde por la inversión y los costos de operaciones y mantenimiento de la Ampliación Menor N 3 asciende a USD U Análisis de Osinergmin Se verificó que REP no remitió, en la fecha prevista para efectos de la publicación de la Resolución N OS/CD, los informes de auditoría que menciona en su comentario. En cambio, estos han sido remitidos el 21 de marzo de 2017, mediante comunicación N CS En consecuencia, corresponde modificar los montos de inversión de las Ampliaciones N 7, N 14, N 16 y de la Ampliación Menor N 3, considerando los montos consignados en los respectivos Informes de Auditoria. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.4.4 Observaciones presentadas a la Resolución N OS/CD U Opiniones y Sugerencias REP solicita considerar las observaciones presentadas por REP a la Resolución N OS/CD, remitidas mediante correo electrónico. U Análisis de Osinergmin Las observaciones presentadas por REP a lo publicado mediante la Resolución N OS/CD, son analizadas en el proceso regulatorio correspondiente donde, como resultado del análisis respectivo, se determinará si dichos comentarios son acogidos o no. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.5 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Hidrocañete S.A. A continuación, se realiza el análisis de las sugerencias presentadas por Hidrocañete S.A. (en adelante HIDROCAÑETE ), mediante correo electrónico recibido el U.5.1 Proyección de Prima RER U Opiniones y Sugerencias HIDROCAÑETE menciona que se está utilizando, como proyección de pago prima RER para el último trimestre de año tarifario mayo abril 2017, lo efectivamente pagado en el mes de enero 2017, cuando en la práctica ya se dispone del factor de actualización p correspondiente para este último trimestre (febrero a abril 2017). Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 289

295 Por lo descrito en el párrafo anterior, HIDROCAÑETE menciona que el saldo de liquidación del año tarifario mayo 2016 abril 2017 para su proyecto CH Nuevo imperial resulta negativo; por el contrario, de aplicarse el factor de actualización p último disponible resultaría un saldo positivo para central CH CH Nuevo Imperial. U Análisis de Osinergmin Al respecto, para el cálculo de la Prima RER de la prepublicación se utilizó la última información disponible remitida por el COES, es decir ingresos por cargo por prima hasta enero 2017, replicando preliminarmente este valor para los meses de febrero a abril No obstante, en la publicación del cargo prima (archivo Cálculo DL1102-May17-Abr18(P).xlsx ) el cálculo considera los ingresos reales por cargo prima hasta febrero 2017, replicando este último valor para los meses de marzo y abril del 2017, conforme recomienda HIDROCAÑETE. En este sentido, en la etapa de publicación del cálculo de la Prima RER, ya se está considerando la información disponible al mes de febrero 2017, donde se aplicó la última actualización trimestral del factor p. Sin perjuicio de lo expuesto, para una mejor estimación del cargo en la etapa de prepublicación, se tomará en cuenta la sugerencia de HIDROCAÑETE en los siguientes procesos de fijación tarifaria. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.6 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Electricidad del Perú S.A. A continuación, se realiza el análisis de las sugerencias presentadas por Electricidad del Perú S.A. (en adelante ELECTROPERÚ ), mediante correo electrónico recibido el U.6.1 Fórmula de Actualización de Energía U Opiniones y Sugerencias ELECTROPERU observa que la Fórmula de Actualización propuesta en el Proyecto de Resolución no considera el Tipo de Cambio (TC), conforme lo muestra en el siguiente cuadro: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 290

296 Al respecto, considera que la Fórmula de Actualización de los precios de energía (PEMP y PEMF) debería contemplar dentro de su estructura al Tipo de Cambio (TC), de manera similar que la fórmula de actualización de los Precios de Potencia (PPM) debido a que el TC es un indicador económico importante, que es parte de los componentes (materiales, costos financieros, etc.) que intervienen en los costos fijos y variables de una empresa generadora, los cuales deben ser retribuidos con la correspondiente tarifa. Por lo mencionado, concluye que se debe considerar una estructura de fórmula de actualización tarifaria para la energía que contemple el TC como en las Fijaciones Tarifarias anteriores (a excepción de la inmediata anterior). U Análisis de Osinergmin Al respecto, la evaluación de la inclusión o no del Tipo de Cambio dentro de las fórmulas de actualización del Precio Básico de Potencia y del Precio Básico de Energía de los Precios en Barra, se realizó desde el proceso regulatorio de los Precios en Barra de mayo 2016 abril 2017, en donde finalmente se estableció que se debe mantener el Tipo de Cambio dentro del Precio Básico de Potencia, debido a que los costos de inversión de la unidad de punta (unidad marginal) dependen, en parte, de los costos fijos que se encuentran en moneda extranjera. Mientras que, dentro del Precio Básico de Energía, se estableció que no correspondía su inclusión debido a que el costo marginal de operación depende básicamente de la variación de los precios de combustibles (gas natural, carbón, diesel, etc.), que son los insumos para la operación de las centrales de generación. En este sentido, dentro del informe que sustentó los Precios en Barra para el periodo mayo 2016 abril 2017 (Informe N GRT), así como el informe que sustentó el Proyecto de Resolución (Informe N GRT), se detalla matemáticamente la forma en cómo se calculan los factores de la Formula de Actualización del Precio Básico de Energía. En esta última regulación, se obtiene para la Fórmula de Actualización que los mayores Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 291

297 pesos se encuentran en el precio de gas natural (91,25%), y en menor medida en el precio de carbón (0,78%). Finalmente, también es importante señalar que los Precios en Barra no constituyen una señal que pretenda reconocer el costo medio incurrido por las empresas para la prestación del servicio de electricidad. Los Precios en Barra son, en lo esencial, una señal marginal que solo coincide con el costo medio en una situación de óptimo ideal del parque de generación adaptado económicamente a la demanda. Por lo que la señal apropiada, de carácter marginal, para las inversiones viene dada por el pago de la potencia que remunera la inversión de la unidad de punta (unidad marginal), en donde se incluye el factor de tipo de cambio dentro de la Formula de Actualización Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.6.2 Cargo Unitario por Generación Adicional U Opiniones y Sugerencias ELECTROPERU observa lo siguiente en el Proyecto de Resolución: En el considerando 16 del Proyecto se señala que, habiendo culminado el 31 de diciembre de 2013 la vigencia del Decreto de Urgencia N , a la fecha no corresponde fijar el Cargo Unitario por Generación Adicional (CUGA), y en la regulación de mayo abril 2018 se están liquidando los saldos negativos de la empresas beneficiarias con esta compensación para que sean transferidos como parte del pago de la compensación del Cargo de Confiabilidad de la Cadena de Suministro de Energía (CCCSE). Confirma lo anterior, con que en el Cuadro N 3 ya no se considera el rubro de Cargo Unitario de Generación Adicional (CUGA), pero que, si se considera el CCCSE, para lo cual el COES debería distribuir los montos a transferir por aplicación de este cargo para las empresas Electro Oriente S.A., Electro Sur Este y Electrocentro S.A. en la proporción siguiente: 35,8%, 43,3% y 20,9%. En el artículo 14 del Proyecto se aprueba la transferencia de los montos del Cuadro N 17 correspondientes a saldos negativos de la compensación por Generación Adicional de Electrocentro, Electroperú, Electronoroeste, Hidrandina y Egemsa a favor de Electrocentro antes del 31 de mayo de 2017, como pago a cuenta de la compensación de CCCSE. Asimismo, agrega que ELECTROPERU, mediante su carta N de fecha , ha informado que el saldo a recuperar hasta el 31 de enero de 2017 de los costos incurridos por su empresa por el servicio de Generación Adicional en el marco del Decreto de Urgencia N asciende al monto de S/ ,99; el cual agrega, corresponde que el regulador devuelva a ELECTROPERU. Por lo mencionado, observa que no es razonable que existiendo una deuda que Osinergmin debe incluir a favor de ELECTROPERU, de S/ 32,5 millones, se obligue a la empresa a transferir un monto a Electrocentro S.A. por el supuesto saldo negativo de compensación por Generación Adicional. Asimismo, la empresa interpreta del Proyecto que el CUGA y el CCCSE son cargos similares, por lo que propone que al cargo CCCSE se le incluya un Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 292

298 cargo unitario para ELECTROPERU de modo tal que se inicie la devolución del citado monto de S/ 32,5 millones. U Análisis de Osinergmin Con relación al reconocimiento de costos por el Cargo Unitario de Generación Adicional (CUGA), es necesario precisar que la empresa ELECTROPERU ha venido remitiendo desde el año 2016 que no tienen gastos incurridos en costos de operación por el cumplimiento del Generación Adicional, debido a que ya no tienen contratos vigentes que tengan que brindar este servicio de emergencia. Tal es así que en los últimos reportes de enero y febrero 2017 está informando como costo de operación el valor de cero (0), tal como se presenta a continuación. Informe N AT (Adjunto de Carta N A): Informe N AT (Adjunto de Carta N A): En este caso particular, lo que ELECTROPERU está haciendo mensualmente es reportar como costos incurridos los costos financieros, por el saldo que la Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 293

299 empresa pretende que se le reconozca para el periodo anterior a la vigencia del Decreto Supremo N EM, bajo los argumentos que antes de la vigencia de este decreto no se le ha reconocido la totalidad de sus costos operativos y financieros incurridos y que, por ende, debe aplicarse el citado decreto en forma retroactiva, lo cual no ha sido admitido por el Regulador de manera sustentada en sus diferentes oportunidades. Esta pretensión de ELECTROPERU ha constituido la base para realizar reiterativas impugnaciones administrativas contra resoluciones que fijan el CUGA en cada regulación de Precios en Barra, así como contra resoluciones que aprobaron trimestralmente los factores de actualización p del CUGA desde el año 2011 hasta la fecha. Tal es así que el criterio de Osinergmin de no aplicar en forma retroactiva el Decreto Supremo N EM, como lo solicita la empresa para admitir su declaración jurada de costos en vez del análisis regulatorio de costos que se efectúo al amparo de la norma vigente (Norma - Resolución N OS/CD), se encuentra judicializado en diferentes procesos en donde, ELECTROPERU ha impugnado diversas resoluciones de Osinergmin, en algunos casos ejerciendo su derecho de contradicción administrativa, y en otros directamente impugnando en sede judicial, tal como se muestran en el cuadro siguiente: Expediente Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Exp JR-CA Juzgado 17 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 16 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 14 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 3 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 14 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 9 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 9 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 13 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 9 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 12 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 6 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 6 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 14 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima 5 Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de Lima Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 294

300 Por lo mencionado, en los párrafos anteriores, el monto de S/ 32,5 millones que ELECTROPERU pretende se le incluya como costos a compensar del CUGA (que fue informado a febrero 2017 con Carta N A, asciende a S/ 32,6 millones, por el costo financiero que agrega mensualmente al saldo que reclama se reconozca), no corresponde ser incluido como costo pendiente a compensar dentro del CUGA, debido a que es una pretensión de la empresa que a criterio del Regulador no tiene sustento, y que además se encuentra judicializada por ELECTROPERU en diferentes juzgados de Lima. Por lo que el reconocimiento o no de estos saldos reclamando por ELECTROPERU, dependerá de las sentencias que emitan estos juzgados Asimismo, es necesario precisar que no es correcta la interpretación brindada por ELECTROPERU que el cargo CUGA y el cargo CCCSE son cargos similares, sino que estos tienen naturalezas diferentes, como son: La recaudación del cargo CCCSE no discrimina entre los usuarios regulados, libres y grandes usuarios, lo que sí se hizo con el CUGA que tenía proporciones diferencias (1, 2 y 4) para los usuarios regulados, libres y grandes usuarios. Los costos incurridos en el cargo CCCSE no corresponden a costos que tienen carácter de declaración jurada, como se estableció en el caso de los costos incurridos del CUGA con el Decreto Supremo N EM. En el caso de los costos informados del CCCSE, estos son revisados por la División de Supervisión de Electricidad de Osinergmin, para su posterior reconocimiento. Finalmente, lo único que se está haciendo en esta regulación, es liquidar los saldos negativos del cargo CUGA, el cual legalmente ya venció, para que las empresas con saldos pendientes del CUGA no tengan beneficios adicionales, sino sean transferidos a otros cargos adicionales vigentes y con ellos se disminuye el pago de los usuarios de electricidad. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.7 Análisis de Opiniones y Sugerencias del Subcomité de Generadores del COES A continuación, se realiza el análisis de las sugerencias presentadas por el Subcomité de Generadores del COES (en adelante SCG ) mediante carta SCG recibida el , y que subyacen en cinco puntos: proyección de demanda, programas de obras, criterios de modelamiento, tipo de cambio en actualización de precios y los precios de potencia. U.7.1 Proyección de Demanda Vegetativa U Opiniones y Sugerencias Respecto a la proyección de Demanda Vegetativa, el SCG menciona que: (i) Osinergmin ha modificado la estructura de la proyección de la demanda eléctrica, incluyendo la proyección de las demandas Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 295

301 incorporadas dentro de la demanda vegetativa e incrementando la lista de las cargas especiales. Por esta razón, el SCG observa que debe modificarse la serie histórica para la proyección de demanda vegetativa. Asimismo, solicita precisar la procedencia de los valores estimados en las celdas L69 y M69 de la hoja Datos Históricos del archivo ModeloDemanda2017(PP).xlsx. (ii) La proyección de demanda vegetativa de los años 2017, 2018 y 2019 fue estimada mediante diferencias de las proyecciones econométricas bajo el modelo de proyección anterior, lo cual no tiene coherencia con el modelo que propone Osinergmin. Por lo expuesto, el SCG solicita revisar la metodología de proyección de demanda propuesta y adjuntar el sustento de las proyecciones que permita su trazabilidad. U Análisis de Osinergmin En relación al punto (i), cabe indicar que Osinergmin no ha modificado la estructura de la proyección de la demanda eléctrica, pues modificarla implica que se habría alterado, por un lado, la metodología y el modelo, lo cual no se ha realizado en la presente regulación, debido a que se continúa empleando un modelo econométrico de regresión lineal multivariada en niveles con corrección de error y modelado con el método de Mínimos Cuadrados Ordinarios. Asimismo, no se ha alterado la estructura del modelo en cuanto el nivel de ventas, como demanda vegetativa, sigue siendo explicado por el PBI nacional en millones de soles 2007, las tarifas en Ctvs USD/kWh y la población en miles. Por consiguiente, no es cierto que se haya modificado la estructura de la proyección de la demanda eléctrica. En cuanto a la inclusión de las cargas incorporadas dentro del modelo de demanda vegetativa, ésta se ha realizado con fines de una mejor representación de las mismas, debido a que tiene un mismo comportamiento histórico, por ser también demandas vegetativas. De igual manera se ha realizado con las demandas consideradas como cargas especiales, sin tener la necesidad de modificar el modelo econométrico utilizado para la proyección de demanda. Sobre el punto (ii), tal como se explicó en el punto anterior, el modelo y metodología de proyección de demanda no fue modificado, mucho menos se propone una nueva metodología, por tanto el sustento requerido por el SCG se explica en el párrafo anterior, lo cual permite la trazabilidad respectiva. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.7.2 Pérdidas de Transmisión U Opiniones y Sugerencias El SCG menciona que las pérdidas de transmisión que Osinergmin considera para los años 2017 al 2019 resulta del promedio de las pérdidas de transmisión de los 7 últimos años, el cual resulta inferior a las pérdidas registradas en los últimos 3 años, por cuanto manifiesta que el valor que Osinergmin considera de 6,31% no es coherente inclusive con el valor de pérdidas del año 2016 igual 7,4%. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 296

302 Por esto el SCG solicita revisar el criterio utilizado. U Análisis de Osinergmin Efectivamente, las pérdidas de transmisión consideradas por Osinergmin para los años 2017 al 2019 es el promedio de pérdidas de los últimos 7 años, conforme se ha realizado en las anteriores regulaciones, el cual si bien resulta en un valor menor al que se calculó para el año 2016, no puede interpretarse como incoherencia dado que las pérdidas de transmisión varían en forma anual de un rango de 5,18% a 7,30%, conforme se puede observar en la información histórica del año 2000 al 2016, en el gráfico siguiente. Perdidas (%) 6.67% 7.30% 7.07% 7.14% 6.78% 6.83% 6.63% 6.74% 6.36% 6.51% 6.21% 5.87% 5.86% 5.85% 5.73% 5.41% 5.18% Sin embargo, con el fin de mejorar la proyección de estas pérdidas, para la presente regulación se ha evaluado cuál es la mejor proyección de pérdidas para el horizonte de estudio, tomando en consideración las diferentes opciones que serían tomar los promedios de los últimos 7 años, 6 años, 5 años o 4 años, con el fin de evaluar cuál criterio presenta la menor desviación estándar con los datos históricos. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.7.3 Demanda de Cargas Especiales U Opiniones y Sugerencias El SCG manifiesta que existen variaciones importantes entre los valores de potencia y energía de las cargas especiales consideradas en las propuestas de Osinergmin y SCG, por cuanto solicita sustentar los referidos valores y publicar los sustentos correspondientes. U Análisis de Osinergmin En el archivo ModeloDemanda2017(P).xlsx se ha incorporado detalladamente el debido sustento para las cargas especiales y proyectos considerados dentro del horizonte de estudio. Asimismo, el Anexo A del informe que sustenta la Fijación de Tarifas en Barra mayo 2017 abril 2018, se encuentra los documentos y fuentes oficiales utilizados. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 297

303 U.7.4 Factores de Distribución de la Demanda U Opiniones y Sugerencias El SCG menciona que, respecto a la regulación anterior, se ha observado que Osinergmin ha modificado los factores de distribución de demanda, pero que como estos se muestran en valores no se puede validar los resultados y no permite su trazabilidad. Por cuanto, el SCG solicita sustentar los factores de distribución presentados. U Análisis de Osinergmin Efectivamente, los factores de distribución han sido actualizados en función de la última información proporcionada por el COES para dicho fin y que resultan de las transferencias de energía que los generadores realizan en el COES. Estos factores fueron trabajados y calculados en un archivo Excel auxiliar dado el gran número de datos a procesar. Asimismo, según se detalla en el informe legal que motiva la presente fijación tarifaria, si bien Osinergmin como entidad administrativa tiene la obligación de incluir en su web institucional determinada información que sirve de sustento, la normativa no exige que toda la información deba ser incorporada en dicha web, por tanto, dicha información podrá ser solicitada como parte del mecanismo de transparencia y de acceso a la información pública, y utilizada por el agente para sus fines. De igual manera, el mismo agente como integrante del COES, puede solicitar directamente al mismo COES que le proporcione la referida información. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia U.7.5 Planes de Obras de Generación U Opiniones y Sugerencias El SCG observa diferencias entre las fechas de varios proyectos de generación, y que dichas fechas no contarían con el sustento respectivo. Asimismo, indica que el Informe Técnico N GRT hace referencia a comunicaciones con la División de Supervisión de Electricidad y los titulares de las instalaciones; sin embargo, añade que dichas comunicaciones no se habrían publicado. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 298

304 En consecuencia, el SCG solicita se adjunte los sustentos respectivos de las fechas de operación comercial de los proyectos de generación conforme a lo establecido en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. U Análisis de Osinergmin Debemos aclarar que en el proceso de evaluación de un proyecto para ser incluido dentro del plan de obras, se evalúa tanto la información brindada por la empresa a cargo del proyecto, como los resultados de los avances de obras de los proyectos según reporta la División de Supervisión de Electricidad y la información de dominio público de los mismos como son las resoluciones de fuerza mayor o de postergaciones y/o adelantos de los proyectos por diversos motivos, incluyendo compromisos contractuales. En ese sentido, la diferencia de fechas, inclusiones y exclusiones que el SCG muestra a través de la tabla comparativa se debe a la actualización de información a través del uso de las mencionadas fuentes. En el caso de la información de la División de Supervisión Eléctrica (DSE) de Osinergmin, la información de avances de los proyectos se encuentra en la dirección: por lo cual no es necesario agregarla dentro del presente informe. Sin embargo, si se requiere una mayor información de estos proyectos, ésta podrá ser solicitada a la DSE. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 299

305 Por otro lado, la información solicitada a las empresas consta de varios puntos relacionados a las futuras centrales, no solo la fecha estimada de puesta en operación comercial; en este caso, dentro del Anexo D del presente informe se está considerando la información reportada con la fecha de operación de los proyectos. Con relación al principio de transparencia, si bien Osinergmin como entidad administrativa, tiene la obligación de incluir en su web institucional determinada información que sirve de sustento de su decisión, la normativa no exige que toda la información deba ser incorporada en dicha web, para este efecto dicha información podrá ser entregada sólo en caso sea solicitada como parte del mecanismo de transparencia y de acceso a la información pública, y utilizada por el agente interesado para sus fines. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.7.6 Fechas de Centrales en el Modelo U Opiniones y Sugerencias El SCG indica que existen incoherencias entre las fechas precisadas en el Informe Técnico N GRT y los archivos modelados en el Perseo; además de que no se habría considerado en el modelo Perseo a la C.H. Pallca. En consecuencia, el SCG solicita validar y corregir las fechas de los proyectos de generación. U Análisis de Osinergmin Al respecto, se realizó la evaluación de la información considerada en el proyecto de resolución y se procedió a corregir y actualizar los datos según lo observado. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.7.7 Planes de Obras de Transmisión U Opiniones y Sugerencias El SCG indica que, de forma similar a los proyectos de generación, existen proyectos de transmisión que no cuentan con el sustento respectivo, ya que en el Informe Técnico N GRT se refiere que existe sustento en estimaciones y comunicaciones que no se adjuntan, por lo que dichas fechas no pueden ser validadas. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 300

306 En consecuencia, el SCG solicita se adjunte los sustentos respectivos de las fechas de operación comercial de los proyectos de transmisión conforme a lo establecido en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. U Análisis de Osinergmin En relación a esta sugerencia, como se ha mencionado en el numeral U.7.5.2, en el proceso de evaluación de un proyecto para ser incluido dentro del plan de obras, se evalúa tanto la información brindada por la empresa a cargo del proyecto, como los resultados de los avances de obras de los proyectos según reporta la División de Supervisión de Electricidad y la información de dominio público de los mismos como son las resoluciones de fuerza mayor o de postergaciones y/o adelantos de los proyectos por diversos motivos, incluyendo compromisos contractuales. En ese sentido, las inclusiones y exclusiones que el SCG muestra a través de la tabla comparativa se deben a la actualización de información a través del uso de las mencionadas fuentes. En el caso de la información de la División de Supervisión Eléctrica (DSE) de Osinergmin, la información de avances de los proyectos se encuentra en la dirección: por lo cual no es necesario agregarla dentro del presente informe. Sin embargo, si se requiere una mayor información de estos proyectos, ésta podrá ser solicitada a la DSE. Por otro lado, la información solicitada a las empresas consta de varios puntos relacionados a la infraestructura, no solo la fecha estimada de puesta en servicio; en este caso, dentro del Anexo D del presente informe se está considerando la información reportada con la fecha de operación de los proyectos. Con relación al principio de transparencia, si bien Osinergmin como entidad administrativa, tiene la obligación de incluir en su web institucional determinada información que sirve de sustento de su decisión, la normativa no exige que toda la información deba ser incorporada en dicha web; para este efecto dicha información podrá ser entregada sólo en caso sea solicitada como parte del mecanismo de transparencia y de acceso a la información pública, y utilizada por el agente interesado para sus fines. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 301

307 U.7.8 Longitud de las Líneas de Transmisión U Opiniones y Sugerencias El SCG ha observado que Osinergmin ha modificado las longitudes de siete líneas de transmisión, haciendo explícita en el informe técnico a solo cuatro líneas, sin embargo, en todas ellas no muestra el sustento de la nueva longitud. En consecuencia, solicita a Osinergmin sustentar las nuevas longitudes de líneas. U Análisis de Osinergmin La información utilizada para la actualización de parámetros del modelo Perseo se ha tomado de la base de datos Digsilent correspondiente a la Propuesta Definitiva del Plan de Transmisión : Las líneas Chilca Asia Cantera en 220 kv presentan modificaciones en sus longitudes debido a la derivación hacia la nueva SET Asia. Las líneas Machupicchu Quencoro Onocora Tintaya en 220 kv presentan longitudes actualizadas según información de la base de datos de Digsilent, correspondiente a la Propuesta Definitiva del Plan de Transmisión La línea LNE-108 corresponde al tramo Piura Pariñas en 220 kv y presenta 94 km de longitud de acuerdo a la base de datos Digsilent mencionada. La línea Moquegua Ilo 3 en 220 kv presenta una longitud de 54,212 km de acuerdo a la base de datos de Digsilent y con lo señalado por el SCG. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.7.9 Parámetros de las Líneas U Opiniones y Sugerencias El SCG precisa que en el informe técnico N GRT, en el cuadro H2, se han actualizado los parámetros R y X; sin embargo, como resultado de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 302

308 una revisión del archivo SINAC.LIN de la regulación anterior, se evidencia que los parámetros eléctricos de las líneas Moquegua 220 kv - Ilo3 220 kv y Onocora 220 kv-tintaya Nueva 220 kv no fueron actualizados. Por otro lado, el SCG observa que en el archivo SINAC.LIN se han modificado los parámetros de X/km de las siguientes líneas, los mismos que no cuentan con el sustento respectivo. Finalmente, solicita a Osinergmin revisar los parámetros eléctricos de las líneas de transmisión y se replantee el archivo planos SINAC.LIN en el modelo Perseo. U Análisis de Osinergmin La información utilizada para la actualización de los parámetros del modelo Perseo se ha tomado de la base de datos Digsilent correspondiente a la Propuesta Definitiva del Plan de Transmisión , en ese sentido: Las líneas Moquegua Ilo 3 en 220 kv y Onocora Tintaya Nueva en 220 kv para la presente fijación tarifaria han sido modeladas en doble terna mientras que en la anterior fijación se modeló en simple terna equivalente. La línea San Juan Chilca REP en 220 kv en la fijación tarifaria anterior tuvo una repotenciación el año 2015, la cual modificaba sus parámetros eléctricos. Para la presente fijación, el periodo de estudio es del año 2016 hasta el año 2019, por consiguiente, solo queda aplicar el parámetro actualizado vigente al Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 303

309 Las líneas Marcona San José Moquegua en 500 kv en la fijación tarifaria anterior tuvieron una repotenciación el año 2015, la cual modificaba sus parámetros eléctricos debido a la instalación de compensación serie. Para la presente fijación el periodo de estudio comienza el año 2016 y se extiende hasta el año 2019, por consiguiente, solo queda aplicar el parámetro actualizado vigente al Los parámetros de los transformadores en Marcona y Socabaya 500/220 kv han sido recalculados con la nueva información del Plan de Transmisión La línea L-108 Piura Pariñas en 220 kv ha sido actualizada de acuerdo a la base de datos de Digsilent mencionada, siendo coherente con los parámetros utilizados en la línea Pariñas Talara en 220 kv y con lo señalado por el SCG. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.7.10 Modelamiento de Centrales RER (Recursos Energéticos Renovables) U Opiniones y Sugerencias El SCG señala que el modelamiento de las centrales hidroeléctricas, por más pequeñas que sean, tiene un comportamiento estacional, dado que no cuentan con embalses estacionales, por lo que el modelamiento realizado por Osinergmin (como generación termoeléctrica) hace que estas centrales despachen de manera uniforme durante todo el periodo de estudio, lo cual no es correcto. Respecto al modelamiento de las centrales eólicas, señala que en la operación real se ha observado que la producción de estas centrales no es uniforme como se plantea en el modelo Perseo (como generación termoeléctrica). Respecto al modelamiento de las centrales solares, observa que la peculiaridad de este tipo de tecnología es la generación en un solo bloque horario (bloque 2, de día), mientras que Osinergmin las ha modelado como centrales termoeléctricas con restricción en el bloque de punta, lo que resulta un despacho en los dos bloques horarios siguientes, por lo que sostiene que este despacho se encuentra alejado de la realidad, por cuanto el despacho real se da en solo un bloque horario tal como se venía modelando hasta la regulación de mayo Además, observa que existe una estacionalidad en el despacho tal como se evidencia en la producción de todas las centrales solares y por tanto el retiro de 10 horas del bloque HFP de las 19 horas, supuestamente aproximaría la disponibilidad de generación de la central solar, sin embargo, se ha demostrado que difiere del comportamiento real de este tipo de centrales. Finalmente solicita que Osinergmin rectifique el modelamiento de las centrales RER, toda vez que el despacho resultante en el modelo Perseo dista del comportamiento real de este tipo de centrales en el SEIN, que son relevantes ya que para el año 2017 representarán una potencia efectiva mayor a 800 MW. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 304

310 U Análisis de Osinergmin De la revisión del modelamiento de las centrales hidroeléctricas RER, se ha procedido a trasladar a las centrales modeladas del archivo SINAC.GTT hacia el archivo SINAC.CHH, con un modelamiento acorde a su producción histórica. Respecto al modelamiento de las centrales eólicas y solares, se ha procedido a representar la operación estacional de acuerdo a sus curvas de producción histórica. Cabe precisar que, efectivamente, en el caso de las centrales solares la mayor producción diaria corresponde al bloque 2, por lo que se procede a representar esta central en un solo bloque (bloque 2). Finalmente, para un mejor modelamiento de las centrales RER (hidroeléctricas, eólicas y solares), se realizó una disponibilidad equivalente con los meses, días y bloques de mantenimiento de forma mensual, que se incluyen en el archivo SINAC.MAN del modelo Perseo. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.7.11 Series Hidrológicas U Opiniones y Sugerencias El SCG señala que el número de las series hidrológicas utilizadas por Osinergmin es de 51 y para el último año, según el anexo F del informe técnico, tuvo que realizar ajustes a las series QN-sh1, QN-sh2, QN-3000, QN- Hu2, entre otras; sin embargo, no adjunta ningún estudio hidrológico aprobado ni el cálculo que refiere haber realizado para ajustar las series hidrológicas. También observa la inclusión de las series hidrológicas QN-1502 y QN-1700 sin sustento alguno. En consecuencia, agrega que, en concordancia con la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimiento Regulatorios de Tarifas, se solicita a Osinergmin el sustento que respalde los resultados presentados. Por otro lado, el caudal de la trayectoria SAM-RON no está actualizado y corresponde a los que se derivan de los valores vigentes de los resultados del Procedimiento Técnico COES N 18. Por esta razón, en lugar del valor de 101,569 m 3 /s se debe utilizar 105,13 m 3 /s. U Análisis de Osinergmin Con relación al principio de transparencia, si bien Osinergmin como entidad administrativa, tiene la obligación de incluir en su web institucional determinada información que sirve de sustento de su decisión, la normativa no exige que toda la información deba ser incorporada en dicha web; para este efecto dicha información podrá ser entregada sólo en caso sea solicitada como parte del mecanismo de transparencia y de acceso a la información pública, y utilizada por el agente interesado para sus fines. Asimismo, cabe indicar que se han realizado ajustes de las series finales de los caudales naturales, las cuales están basadas en la revisión de los Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 305

311 estudios hidrológicos presentados para la presente Fijación de los Precios en Barra de mayo 2017 abril Por otra parte, se ha revisado el caudal de la trayectoria SAM-RON y efectivamente corresponde actualizarlo de acuerdo al Procedimiento Técnico COES N 18 Determinación de la Potencia Efectiva de Centrales Hidroeléctricas. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.7.12 Consumos Propios U Opiniones y Sugerencias El SCG señala que los consumos propios de las centrales hidroeléctricas no están actualizados y que no se ha considerado lo reportado oportunamente por Electroperú S.A.A. (ELP) al SCG, mostrando en la prepublicación valores inconsistentes en los datos del modelo Perseo. Para el caso de ELP, se ha considerado 38,878 GW, cuando debería ser 42, ,379 = 55,829 GWh. U Análisis de Osinergmin Al respecto, se ha revisado el comentario y se precisa que, para los consumos propios de las centrales de generación, se considera la información disponible en el Sistema de Información Comercial ( SICOM ) que reportaron las empresas para el año En ese sentido, sobre el caso particular de ELP se ha revisado y los valores registrados corresponden a dicha información reportada por esta empresa. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.7.13 Volumen de Embalses U Opiniones y Sugerencias El SCG observa que el estado de las lagunas de ELP al inicio del año 2016 (final del año 2015) tiene información no válida, pues no se ha considerado lo reportado oportunamente por ELP al SCG (se ha vuelto a consignar lo de fines del año 2014), por lo que solicita que se actualicen dichos valores. U Análisis de Osinergmin Al respecto, se ha revisado el comentario, y se precisa que el estado de las lagunas de ELP es considerado en base a la información propuesta por el SCG y sobre el particular, para los embalses Lago Junín y Pomacocha se ha actualizado con la información disponible del boletín mensual de diciembre 2016 de la Sub Dirección Gestión de Información del COES. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 306

312 U.7.14 Compilador del Modelo U Opiniones y Sugerencias El SGC señala que en los documentos publicados no se encuentra el compilador del modelo PERSEO y las salidas del modelo no pueden ser verificables por lo que, de acuerdo a lo establecido a la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, se solicita a Osinergmin publicar el compilador del modelo. U Análisis de Osinergmin Con relación al principio de transparencia, si bien Osinergmin como entidad administrativa, tiene la obligación de incluir en su web institucional determinada información que sirve de sustento de su decisión, la normativa no exige que toda la información deba ser incorporada en dicha web; para este efecto dicha información podrá ser entregada sólo en caso sea solicitada como parte del mecanismo de transparencia y de acceso a la información pública, y utilizada por el agente interesado para sus fines. Tal es así, que en el caso particular del modelo Perseo, con fecha se recibió vía correo electrónico el requerimiento del representante del SCG, Ing. Jose Luis Albino, solicitando la versión de este modelo empleado en la etapa de la prepublicación, el cual fue atendido el mismo día entregándole una copia en medio óptico del modelo Perseo empleado. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.7.15 Modelamiento de los Mantenimientos U Opiniones y Sugerencias Mantenimiento del año 2017 El SCG señala que el criterio adoptado por Osinergmin en la regulación, es considerar los mantenimientos permanentes y no los excepcionales o correctivos, debido a que estos se realizan en un solo año, y no en periodos de tres años como es el horizonte de estudio de la presente fijación de precios en barra. Al respecto, el SCG indica que se debe precisar que el criterio adoptado por Osinergmin no se encuentra sustentado bajo ningún marco legal, llámese la Ley de Concesiones Eléctricas, por lo que debe reincorporarse los mantenimientos que hayan resultado excepcionales o correctivos para el año 2017, que refiere se realizan en un solo año por lo que tampoco se pretende aplicarlos en los próximos años (2018 y 2019). Mantenimientos de los años 2018 y 2019 Señala que Osinergmin se ha limitado a considerar los mantenimientos calculados por el SCG; sin embargo, precisa que se debe tener en cuenta que dichos mantenimientos fueron resultado de predespachos bajo un Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 307

313 mercado distinto al que propone Osinergmin en la prepublicación, en virtud que se han actualizado distintas variables como son: la demanda, la oferta, el sistema de transmisión, la hidrología, entre otros, por lo que correspondería a Osinergmin recalcular los mantenimientos de las centrales termoeléctricas para los años 2018 y En consecuencia, solicita a Osinergmin considerar los mantenimientos aprobados por el COES para el año 2017 y recalcular los mantenimientos de las centrales termoeléctricas para los años 2018 y U Análisis de Osinergmin Cabe precisar que, de acuerdo con el criterio adoptado por Osinergmin para el mantenimiento del año 2017, corresponde considerar mantenimientos periódicos, cuya característica sea la periodicidad durante los años que abarca la fijación de tarifas, sin considerar las actividades excepcionales que pudieron ocurrir en un año en particular y que no necesariamente se repiten en otros años. Esto se hace como consecuencia de los criterios establecidos en el Artículo 42 de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), el cual indica que las tarifas de generación deben ser estructuradas de forma que promuevan la eficiencia de la operación del sistema, por lo cual sería contradictorio con la Ley utilizar los mantenimientos excepcionales. Por otro lado, respecto a los mantenimientos de los años 2018 y 2019, si bien para la prepublicación se utilizaron variables actualizadas tales como la demanda, la oferta, el sistema de transmisión, hidrología, entre otros; sin embargo, se considera que el despacho, para contabilizar las horas de operación no se altera sustancialmente. Por lo tanto, se mantienen las horas de mantenimiento propuestas por el SCG. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.7.16 Tipo de Cambio en Actualización de Precios U Opiniones y Sugerencias El SCG observa que se ha retirado el tipo de cambio de la fórmula de actualización del precio de energía argumentando que el mismo ya se encuentra incluido en la variación del precio de gas natural, sin embargo menciona que dicha fórmula de actualización se viene utilizando en los contratos de suministros de generadores a usuarios regulados, es decir, la tarifa en barra que fundamentalmente es calculada para el retiro de energía de distribuidores para usuarios regulados tendría un carácter discriminatorio con respecto a los contratos vigentes. Agrega el SCG, que esta interpretación contraviene el propósito de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley N 28832, el cual busca la reducción de la intervención administrativa mediante las soluciones de mercado, por lo que la fórmula de la actualización del precio de energía debe mantenerse para guardar coherencia con los contratos de suministro, por lo que solicita su reincorporación. Adicionalmente, el SCG agrega que, sin perjuicio de lo anterior, el concepto sustentado por Osinergmin en el Informe N GRT (Página 88) para el factor de actualización tiene un enfoque incompleto, pues el efecto de la Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 308

314 diferencial total involucra en la conversión (hacia un solo tipo de unidad económica referencial) a la constante. Menciona que, tanto C (1-m1-m2) como xf1, xf2, x01, x02 afectan ambos lados de la ecuación (precio marginal de barra en función de las variables de los costos de combustibles asociados) por igual, y luego de llevar hacia una sola unidad monetaria (la nacional, para los combustibles), la componente constante no despeja (no anula) la relación de los tipos de cambio. Por lo tanto, señala que la fórmula de actualización debe considerar el tipo de cambio pues no hay sustento matemático para su eliminación. U Análisis de Osinergmin Con relación a los argumentos expresados por el SCG, es necesario recordar que, con la aprobación de la Ley N en el año 2006, se estableció el desarrollo de licitaciones de suministro de energía eléctrica para los usuarios regulados, de manera que le brinde el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía y promueva el desarrollo de nuevos proyectos de generación. Por lo que, los contratos que resultan de estas licitaciones, establecen precios firmes por la prestación del servicio de suministro de la energía, precios que no son modificados por los Precios en Barra que se fijan administrativamente cada año. En este caso, estos contratos que resultan de licitaciones de suministro, tienen sus precios y fórmulas de actualización en particular, y muchos de ellos no incluyen el tipo de cambio dentro de su fórmula de actualización de precios de energía, tal como se puede apreciar en el ejemplo siguiente, del Anexo D de un contrato suscrito por Luz del Sur S.A.A. para el suministro de energía para el periodo de 2014 a 2021 que resultó del proceso de Licitación ED LP: Por lo tanto, es inconsistente la afirmación del SCG, que resulta discriminatorio que no se incluya el Tipo de Cambio dentro de la fórmula de actuación de precios de energía, debido a que finalmente se usarían para una modalidad de contratación entre generador y distribuidor, que son contratos sin licitación o contratos bilaterales, que se definen en el Artículo 29 de la Ley N Verificándose a su vez que existen contratos vigentes que no incluyen el tipo de cambio en la fórmula de actualización del precio de energía. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 309

315 Con relación a la fórmula matemática que sustenta en el numeral del Informe N GRT, no se tiene un enfoque incompleto como erróneamente la SCG menciona en su comentario, debido a que esta expresión matemática permite incluir la cantidad de variables independientes entre sí (x 1, x 2, x 3,... x n ) que se considere necesario para explicar la variación de la variable dependiente (y). En esta expresión los coeficientes de elasticidad (m 1, m 2, m 3, m n ) se obtienen como resultado de simular el impacto parcial (aplicando ceteris paribus, al resto de componentes) de cada variable independiente (x 1, x 2, x 3,.. x n ), sobre la variable dependiente (y). Sin embargo, la aplicación de esta metodología no garantiza que la suma de estos coeficientes (m i ) sea necesariamente igual a la unidad (1), por lo cual en la expresión matemática se considera necesaria la inclusión de una constante (1- m 1 - m 2 - m 3, - m n ) para su correcta aplicación. Finalmente, también es importante señalar que los Precios en Barra no constituyen una señal que pretenda reconocer el costo medio incurrido por las empresas para la prestación del servicio de electricidad. Los Precios en Barra son, en lo esencial, una señal marginal que solo coincide con el costo medio en una situación de óptimo ideal del parque de generación adaptado económicamente a la demanda. Por lo que, la señal apropiada de carácter marginal para las inversiones viene dada por el pago de la potencia que remunera la inversión de la unidad de punta (unidad marginal), en donde se incluye el factor de tipo de cambio dentro de la Fórmula de Actualización. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.7.17 Adquisición del Terreno de Precio de Potencia U Opiniones y Sugerencias El SGC señala que en el informe técnico (pág. 210) se hace referencia al numeral del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de la Potencia (PBP), aprobado mediante Resolución N OS/CD (en adelante Procedimiento ), que supuestamente no reconoce explícitamente el costo de adquisición del terreno para la construcción de la planta térmica, como parte de los montos de inversión a ser reconocidos a la empresa generadora a través del PBP. Al respecto precisa que, si bien el rubro de adquisición de terreno no se explicita en dicho numeral, el mismo es considerado en la página 14 del procedimiento donde se muestra la estructura de costos. Por otro lado, resultada evidente la tergiversación en la interpretación del rubro adquisición de terreno por Gestiones de adquisición del terreno y Gestiones de adecuación (administrativa y técnica), por cuanto no es coherente determinar costos de gestión y adecuación sobre un terreno que no existe porque el regulador no lo reconoce. En este marco, el SCG propuso un costo de adquisición sobre la base de un modelo de una central de punta, donde se detalló los elementos de dicha central, así como las dimensiones necesarias para su valorización. Por otro lado, de manera referencial se puede verificar que la C.T. Santo Domingo de Olleros en ciclo abierto cuenta con un área similar al valor del área presentada por el SCG en las etapas de propuesta y absolución del proceso regulatorio. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 310

316 El área propuesta por el SCG es m 2, basado en el plano de planta de una típica central de punta. En consecuencia, se solicita a Osinergmin coherencia en el costeo del rubro Adquisición de terreno, y tomar en consideración la información expuesta por el SCG por ser reflejo de las características y costos de mercado. U Análisis de Osinergmin Con relación al comentario sobre la interpretación de la partida Adquisición de Terreno, este fue analizado en la Resolución N OS/CD que resolvió el recurso de reconsideración contra la Resolución N OS/CD que fijó los Precios en Barra para el periodo mayo 2016 abril 2017, concluyendo que dicha remuneración está asociada con los gastos irrecuperables y que, entre otros, comprende: Gestiones de adquisición del Terreno y Gestiones de adecuación (administrativa y técnica) durante la vida útil y al final en la fase de cierre. Asimismo, en el caso de la propuesta del SCG, no se presenta el debido sustento sobre los costos de terreno, debido a que el área del terreno propuesto para el PBP ( m2), se basa en un estudio realizado en Chile, sin presentar los conceptos y/o detalles incluidos en el referido estudio, con el fin de comparar y verificar que las características del área de esta central coinciden con la unidad de punta incluida en el PBP. De igual manera, en la información que agrega del esquema de la CT Santo Domingo de Olleros, el SCG no agrega ninguna revisión ni detalle que establezcan que partes de este terreno corresponde con los equipamientos que se reconocen para la unidad de punta. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.8 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Transmisora Eléctrica del Sur 2 S.A. A continuación, se realiza el análisis de la sugerencia presentada por Transmisora Eléctrica del Sur 2 S.A. (en adelante TESUR 2 ), mediante carta TDS2-055/2017 recibida el U.8.1 Propuesta Tarifaria de TESUR 2 U Opiniones y Sugerencias TESUR 2 observa que Osinergmin no ha considerado su Propuesta Tarifaria que fue presentada en cumplimiento del Proceso Tarifario correspondiente a través del Subcomité de Transmisores del COES. Adicionalmente agrega que, en el marco del proceso regulatorio, Osinergmin observó la propuesta y TESUR 2 procedió a dar respuesta a las observaciones en los medios y plazos establecidos. En ese sentido, solicita tomar en consideración el Contrato de Concesión de TESUR 2 y su Propuesta Tarifaria, ya que está previsto que TESUR 2 ingrese en Operación Comercial en marzo de 2018, fecha que se encuentra dentro del período que corresponde a Osinergmin determinar las tarifas. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 311

317 U Análisis de Osinergmin Dado que, según lo previsto en el Contrato de Concesión, el plazo previsto para la puesta en operación comercial de las instalaciones del SGT Línea de Transmisión Azángaro-Juliaca-Puno 220 kv de propiedad de TESUR 2 es marzo de 2018, es decir dentro del periodo de la presente regulación, se procederá a incorporar peaje y cargo unitario de la mencionada instalación. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.9 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Samay I S.A. A continuación, se realiza el análisis de las sugerencias presentadas por Samay I S.A. (en adelante SAMAY ), mediante correo electrónico recibido el , que complementa el análisis realizado en el Informe Técnico DSE-UGSEIN de la División de Supervisión de Electricidad. U.9.1 Ingresos por Potencia Firme proyectados U Opiniones y Sugerencias SAMAY indica que en el Anexo T del Informe N GRT, Osinergmin considera un monto erróneo de Ingreso por Potencia Firme proveniente de las valorizaciones mensuales en el COES, situación que tiene como efecto la disminución del CUCGE calculado para la C.T. Puerto Bravo aplicable al período , a la luz de lo establecido en el artículo 5 del Procedimiento 71. Señala que, de conformidad con el Contrato de Inversión, la Remuneración Garantizada a la que tiene derecho SAMAY se recibe mediante: ( ) a) Ingresos por Potencia valorizados al Precio Básico de Potencia, a que se refiere el incido f) del Artículo 47 de la Ley de Concesiones Eléctricas, según corresponde a cualquier generador que participa en el COES, para lo cual se considerará una potencia firme igual a la Potencia Adjudicada La Remuneración Garantizada de las Centrales del Nodo Energético en el Sur del Perú, a que se refiere el numeral 2.11 del artículo 2 del Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N EM, se determinará como el producto de la Potencia Adjudicada por el Precio por Potencia adjudicado, debidamente reajustado con las fórmulas que se establecen en los Contratos. Al valor determinado se le descontará los ingresos esperados por Potencia Firme y las penalidades y/o compensaciones1 del Año Tarifario anterior, esto último conforme a lo informado por el COES, y se le agregará el resultado de la liquidación que garantice que lo efectivamente recaudado corresponda con la Remuneración Garantizada. 5.2 Se dividirá el monto determinado en 5.1 entre la máxima demanda utilizada en el cálculo del Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Dicho valor determinado es el CUCGE correspondiente a las Centrales del Nodo Energético en el Sur. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 312

318 b) Los ingresos provenientes del Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica que serán incorporados dentro de la tarifa eléctrica. Entonces, agrega que, mientras se asuma que SAMAY va a recibir una mayor cantidad de Ingresos por Potencia, se determinará un menor Cargo por Capacidad de Generación. Si bien esto se liquida trimestralmente, a fin de ajustar el cargo considerando los Ingresos por Potencia realmente recibidos, indica que asumir que se van a recibir Ingresos por Potencia elevados y que esto no ocurra, tiene un importante efecto financiero negativo para SAMAY. SAMAY añade que Osinergmin ha considerado que la CT Puerto Bravo tendrá Ingresos por Potencia por S/ en el período , es decir, toma como premisa que la CT Puerto Bravo remunerará por Potencia en el COES: Indica que el tomar esta premisa, que considera errada, trae como consecuencia que el CUCGE que se pretende fijar sea irrealmente menor. Asimismo, para determinar el monto en cuestión, Osinergmin ha considerado una proyección de demanda significativamente diferente para el periodo respecto de la realidad 72, razón por la que bajo dicho supuesto y proyecciones de Osinergmin, la CT Puerto Bravo tendría ingresos por potencia. Adjunta un cuadro comparativo, que mostraría que la proyección de demanda considerada por Osinergmin es sobreestimada, y por ende, el monto propuesto en el Proyecto como Ingreso por Potencia para la CT Puerto Bravo no es correcto: Fuente: elaboración propia 72 La proyección efectuada por Kallpa, indica que utilizó la información disponible publicada por Osinergmin y el COES. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 313

319 Señala que, dicha situación también tuvo lugar en el marco de la fijación tarifaria correspondiente al periodo mayo 2016-abril 2017, en tanto que Osinergmin sobreestimó los Ingresos por Potencia de la CT Puerto Bravo para dicho periodo, según se aprecia en el siguiente detalle: En base a la información descrita en el cuadro anterior, SAMAY desprende que Osinergmin consideró una proyección de Ingresos por Potencia para el periodo mayo 2016-abril 2017 por un monto de S/ , mientras que en la realidad el monto que obtuvo SAMAY por dicho concepto fue de S/ , precisamente, debido a una sobreestimación de la demanda, según se aprecia en el gráfico: U Análisis de Osinergmin Respecto a lo señalado por SAMAY, es necesario precisar que la proyección de ingresos de potencia de la CT Puerto Bravo que se realiza en las fijaciones de precios en barra, se hace con la mejor información disponible, y que esta también es revisada en forma trimestral con información actualizada con el fin de ir ajustándola con los ingresos de potencia reales que se presentan en las transferencias mensuales del COES. De acuerdo a lo mencionado por SAMAY, en la presente fijación y determinación del CUCGE corresponde actualizar el pronóstico de máxima demanda del SEIN para el 2017, para lo cual se está utilizando la máxima demanda mensual real del periodo de mayo de 2016 a marzo 2017 para caracterizar el comportamiento de la demanda para el periodo mayo 2017 abril 2018 resultando el siguiente gráfico: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 314

320 Fuente: elaboración Osinergmin En ese sentido, considerando la caracterización de la demanda para el periodo mayo 2016 abril 2017, se obtuvo el siguiente resultado de máxima demanda mensual para el periodo mayo 2017 abril 2018 que se utilizará para la determinación del CUCGE: Mes MD (proyectado) may ,0 jun ,7 jul ,0 ago ,6 sep ,6 oct ,7 nov ,1 dic ,1 ene ,8 feb ,5 mar ,9 abr ,6 Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.10 Análisis de Opiniones y Sugerencias de ENGIE Energía Perú S.A. A continuación, se realiza el análisis de las sugerencias presentadas por ENGIE Energía Perú S.A. (en adelante ENGIE ), mediante correo electrónico recibido el U.10.1 Archivos Excel de Informes de Sustento U Opiniones y Sugerencias Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 315

321 ENGIE observa, de manera general, que es necesario que Osinergmin publique en su página web los archivos que sustentan los cálculos elaborados para efectos de la presente fijación tarifaria. Así como que estos archivos deben incluir todos los vínculos y fórmulas correspondientes a fin de permitir la trazabilidad de la información. U Análisis de Osinergmin Al respecto, se precisa que en nuestra página web: se publican los archivos de cálculo de los procesos tarifarios. Sin embargo si la empresa necesita un mayor detalle de esta información, puede solicitarlo. Cabe precisar que por el principio de transparencia, si bien Osinergmin como entidad administrativa, tiene la obligación de incluir en su web institucional determinada información que sirve de sustento de su decisión, la normativa no exige que toda la información deba ser incorporada en dicha web; para este efecto dicha información podrá ser entregada sólo en caso sea solicitada como parte del mecanismo de transparencia y de acceso a la información pública, y utilizada por el agente interesado para sus fines. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.10.2 Fórmula de Actualización del Precio en Barra de Energía U Opiniones y Sugerencias ENGIE observa que la Fórmula de Actualización del Precio en Barra de Energía debe considerar el factor de variación del Tipo de Cambio en base a los siguientes argumentos: Desde el punto de vista legal, menciona que el artículo 42 de la Ley de Concesiones Electricas (LCE) dispone que los precios regulados deben promover la eficiencia del sector, asimismo el artículo 46 de la LCE establece que Osinergmin fijará anualmente las tarifas en barra, con sus respectivas fórmulas de actualización. Por lo que, en virtud de este marco normativo Osinergmin emitió la Resolución N OS/CD, proyecto de resolución de precios en barra para el periodo de mayo 2017 abril Sin embargo, la referida facultad debe ser ejercida conforme a los criterios de eficiencia previstas en la LCE, y sobre todo en base a criterios técnicos, legales y económicos. Por lo que toda decisión y acción que adopte cualquiera de los órganos de Osinergmin deberá sustentarse y quedar sujeta a los principios contemplados en el Reglamento aprobado con Decreto Supremo N PCM. Asimismo, entre los principios que regulan la actuación de Osinergmin se encuentra el principio de actuación basado en el análisis costo beneficio, el cual dispone que los beneficios y costos de las acciones ejecutadas por Osinergmin deberán ser adecuadamente sustentados en estudios y evaluaciones técnicas que acrediten la racionalidad y eficacia. Dicha evaluación deberá considerar a su vez, las proyecciones de corto y largo plazo, así como los costos y beneficios directos e indirectos, monetarios o no monetarios. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 316

322 Por lo que, considera que el proyecto de resolución debe enmarcarse en lo establecido en el artículo 42 de la LCE y respetando el principio de actuación basada en análisis de costo beneficio. Agrega que, como ocurrió en la Resolución N OS/CD, a diferencia del resto de fijaciones de tarifarias elaboradas anteriormente, en el Proyecto de Resolución de precios en barra en su Artículo 2 ha fijado la fórmula de actualización del precio de energía quitando la indexación al tipo de cambio, el cual afirma, genera que se sigan produciendo distorsiones en el sector eléctrico peruano, contrario a los criterios del párrafo anterior. Menciona que esta exclusión, se justificó en que los precios en barra están influenciados por la cotización de los combustibles, y estos a su vez por el tipo de cambio. No obstante, se debe resaltar que el costo variable de las centrales de generación se clasifica en costos variables combustibles (CVC) y costos variables no combustible (CVNC). Donde el CVNC está compuesto por todos los costos que no incluyen combustibles tales como: costos de mantenimientos y reparación de los equipos. Siendo que estos costos en su mayoría forman parte de los servicios que ofrecen los proveedores de la maquinaria y equipos en contratos de largo plazo que están expresados en moneda extranjera, por lo que la evolución de este costo en el corto plazo está explicada principalmente en la variación del tipo de cambio. En base a lo mencionado, ENGIE concluye que dado que el CVNC está compuesto por moneda extranjera y por el marco legal que dispone que los precios regulados deben reflejar los costos de operación, le resulta claro que la actualización del corto plazo debe incluir indexado el tipo de cambio. Por otro lado, ENGIE considera que un sistema económicamente adaptado, tanto en ingresos por capacidad como en ingresos por energía, sirve para recuperar los costos de inversión y de operación y de mantenimiento, por lo que, consecuentemente tanto el precio de potencia y el precio de energía deben ser actualizados con la variación del tipo de cambio a fin de conservar el valor real, y por tanto recuperar los costos de inversión y operación y mantenimiento de una central de generación, lo cual agrega es aceptado por el propio Osinergmin. Por lo mencionado señala que una correcta actualización es necesaria en la medida que permite propiciar un nivel óptimo de inversión en el sector, por lo cual una fórmula de actualización incorrecta, como la propuesta en el Proyecto de Resolución, no permite que las tarifas conserven sus valores reales, y como consecuencia no brinda los incentivos adecuados a la inversión en el sector contrariamente a lo establecido en la LCE. Por lo expuesto, ENGIE solicita que la fórmula de actualización del precio de energía, incluida en el artículo 2 del Proyecto de Resolución quede de la siguiente manera: Donde los factores de variación son: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 317

323 Y los valores de coeficientes serían los siguientes: U Análisis de Osinergmin Con relación a los argumentos de ENGIE, es necesario precisar lo siguiente: Osinergmin, dentro de todas sus acciones, ha seguido la normativa que regula sus funciones; es así que en el caso específico de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento, ésta establece que la determinación de los factores que servirán para la actualización del Precio Básico de Energía es una facultad de Osinergmin, la misma que debe encontrarse motivada, toda vez que el legislador ha establecido de forma expresa que el Regulador puede elegir los factores para el reajuste de aquellos previstos en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Reglamento de LCE). De acuerdo a la normativa legal y la jurisprudencia (conforme fue señalado en la Resolución N OS/CD), la legalidad de los actos discrecionales de la Administración, está condicionada, entre otros a que se motive adecuadamente el acto administrativo y se cumpla con el criterio de razonabilidad. Por lo que en caso específico del análisis al cuestionamiento de ENGIE, Osinergmin ha cumplido con exponer ampliamente las razones que justifican sus criterios para establecer la fórmula de actualización de los precios de energía, tanto en la regulación del año anterior (mayo abril 2017) realizada con la Resolución N OS/CD, donde la empresa ENGIE presentó su recurso de reconsideración que fue respondido en todos sus extremos dentro del referido proceso 73, como en el presente Proyecto de Resolución para la regulación de mayo abril Con relación al argumento del CVNC, ENGIE concluye erróneamente que el factor Tipo de Cambio debe ser incluido como un factor independiente dentro de la Fórmula de actualización de precios de energía, debido a que el CVNC de las unidades termoeléctricas se encuentra en moneda extranjera (USD), y como esta influye en el Costo Variable de las unidades termoeléctricas, también afecta el precio de energía, cuando esta 73 Sobre este proceso regulatorio, la empresa ha presentado una demanda judicial en el 16 juzgado contencioso administrativo permanente, la que también fue respondida dentro de los plazos establecidos por el referido juzgado. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 318

324 interpretación no se encuentra en ninguna regulación anterior realizada sobre los precios en barra. Más aún, la inclusión del CVNC como una variable independiente para el precio de energía no ha sido solicitada por ninguna empresa, ni tampoco se encuentra dentro de la lista de factores que establece el Artículo 154 del Reglamento de la LCE. Esto debido a que esta variable es propia de cada unidad termoeléctrica, como la potencia efectiva y el rendimiento especifico. Por lo que introducir el CVNC dentro de los factores de la fórmula de actualización del precio de la energía sería introducir un criterio de costo medio que no corresponde a la señal marginal, dado que este costo no representa un factor que varía en el período regulatorio dentro del cual se aplica la fórmula. Con relación al argumento de desincentivo de inversiones, es necesario recordar que, de acuerdo con la Ley N de los Precios en Barra, esta fórmula de actualización se aplica únicamente para una modalidad de contratación, que son los contratos bilaterales o sin licitación suscritos entre generador y distribuidor, para el suministro de energía. En el caso, especifico de la empresa ENGIE, en el año 2016 ésta ha comercializado por estos contratos bilaterales solo el 3% de su venta total de energía, habiendo vendido el resto de energía al mercado libre (60%) y el mercado regulado con contratos resultantes de licitaciones (37%). Por lo cual queda claro que ENGIE no sustenta sus inversiones con los contratos bilaterales que son regidos por los Precios en Barra. Finalmente, es importante señalar que los Precios en Barra no constituyen una señal que pretenda reconocer el costo medio incurrido por las empresas para la prestación del servicio, como quiere hacer entender ENGIE. Los Precios en Barra son, en lo esencial, una señal marginal que solo coincide con el costo medio en una situación de óptimo ideal del parque de generación adaptado económicamente a la demanda. En este sentido, la señal apropiada de carácter marginal para las inversiones viene dada por el pago de la potencia que remunera la inversión (marginal) de la unidad de punta, en donde se incluye el factor de tipo de cambio, conforme lo establece el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado con Resolución N OS/CD. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.10.3 Corrección de referencia en el archivo IT&FP(Energía).xls U Opiniones y Sugerencias Respecto de los Cuadros N 15 y N 16 del artículo 13 del Proyecto de Resolución, ENGIE señala que Osinergmin ha calculado el Ingreso Tarifario de todos los Sistemas Principales de Transmisión (tercera columna del Cuadro N 15) y los Sistemas Garantizados de Transmisión (tercera columna del Cuadro N 16), incurriendo en algunos errores en la formulación de la hoja IT" del archivo "IT&FP(Energia).xls". Al respecto añade que, erróneamente no se ha considerado el rango correcto para las fórmulas introducidas entre las columnas "J" y "O" de la hoja "IT", y que éstas deben hacer referencia a las celdas de la hoja "precios" desde la fila número 5 hasta la fila número 174 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 319

325 que corresponden a los costos marginales utilizados para determinar el Ingreso Tarifario. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 320

326 U Análisis de Osinergmin Se ha verificado que en la hoja Excel se debe ampliar la cantidad de filas empleadas en la hoja IT conforme señala ENGIE en su comentario. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.10.4 Archivo SINAC.CHH del Modelo Perseo U Opiniones y Sugerencias ENGIE señala que en el archivo SINAC.CHH del modelo PERSEO debe modificarse la eficiencia y caudal máximo de la C.H. Machupicchu, dado que, la producción de la C.H. Santa Teresa está limitada durante todos los años. Asimismo, indica que de acuerdo con el Programa Diario de Operación del COES, la eficiencia de la C.H. Machupicchu es de 3 MW/m 3 /s con un caudal máximo de 65,65 m 3 /s, mientras que el modelo PERSEO considera la eficiencia de 5,299 MW/ m 3 /s y caudal máximo de 31 m 3 /s. En ese sentido, solicita modificar el archivo SINAC.CHH de acuerdo con lo indicado anteriormente. U Análisis de Osinergmin Al respecto, se procedió con la revisión de lo manifestado en el comentario, verificándose que corresponde corregir la eficiencia de la C.H. Machupicchu y el caudal máximo conforme señala ENGIE en su comentario. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.10.5 Archivo SINAC.DEM del Modelo Perseo U Opiniones y Sugerencias ENGIE solicita modificar las demandas de las siguiente barras del archivo SINAC.DEM: (i) la barra Paragsha 138 kv cuya demanda habitual suma alrededor de 45 MW según PDM (Programa Diario de Mantenimiento) del COES, donde Osinergmin considera solo 34 MW de potencia promedio mensual; ii) Actualmente la barra Francoise 220 kv se interconecta con la barra Paragsha 220 kv, por lo que la demanda asociada a Francoise 220 kv de acuerdo al PDM del COES es igual a 20 MW y, sin embargo, Osinergmin no considera carga durante el periodo de estudio. U Análisis de Osinergmin En relación al punto (i) se ha revisado la demanda considerada en la S.E. Paragsha 138 kv, verificándose que para el año base, es decir el año 2016, la demanda promedio mensual considerada corresponde a 34 MW, esto en razón de que la demanda real ejecutada del cliente libre Minera los Quenuales (Iscaycruz) para el año 2016 se redujo considerablemente. La demanda promedio mensual considerada para la S.E. Paragsha 138 kv de los años 2017 al 2019 es igual y superior a 45 MW. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 321

327 Sobre el punto (ii) se ha corregido la demanda asignada a la S.E. Paragsha 220 kv que refleja la carga asignada a la S.E. Francoise 220 kv correspondiente a los consumos de los clientes libres Minera Huarón y Empresa Administradora Chungar. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.10.6 Archivo Cálculo-CUCGE-May17- Abr18(PP).xlsx U Opiniones y Sugerencias ENGIE señala que el valor de la celda G134 de la hoja lngreso- Potencia(Proy) DEL ARCHIVO Cálculo-CUCGE-May17-Abr18(PP).xlsx es incorrecto, indica que si bien el valor del costo variable (USD/MWh) de la central del Nodo Energético de Ilo al parecer no ha sido utilizado, el mismo no guarda relación con su equivalente en Soles/MWh, el cual se encuentra en la celda F134 de la misma hoja, por lo que el valor correcto de la celda G134 sería 187,29 USD/MWh. U Análisis de Osinergmin Se verificado el error material y se corrigió la fórmula de la celda G134 ; por tanto, el costo variable de la central del Nodo Energético de Ilo es 189,48 USD/MWh, dado que se está utilizando el TC al 31 de marzo de Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.10.7 Trazabilidad de Cálculos Utilizados U Opiniones y Sugerencias ENGIE manifiesta que Osinergmin está incumpliendo con el principio de transparencia regulado en el artículo 8 de su reglamento aprobado por Decreto Supremo N PCM, al no haber publicado, conjuntamente con el Proyecto de Resolución, los archivos de calculo que sustentan los valores mostrados en la hoja de Comp&Penalidad del archivo Calculo- CUCGE-May17-Abr18(PP).xlx. Agrega que, en efecto, dicho principio que debe ser considerado por Osinergmin en cada decisión o acción que adopta, establece que toda decisión de Osinergmin deberá adoptarse de tal manera que los criterios a utilizarse sean conocidos y predictibles para los administrados. Finalmente, concluye que, para subsanar este incumplimiento, Osinergmin deberá poner a disposición de los agentes los archivos de cálculo que sustenten los valores mostrados en la hoja de Comp&Penalidad del archivo Calculo-CUCGE-May17-Abr18(PP).xlsx, incluyendo todas las fórmulas y vínculos correctos. U Análisis de Osinergmin Cabe precisar que, por el principio de transparencia, si bien Osinergmin como entidad administrativa, tiene la obligación de incluir en su web institucional Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 322

328 determinada información que sirve de sustento de su decisión, la normativa no exige que toda la información deba ser incorporada en dicha web; para este efecto dicha información podrá ser entregada sólo en caso sea solicitada como parte del mecanismo de transparencia y de acceso a la información pública, y utilizada por el agente interesado para sus fines. Tal es así que, en este caso particular, con fecha se recibió vía correo electrónico el requerimiento del Sr. Pedro Solis de ENGIE, solicitando esta información, el cual fue atendido el mismo día entregándole lo solicitado vía correo electrónico. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.11 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Fénix Power Perú S.A. A continuación, se realiza el análisis de las sugerencias presentadas por Fénix Power Perú S.A. (en adelante FÉNIX ), mediante correo electrónico recibido el U.11.1 Costos de Combustible por pruebas de Comisionamiento U Opiniones y Sugerencias FENIX indica que, es conocido, que toda unidad de generación requiere de la realización de pruebas que permitan verificar su adecuado funcionamiento antes de su conexión al sistema eléctrico. Asimismo, agrega que, luego de estas pruebas, se efectúan pruebas de la unidad conectada al SEIN de acuerdo con lo dispuesto por el Procedimiento Técnico COES N 20 (en adelante PR-20 ) como un requisito para poder iniciar la operación comercial y proceder a actuar en el mercado eléctrico; asimismo menciona que, según el Procedimiento Técnico COES N 19 (en adelante PR-19 ) durante las pruebas la unidad no participará en la determinación del costo marginal. Al respecto, FENIX muestra una revisión de la experiencia internacional, donde dichos costos deben ser reconocidos como parte de los costos de inversión en la planta, en vista que suponen recursos financieros que se deben gastar para lograr el inicio de operación comercial; y en el caso peruano inclusive más por cuanto estas pruebas no afectan los costos marginales del mercado, razón por la cual no pueden ser recuperados por dicha vía. Por tanto, invocando los principios de eficiencia y motivación FENIX solicitó a Osinergmin considerar los costos adicionales por pruebas con combustible diesel, como costos de inversión en la central pues se originan por prestar el servicio de seguridad; de este modo, FENIX menciona se garantizaría que el CUCSS cubra como mínimo los costos de una central dual de alto rendimiento en condiciones de eficiencia. FENIX ha indicado además que, considerando el programa de prueba típico que figura en el Anexo B" enviado en sus comentarios y sugerencias y el precio del combustible diesel (incluido ISC) utilizado por Osinergmin, estimó que este costo equivale a USD para el mismo rendimiento (eficiencia de 36%) considerado por Osinergmin en sus cálculos para estimar el combustible a mantener en stock. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 323

329 Al respecto, FENIX señala que Osinergmin en respuesta a sus comentarios y sugerencias al Proyecto de Resolución, mediante Informe N GRT (en adelante Informe 219 ) se ha limitado a señalar que el PR-20 establece la responsabilidad del generador de realizar las pruebas de puesta en servicio y asumir los costos en que se incurran. Asimismo, FENIX señala que, Osinergmin no ha negado que estos costos deban incurrirse, ni que los mismos formen parte de los costos de inversión en la planta dual, sustentando su negativa en una aplicación errada de los PR-19 y PR-20. Asimismo, FENIX señala que Osinergmin no ha analizado la validez de los principios de reconocimiento de costos observados en la experiencia internacional en Estados Unidos y Chile, por ejemplo. Asimismo, según manifiesta FENIX, Osinergmin no motiva con suficiencia las razones por las cuales deniega su solicitud; al respecto agrega que debe tenerse presente que, de manera posterior a los PR-19 y PR-20, el DL 1041 ha encargado a Osinergmin establecer la CUCSS considerando como mínimo la recuperación de la inversión en centrales térmicas de alto rendimiento, señalando, además, en su parte considerativa que los costos que esta demande deben ser reconocidos por Osinergmin como un costo extra. Por tanto, FENIX manifiesta que no resulta equitativo ni acorde con la finalidad del DL 1041 se castigue a los generadores duales a asumir costos de pruebas adicionales debido al uso de un combustible alternativo al gas natural, lo cual resulta evidentemente más oneroso y genera perjuicio para las generadoras duales. Además, manifiesta FENIX, no puede darse tratamiento similar a situaciones distintas, toda vez que las centrales duales brindan un servicio adicional al brindado por las demás centrales, el cual es el servicio de seguridad, resultando justo entonces que, ante un servicio adicional, que implica inversiones adicionales, se permita al titular del mismo el reconocimiento de los respectivos costos. Finalmente, FENIX argumenta que el supuesto específico y distinto (posibilidad de operar con combustible alternativo y necesidad de efectuar pruebas con dicho combustible adicional), debe ser tratado aplicando la norma posterior y especifica emitida para regular tal supuesto, que es el DL 1041, según el cual se deben reconocer los costos adicionales en que incurran las centrales duales. Asimismo, menciona que dicho dispositivo no pude ser incumplido alegando la observancia no adecuada de una norma de menor jerarquía y anterior al decreto mencionado, toda vez que ello contraviene el principio de legalidad que debe regir las actuaciones de la Administración. Asimismo, FENIX indica que la interpretación de Osinergmin es errada por cuanto que ni el PR-20, ni el PR-19 señalan ninguna exclusión en cuanto al reconocimiento de costos en las tarifas reguladas por Osinergmin y originadas por las pruebas de puesta en servicio de las centrales duales se refiere, por cuanto el argumento de Osinergmin no tiene ningún asidero y en consecuencia carece de la debida motivación. En consecuencia, FENIX solicita a Osinergmin tener en consideración la situación de desventaja que deben enfrentar las centrales duales y los costos adicionales que se estaría obligando a asumir a éstos, colocándolos en una situación de desventaja respecto de los demás agentes con quienes compiten en el despacho económico. Al respecto, FENIX solicita que, teniendo en consideración los argumentos expuestos se efectúe una interpretación sobre la aplicación del criterio contenido en los PR-20 y PR-19 al caso de las generadoras duales, considerando jerarquía de norma, la especialidad y la posterioridad del mandato contenido en el DL 1041, a fin de que se reconsidere la inclusión de los costos incurridos por las centrales duales a Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 324

330 consecuencia de las pruebas efectuadas con el combustible alternativo, para efectos del cálculo del CUCSS. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 325

331 U Análisis de Osinergmin Al respecto, y tal como se ha señalado en la respuesta del ítem 2 del numeral del informe Técnico N GRT que sustenta la Resolución N OS/CD que resolvió el recurso de reconsideración presentado contra la Resolución N OS/CD, no es concordante con el principio de eficiencia, incluir dentro del CUCSS costos que ya el marco legal ha establecido que son recuperados por el Generador en otra vía, como es el caso de los costos por combustibles utilizados por las centrales de generación en etapa de pruebas con carga, cuya energía producida es valorizada por el COES en las transferencias de energía activa, conforme lo establece el PR-19. Salvo que quede explícitamente demostrado que corresponde a un concepto no recuperado por estas centrales que brindan este servicio, y necesariamente deba ser reconocido, acorde a lo previsto explícitamente en el Procedimiento Compensación Adicional por Seguridad de Suministro". Por otro lado, no es correcto señalar que en la determinación del cargo CUCSS no se considera los costos de combustible por pruebas sin carga con combustible alternativo. Asimismo, en cuanto a los costos de combustible incurridos por pruebas con conexión al SEIN, estos son reconocidos mediante la remuneración a costo marginal de las inyecciones de la unidad generadora en prueba, según las valorizaciones realizadas por el COES. En cuanto a los cuestionamientos de índole legal, ello es desarrollado en el Informe Legal N GRT que sustenta la presente fijación. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.11.2 Costo de Combustible por pruebas de Potencia Efectiva y Rendimiento U Opiniones y Sugerencias FENIX indica que, de acuerdo al numeral del Procedimiento Técnico COES N 17 (en adelante PR-17 ), se exige que a la entrada en operación comercial y cada dos años luego de la misma, se efectúen ensayos de potencia efectiva y rendimiento (EPEyR). Asimismo manifiesta que el numeral del PR-17 indica que se debe realizar un ensayo por cada tipo de combustible que pueda utilizar el grupo generador, precisando en su numeral que se aplicará la metodología establecida con ciertas siguientes excepciones. Al respecto, FENIX precisa que, si bien el numeral del PR- 17 señala que es obligación del generador asumir los gastos derivados de la realización de los ensayos, ello no significa que los mismos deban ocasionar una pérdida al propietario, más aún, en el caso de los generadores que optan por ofrecer el servicio de seguridad de suministro y que el contar con un modo de operación con combustible alternativo al gas natural, les genera la obligación de estos ensayos y en consecuencia costos en que no incurrirían si es que no brindasen el servicio. Por cuanto FENIX solicita a Osinergmin, atendiendo a los principios de eficiencia y motivación, considere el costo que estas pruebas generan como parte de los costos fijos de operación de la central; de este modo, según manifiesta FENIX se garantizaría que el CUCSS Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 326

332 cubra como mínimo los costos de una central dual de alto rendimiento en condiciones de eficiencia. FENIX adicionalmente estima que el referido costo equivaldría a USD en cada oportunidad que dicha prueba se efectúe (considerando el precio del combustible diesel que incluye ISC y el mismo rendimiento de 36% utilizado por Osinergmin en sus cálculos para estimar el combustible a mantener en stock), así añade FENIX, el equivalente anual de 10 pruebas efectuadas durante 20 años de vida útil de la central con una tasa de 12%, resulta ser de USD , costo que debe ser incluido como parte de los costos anuales de operación de la central. Adicionalmente, FENIX indica que Osinergmin en respuesta a sus comentarios y sugerencias al Proyecto de Resolución, mediante Informe N GRT ha señalado que el generador está en la obligación de asumir los gastos derivados de la realización de los EPEyR, entre otros, por cuanto el regulador se ciñe a lo establecido en la normativa vigente. Adicionalmente, Osinergmin señaló que no comparte la opinión que los EPEyR generan pérdidas al propietario, debido a que estas pruebas se realizan a todas las centrales que operan en el COES y estas asumen dichos costos, sin necesidad de ser compensados adicionalmente. Al respecto, FENIX manifiesta que la aplicación e interpretación del PR-19 y PR-17 se viene efectuando de forma perjudicial para los titulares de centrales duales, por lo que solicita a Osinergmin reconsiderar la forma en que se vienen aplicando los referidos procedimientos COES, de modo que éstos se apliquen a las centrales duales, en lo relacionado a las pruebas con combustible alternativo, debiendo prevalecer la finalidad y disposiciones del DL 1041 que constituye la norma específica aplicable, permitiendo de este modo el reconocimiento de los costos adicionales incurridos por las centrales duales. Finalmente, FENIX argumenta que se debe considerar que las centrales duales brindan un servicio adicional que no brindan las demás generadoras del SEIN, el cual es el servicio de seguridad, por cuanto resulta justo y amparado en derecho que una central que brinda un servicio adicional cuya prestación implica inversiones y costos adicionales deban ser considerados en la fijación tarifaria que permita el recupero de las inversiones realizadas. Asimismo, FENIX menciona que no resulta preciso lo señalado por Osinergmin en el sentido de que todas las centrales que operan en el COES asumen los mismos costos por pruebas; tal afirmación no sólo no se encuentra respaldada con ningún ejercicio de cálculo, sino que no considera la situación de cualquier central dual de tener que realizar pruebas con dos combustibles, mientras que las demás centrales la realizan solo con uno, dicha simple circunstancia hace evidente que, de ningún modo, una central dual pueda encontrase en las mismas condiciones que otras centrales generadoras, las cuales al no brindar servicios de seguridad al sistema, no incurren en las inversiones y costos adicionales que incurren otras centrales por su conversión a dual. En consecuencia, FENIX manifiesta que teniendo en consideración los argumentos expuestos, solicita a Osinergmin reevalúe la aplicación del criterio contenido en el PR-17 respecto al no reconocimiento de los costos en que se incurre por las pruebas con el combustible alternativo para el caso de las centrales duales, considerando la jerarquía normativa, la especialidad y la posterioridad del mandato contenido en el DL 1041 y la prestación de seguridad. U Análisis de Osinergmin Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 327

333 Al respecto, y tal como se ha señalado en la respuesta del ítem 2 del numeral del informe Técnico N GRT que sustenta la Resolución N OS/CD que resolvió el recurso de reconsideración presentado contra la Resolución N OS/CD, no es concordante con el principio de eficiencia, incluir dentro del CUCSS costos que ya el marco legal ha establecido que son recuperados por el Generador en otra vía, como es el caso de los costos por combustibles utilizados por las centrales de generación en etapa de pruebas EPEyR, cuya energía producida es valorizada por el COES en las transferencias de energía activa, conforme lo establece el PR- 19. Salvo que quede demostrado que corresponde a un concepto no recuperado, por estas centrales que brindan este servicio, y necesariamente deba ser reconocido, acorde a lo previsto explícitamente en el Procedimiento Compensación Adicional por Seguridad de Suministro". Asimismo, el objetivo del cargo CUCSS es establecer un cargo en base a costos eficientes que represente un ingreso adicional a las empresas que opten libremente por brindar el servicio de dualidad. En cuanto a los cuestionamientos de índole legal, ello es desarrollado en el informe legal que sustenta la presente fijación. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.11.3 Costo de Terrenos U Opiniones y Sugerencias FENIX comenta que, como señaló en la revisión de la experiencia internacional, los costos de inversión deben reconocer los costos de adquisición del terreno necesario para la instalación de la central generadora y su subestación de potencia. Al respecto, FENIX argumenta que mostró las disposiciones de planta para centrales turbogas con una unidad de 150 y 300 MW obtenidas de un estudio realizado en Chile para determinar el precio básico de potencia, en el que se observa que el área equivalente para una central dual es de m2 y que el sistema de almacenamiento y tratamiento del combustible diesel ocupan un área que representa aproximadamente el 25% del área requerida para la central dual. Por cuanto FENIX manifiesta que en los comentarios y sugerencias solicita, que esta diferencia de costos de adquisición y gestión deben tenerse en cuenta en el cálculo del CUCSS, caso contrario no se estaría reconociendo un costo adicional en que incurriría quien decida brindar el servicio de seguridad de suministro, por lo que invoca los principios de eficiencia y motivación. FENIX indica además que, para estimar este costo se ha considerado el valor promedio de los precios de los terrenos en Lima utilizados en el Procedimiento para fijación de peajes y compensaciones para los sistemas secundarios de transmisión y sistemas complementarios de transmisión, periodo efectuada por Osinergmin (Resolución N OS/CD) y equivalente a 314,17 USD/m2 multiplicado por la diferencia de área entre las alternativas solo gas natural y dual (25% * m2). El valor resultante que recomendó a Osinergmin resultó ser 1099,58 mil USD. Al respecto, FENIX manifiesta que Osinergmin en respuesta a los argumentos antes expuestos, mediante Informe 219 reconoce que el costo de terreno no viene siendo reconocido, argumentando que la remuneración vinculada al terreno no incluye el precio del terreno, puesto que no son perdidos o depreciados. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 328

334 Adicionalmente, FENIX indica que Osinergmin en respuesta a sus comentarios y sugerencias al Proyecto de Resolución, mediante Informe 219 ha señalado que la no consideración de terrenos adicionales para la determinación del CUCSS se debe a que dicho cargo se calcula considerando una central que utiliza originalmente diesel 2 como combustible principal y que posteriormente implementa su conversión para utilizar gas natural como combustible alternativo; por lo que instalaciones adicionales (como la Estación de Medición y Regulación-ERM) se podrían instalar en los terrenos ya disponibles. Al respecto, FENIX señala que no es correcto lo señalado en dicho informe técnico puesto que el artículo 5 del Procedimiento CUCSS establece como combustible principal el gas natural, por cuanto solicita que, considerando los argumentos expuestos y en aplicación de los principios de legalidad y eficiencia, y en virtud del DL 1041 se evalúe el cálculo del CUCSS reconociendo los costos por los terrenos adicionales necesario de comparar el caso de una central que utiliza gas natural y el de una central dual que utiliza diesel como combustible alternativo, considerando que este último caso requiere de terrenos adicionales para la instalación de los tanques de almacenamiento necesarios y otros elementos del sistema de manejo del combustible diesel. Finalmente, FENIX argumenta que los costos de terrenos constituyen una inversión y deben ser remunerados. Según manifiesta FENIX, las inversiones en proyectos de generación eléctrica constituyen inversiones de muy largo plazo, siendo que durante dichos periodos los terrenos estarán exclusivamente destinados a los fines de la central de generación, por cuanto no resulta razonable que, pese a que los agentes inviertan en terrenos y destinen estos a la realización de una actividad económica, dichos costos no puedan ser recuperados como ocurre en cualquier otra actividad. FENIX refiere además el informe OSINERG-GART/DGT N que sustentó el Procedimiento PBP, indicando que en el numeral del referido informe señala: que las partidas adquisición de terreno para la central y su subestación, y obras preliminares y cerco se hallan incluidos en el rubro obras civiles. Por cuanto, FENIX interpreta que no es correcto lo señalado por Osinergmin en el Informe 219, en cual manifiesta que el Procedimiento PBP no considera el costo del terreno para la central (incluida subestación) y solo incorpora gastos administrativos. Asimismo, FENIX refiere que la regulación de otras actividades del sector considera las inversiones en terrenos, así la regulación de transmisión considera los costos de las servidumbres, en el caso del VAD la estructura de costos de subestaciones considera los costos de los terrenos. En tal sentido, FENIX argumenta que corresponde a Osinergmin considerar la diferencia de costos de terreno entre una central dual y la central que opera solo con gas natural, considerando el mandato expreso del DL 1041, consistente en que se reconozcan todos los costos adicionales incurridos por la implementación de centrales duales y que el sustento del Procedimiento PBP claramente indicó que el numeral se incluyen los costos de terrenos como parte del ítem obras civiles. Situación que según menciona contravendría el principio de Legalidad. U Análisis de Osinergmin Al respecto, y tal como se ha señalado en la respuesta del ítem 2 del numeral 2.2 del informe Técnico N GRT que sustenta la Resolución N OS/CD que resolvió el recurso de reconsideración presentado contra la Resolución N OS/CD, en referencia a las partidas de adquisición Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 329

335 de terreno para la central y su subestación se hallan incluidos en el rubro de obras civiles ; al respecto, se precisa que los costos ahí reconocidos corresponden a costos de adecuación y de gestión del terreno necesarios previo a las obras civiles para la construcción de la central térmica más en ningún caso corresponden a los costos relacionados con la adquisición del terreno, como no podría ser por estar considerado en costos que se deprecian. Por otro parte, en relación a la regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión referidos por FENIX, debemos precisar que se trata principalmente de costos de servidumbres, que no están asociados a la compra de terrenos y que corresponde a una actividad en esencia, de naturaleza permanente que prevalece en el tiempo y su regulación está prevista de ese modo desde su origen; en relación a ello, tal como ya se manifestó en análisis anteriores, el objetivo del cargo CUCSS es reconocer costos eficientes por el servicio de dualidad. En cuanto a los cuestionamientos de índole legal, ello es desarrollado en el informe legal que sustenta la presente fijación. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.11.4 Gastos Generales y Utilidad del Contratista U Opiniones y Sugerencias FENIX manifiesta que, con relación a la revisión del cálculo efectuado por Osinergmin respecto de los Gastos Generales y Utilidad del Contratista, se observa que dicho gasto se obtiene como el 10% de los costos en que incurre el contratista y que no incluye el equipamiento principal. Al respecto, FENIX señala que la experiencia práctica implica que para la construcción de centrales eléctricas se recurre a un contrato del tipo EPC, el cual como se explica en el caso del análisis de PJM, no solo considera la utilidad sino también un recargo por contingencias, lo cual conjuntamente equivale a 20% de los costos en que incurre el contratista; además señala, que ésta práctica no se limita a los Estados Unidos de América, sino que se aplica a nivel mundial, pues los encargados del EPC ofrecen sus servicios a nivel global. En este sentido, FENIX solicita que, reconociendo la realidad de los costos en que incurren los propietarios se debe modificar el factor utilizado para determinar los Gastos Generales y Utilidad del Contratista de 10% a 20%, caso contrario no se estarán reconociendo los costos eficientes como pretende Osinergmin. Adicionalmente, FENIX indica que, mediante Informe 219 ha señalado que las Pruebas y Puesta en marcha es un rol del proveedor de los equipos principales con participación del personal del operador de la Planta Térmica; asimismo las obras preliminares y cerco son actividades realizadas por contratistas menores, diferentes al contratista principal, al inicio de la implementación, después que se tiene asegurado el terreno para la planta térmica. Asimismo, según manifiesta FENIX, Osinergmin indicó que el valor propuesto no tiene sustento, pues no argumenta el fondo de la observación, basándose únicamente en el porcentaje que maneja el caso de PJM. Al respecto, FENIX reitera que su propuesta de considerar 20% de los costos en Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 330

336 que incurre el contratista se fundamenta en experiencia real verificada en otros mercados, manifestando que el estudio de experiencia internacional y casos de otros mercados constituye fundamento válido para decisiones regulatorias, por cuanto FENIX no considera que su propuesta se encuentre debidamente sustentada, dado que en virtud del Principio de Verdad Material, Osinergmin puede verificar que la experiencia internacional, constituye una realidad y cotidiana práctica del sector energético. Por cuanto, FENIX considera que las precisiones de Osinergmin no constituyen motivación suficiente para sustentar el 10% considerado y descartar la propuesta de FENIX. Finalmente, FENIX indica que, por la exigencia de motivación, el regulador debe señalar las fuentes y el detalle de la información que sustenten los montos determinados, en este caso el 10% considerado como Gastos Generales y Utilidad del Contratista. Las cifras y costos considerados para hallar dicho porcentaje deben estar respaldados por estudios, cotizaciones, facturas, información real y fidedigna de proveedores u otras empresas, de modo que los administrados puedan verificar que los cálculos efectuados por Osinergmin resultan consistentes con la realidad. Por cuanto, corresponde que el regulador, en su calidad de Administración pública, cumpla con sustentar adecuadamente cada uno de los costos o cifras que utiliza, señalando de manera expresa la fuente de las mismas. En tal sentido, FENIX indica que, de acuerdo a lo señalado, Osinergmin no puede sustentar de manera genérica la consideración de determinados costos, ni puede argumentar que, por haber sido considerados en regulaciones anteriores, se entiende que los mismos ya se encuentran sustentados o deben ser aceptados. Tal situación, según menciona FENIX, vulnera el derecho de los administrados a obtener una decisión motivada. En consecuencia, FENIX solicita a Osinergmin acoger su propuesta, la misma que se basa en estudios de experiencia internacional, asimismo en caso que Osinergmin considere rechazar la propuesta, solicita que se motive detalladamente las razones por las cuales debe considerarse el 10% aplicado a los Gastos Generales y Utilidades del Contratista, de manera que permita a los administrados verificar que dicho porcentaje se encuentre acorde con la realidad del sector. U Análisis de Osinergmin Al respecto, en la fase de construcción de una central termoeléctrica en el Perú, que es la base de los supuestos establecidos para la Unidad Dual de Referencia en la determinación del CUCSS, se considera que ya se cuenta con el estudio de factibilidad viable, ubicación de la planta definida, EIA aprobado, entre otros. Por tanto, las incertidumbres en esta fase son mínimas, con un buen conocimiento del terreno, geología y condición de suelos, tanto para la central térmica como para la interconexión eléctrica, por tanto, la calidad, plazos y costos de las obras son altamente previsibles. Asimismo, es oportuno mencionar que en la determinación y criterios adoptados tanto del CUCSS y del PBP se han establecido condiciones estándares para la construcción de una central termoeléctrica eficiente y económicamente adaptada, y condiciones estándares de gestión de proyectos. Adicionalmente, se han considerado condiciones ideales muy favorables para el inversionista en la gestión económica financiera que incluyen una tasa de descuento de 12%. Por lo que las mejoras que se puedan realizar al cálculo de este cargo CUCSS, deben estar explícitamente Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 331

337 detalladas en el Procedimiento Compensación Adicional por Seguridad de Suministro". Por otro lado, reiteramos que FENIX no ha cumplido con presentar una estructura desagregada de los gastos generales, que den sustento a su propuesta de incrementar de 10% a 20% el factor utilizado para determinar los Gastos Generales y Utilidad del Contratista, únicamente FENIX fundamenta esta propuesta en la interpretación de una sola experiencia internacional (mercado eléctrico de PJM); por lo que, como se ha indicado anteriormente, tal experiencia internacional no resulta vinculante para el Regulador quien fija las tarifas con arreglo al marco normativo vigente en el país, y menos aún si se hace referencia a un solo mercado. Finalmente, sin perjuicio de lo mencionado anteriormente, en el caso PJM señalado en el ítem del numeral 4 del Anexo D, FENIX sostiene su propuesta que, la Utilidad y Contingencias de la empresa constructora, equivalen a 10% cada uno, totalizando 20% sobre el valor del EPC; sin embargo, de la partida Gastos Generales y Utilidad del Contratista que se considera en el cálculo del CUCSS, se reconoce el 10% de los gastos del contratista más un adicional de seguro de riesgo de construcción el cual es equivalente al 13,6% de los gastos del contratista. Por lo cual, se puede observar que se dentro del cálculo CUCSS se está reconociendo un valor muy similar a lo que se tiene en PJM, por lo que no se considera necesario modificarlo, tal como propone FENIX. En cuanto a los cuestionamientos de índole legal, ello es desarrollado en el informe legal que sustenta la presente fijación. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.11.5 Costo Financiero del Combustible Almacenado U Opiniones y Sugerencias FENIX comenta que, como señaló en la revisión internacional, los costos financieros por almacenamiento de petróleo diesel se deben considerar para la totalidad de 12 meses y no 8,4 meses como se reconoce en el cálculo del CUCSS. Al respecto, FENIX argumenta que esto resulta completamente razonable, por cuanto si bien el Procedimiento CUCSS asume que el 30% del tiempo la central operará con combustible diesel, dicho supuesto no implica que dicha operación sea continua, ni que se realice al final del año (durante los 3,6 meses no considerados). Asimismo, agrega que, aún en dicho escenario, la obligación de mantener el stock de combustible para 15 días durante las horas punta (exigida como parte del servicio de seguridad de suministro en el Procedimiento CUCSS ) no desaparece, puesto que se entiende que el combustible consumido debe ser repuesto de modo que se asegure de manera permanente la disponibilidad del mismo. Por tanto, FENIX aduce que el combustible almacenado genera un costo de oportunidad al tomar las características de un bien inmovilizado; según FENIX, dicho costo debe ser reconocido como parte de los costos de prestación del servicio de seguridad de suministro, puesto que una central que no se obligue a brindar dicho servicio no incurrirá en este costo. Asimismo, FENIX indica que, Osinergmin se limita a reiterar que la determinación del CUCSS considera una supuesta operación del 30% con el Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 332

338 combustible alternativo, sin embargo, Osinergmin no explica en qué modo dicha premisa implica que el tiempo de almacenamiento se reduzca a 8,4 meses al año, más aún que según lo señala FÉNIX, la obligación de reponer el stock del mismo es inmediata, por lo que la empresa, que apenas despacha con el combustible alternativo, debe realizar la compra del combustible necesario, es decir los fondos destinados a la totalidad del stock de combustible se encuentran inmovilizados durante los 12 meses del año. Adicionalmente, FENIX aduce que, cuando la central despacha con diesel, la remuneración por dicho despacho no es recibida de manera inmediata, viéndose obligada a destinar nuevos fondos para reponer el combustible en tanto se efectúen las liquidaciones respectivas en el COES. Según señala FENIX, tal situación se hace necesaria para cumplir con la obligación de mantener el combustible permanentemente el stock exigido, en tal sentido FENIX argumenta que aún durante los periodos en que la central opera con combustible alternativo, los fondos vinculados al combustible alternativo consumido no se encuentran en poder de la empresa, estando pendientes de pagos, mientras la empresa debe invertir fondos adicionales para realizar la reposición inmediata de dicho combustible. Finalmente, FENIX solicita a Osinergmin acoger su propuesta por los argumentos expuestos, y de no ser así, motivar adecuadamente las razones por las cuales se reconoce los costos financieros del combustible almacenado únicamente durante 8,4 meses del año. U Análisis de Osinergmin Al respecto, y tal como se ha señalado en la respuesta del ítem 2 del numeral 2.4 del informe Técnico N GRT que sustenta la Resolución N OS/CD que resolvió el recurso de reconsideración presentado contra la Resolución N OS/CD, no es correcto el argumento de FENIX al señalar que la totalidad del stock de almacenamiento de combustible líquido, de acuerdo a la capacidad de los tanques establecidos en los supuestos del CUCSS, se mantenga inmovilizado durante los 12 meses del año por la obligación de mantener el stock de combustible para 15 días durante las horas de punta. El argumento de FENIX sería posible en alguna medida en dos supuestos no asumidos para la Unidad Dual de Referencia en el Procedimiento CUCSS: 1) contar con mayor capacidad de almacenamiento (tanques de mayor tamaño o tanques suplementarios); y 2) la existencia de tuberías y facilidades para una reposición automática e instantánea de combustible por cuenta del proveedor de combustible, situación que no corresponde a la realidad de las centrales térmicas que operan y despachan en el SEIN. Asimismo, en referencia al comentario de FENIX sobre el tiempo de demora en la remuneración por el despacho efectuado con combustible líquido, debido a las liquidaciones realizadas por el COES; en principio, no es real que el pago por combustible repuesto se produzca de forma inmediata. No obstante, como claramente se establece en el numeral del Anexo N 1 del Procedimiento Técnico del COES N 31, en la determinación del costo variable de combustible líquido se reconoce un costo financiero de 15 días asociado al monto monetario inmovilizado por almacenamiento entre el momento de la compra del combustible y el momento del cobro de la energía vendida en las transferencias de energía. Por otra parte, de conformidad con lo dispuesto en el numeral 5.2 del Procedimiento CUCSS, para el cálculo del referido costo financiero se asume Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 333

339 que la central dual opera, durante su vida útil, el 70% de las horas con gas natural y del 30% restante con diésel 2 (combustible alternativo). Sobre la base de este dispositivo, y teniendo en cuenta que el CUCSS se calcula en cada proceso de fijación anual de los Precios en Barra, en dicho proceso se considera que la central dual genera electricidad por 8,4 meses (70%) con gas natural y 3,6 meses (30%) con diésel 2 (combustible alternativo). En este sentido, para incluir la propuesta de FENIX, es necesario previamente y con el debido sustento, modificar el Procedimiento CUCSS. Cabe indicar que, de acuerdo al numeral del Informe Técnico N GART, donde se establece incluir el costo financiero del combustible alternativo, se señala que: " para su determinación se utilizará los mismos criterios usados para la determinación del costo de stock de combustible aplicable al costo variable combustible que se utiliza para el cálculo del Precio Básico de Energía en la fijación de Tarifas en Barra.". Este criterio es el que actualmente Osinergmin viene aplicando, considerando el periodo que la central no genera con diésel. En cuanto a los cuestionamientos de índole legal, ello es desarrollado en el informe legal que sustenta la presente fijación. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.12 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Omega Perú Operación y Mantenimiento S.A. A continuación, se realiza el análisis de la sugerencia presentada por Omega Perú Operación y Mantenimiento S.A. (en adelante OMEGA ), mediante correo electrónico recibido el U.12.1 Tipo de cambio U Opiniones y Sugerencias OMEGA observa el Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra aplicables al periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2017 y el 30 de abril de 2018, publicado mediante Resolución Nº OS/CD, sobre los criterios aplicados para la liquidación de transmisión de la empresa ATN S.A. y la empresa ABY Transmisión Sur S.A., en los puntos siguientes: En el proyecto publicado se han considerado los siguientes tipos de cambio para los meses de noviembre y diciembre Los tipos de cambio que OMEGA considera en las propuestas que envío fueron los siguientes: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 334

340 Por lo que solicita que, para la liquidación de ingresos mensuales se debe considerar el tipo de cambio del décimo día hábil del mes, para el mes de noviembre 2016, que fue el día 15 pues no se debe contar el día 1 como hábil por ser feriado; asimismo en el mes de diciembre 2016, el décimo día hábil fue el 15 pues no se debe contar el día 8 como hábil por ser feriado, conforme fue enviado en su propuesta, debido a que son los tipos de cambio correctos. U Análisis de Osinergmin El tipo de cambio utilizado para efectos de convertir los pagos mensuales a la moneda del Contrato de Concesión es el que establece el literal b) del numeral 5.5 de la Norma Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del Sistema Garantizado de Transmisión, aprobada mediante Resolución Osinergmin N OS/CD. El mencionado numeral establece lo siguiente: ( ) b. En razón que los pagos mensuales efectuados en Moneda Nacional deben ser convertidos a la Moneda de Contrato; dicha conversión debe realizarse con el valor de venta de la Moneda de Contrato publicado por la Superintendencia de Banca y Seguros en el diario oficial El Peruano, el último día hábil antes del día 15 del mes siguiente al mes en que se prestó el servicio. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. U.13 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Electro Oriente S.A. A continuación, se realiza el análisis de la sugerencia presentada por Electro Oriente S.A. (en adelante ELOR ), mediante carta GE recibida el U.13.1 Tarifa en Barra del Sistema Aislado de Iquitos U Opiniones y Sugerencias ELOR sostiene que la tarifa en barra del sistema aislado Iquitos debe considerar como despachador único a ELOR, hasta que se produzca el ingreso comercial real de la Central Térmica de GenRent del Perú S.A.C.(GENRENT). Asimismo, ELOR menciona que Osinergmin ha determinado la tarifa en barra para el Sistema Típico E considerando la Puesta en Operación Comercial (POC) de GENRENT en junio de Manifiesta tener conocimiento que la Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 335

341 POC de GENRENT no será el 05 de junio, sino el 23 de octubre de Adjunta como prueba el Oficio N MEM-DGE del Ministerio de Energía y Minas. ELOR manifiesta su preocupación considerando que, mientras GENRENT no haga su ingreso, se le reconozca a ELOR una tarifa en barra disminuida bajo el supuesto ingreso de GENRENT dentro del periodo tarifario, dado que ELOR no estaría cubriendo sus costos como operador único. Por lo tanto, ELOR solicita que la tarifa en barra para el sistema aislado Iquitos considere como operador único a ELOR y que esta tarifa pueda ser modificada cuando se produzca el ingreso real de GENRENT. U Análisis de Osinergmin Al respecto, es necesario precisar que, para el cálculo de los precios en barra o tarifas en barra del sistema aislado Iquitos, ya se está considerando, para fines del despacho de generación, la operación de la central térmica de ELOR para suministrar la demanda del Iquitos, antes de la POC de la Central de Reserva Fría Iquitos de GENRENT. Asimismo, respecto a lo señalado por ELOR, sobre haber considerado la POC de la central térmica de GENRENT en junio de 2017, se debe recordar que para la etapa de prepublicación se consideró la mejor información disponible al 31 de enero de Sin embargo, tomando en cuenta la solicitud de GENRENT de ampliar la POC por motivos de fuerza mayor hasta el 23 de octubre de 2017, cuya postergación viene siendo evaluada por el MIMEM (Oficio N MEM-DGE), es necesario revisar lo considerado en la prepublicación. En este sentido, de la información de la situación de la central de Reserva Fría Iquitos al mes de marzo, realizada por la División de Supervisión de Electricidad del Osinergmin, se tiene que la construcción de la Central Reserva Fría Iquitos tiene un avance físico de 94%, la S.E. de salida (78%), la L.T. 60 kv (25%) y la S.E. de llegada a Electro Oriente (48%), siendo el avance global del proyecto de 86%. Por lo que se puede observar, que efectivamente, existe la imposibilidad de que la POC de dicha central se efectúe el 05 de junio del presente año, como estaba previsto. Por lo expuesto, se acoge esta sugerencia. U.14 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Genrent del Perú S.A.C. A continuación, se realiza el análisis de las sugerencias presentadas por Genrent del Perú S.A.C. (en adelante GENRENT ), mediante Carta S/N recibida el U.14.1 Costo Fijo de Mantenimiento Anual U Opiniones y Sugerencias Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 336

342 GENRENT menciona que el Anexo N 6 del Contrato de Concesión se desarrolla los alcances del procedimiento para la Compensación por la energía generada para cuando la Central Térmica de GENRENT opere conectada al Sistema Interconectado Nacional de Electricidad (SEIN) en modo de Reserva Fría, tomando como referencia el procedimiento contemplado en el PR-31, en todo lo que no se opone al Anexo N 06. Refiere que, sin embargo, de acuerdo a lo dispuesto por Osinergmin en el numeral 6.3 del Informe N GRT, el Anexo N 06 y el Procedimiento Técnico del COES PR-31 también resultan de aplicación para la Etapa 1 de la Central Térmica de GENRENT en lo referido al cálculo de su Costo Variable No Combustible (CVNC). Señala que GENRENT elaboró el "Estudio de Determinación del CVNC de las Unidades de Generación de la Central de Reserva Fría de Generación-Planta Iquitos" (el "Estudio"), de acuerdo a la metodología establecida en los Procedimiento Técnicos del COES PR-31 y PR-34, según lo contemplado por los Contratos de Inversión. Con relación a los alcances del PR-34, específicamente en el punto 9, donde se presenta la metodología a aplicarse para determinar los costos de mantenimiento desagregados en sus componentes: variable (Costo Variable de Mantenimiento CVM) y fijo (Costo Fijo Anual de Mantenimiento CFAM y/o Costo de Mantenimiento por Arranque CMarr); indica GENRENT haber considerado en el numeral de su Estudio los valores calculados para el Costo Fijo Anual de Mantenimiento (CFAM) y entiende que al aprobarse el CVNC de 14,85 USD/MWh, implícitamente se incluye la aprobación de todos los componentes indicados, entre ellos el CFAM ascendiente a ,38 USD/motor, el cual debería ser incluido como se indica en el Cuadro N 1 siguiente, dado que forma parte de los conceptos incluidos en la metodología del PR-34. En ese sentido, solicita se proceda a modificar el procedimiento de facturación establecido con ELOR, incluyendo todos los componentes citados en el PR-31 y el PR-34, entre ellos el CFAM, así como el detalle del mecanismo para su facturación, precisando si se realizará de forma mensual o anual, sugiriéndose se realice de forma mensual. Asimismo, precisa que el CFAM aprobado por Osinergmin debe ser calculado teniendo en cuenta que serán instalados 7 motores para el funcionamiento de la Central Térmica, los cuales se utilizarán sin exceder la potencia máxima contratada y su energía asociada, en concordancia con las especificaciones técnicas de la Subasta, que en su primera etapa de operación como sistema Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 337

343 aislado se hace necesario cubrir los costos asociados al mantenimiento con este concepto. Finalmente, GENRENT solicita tener en consideración que los valores del Cuadro N" 1 detallado líneas arriba se mantengan, sin perjuicio de que Osinergmin evalúe lo solicitado por GENRENT en su Comentario N 02 y realice un eventual ajuste. U Análisis de Osinergmin Cabe señalar que, la aplicación del PR-31 del COES deviene de la obligación de pago mensual de la distribuidora establecida en el numeral 1.1 del Contrato de Cesión de Créditos y no es una disposición arbitraria de Osinergmin, como lo entiende GENRENT. Dicho numeral 1.1 establece el cálculo de una suma de dinero C i de la siguiente manera: C i = VCT i-1 VPB i-1 El valor de VCT i-1 corresponde al mes calendario inmediato anterior al mes i, a que tendría derecho el Generador por el servicio de Reserva Fría, para lo cual se aplica el Régimen Económico determinado en el Contrato de Concesión y el valor de VPB i-1 corresponde al mes calendario inmediato anterior al mes i, para lo cual se aplica los Precios en Barra Efectivos establecidos en la cláusula Sexta del Contrato de Suministro de Electricidad. Con relación a la determinación del CVC, según la metodología señalada en el PR-34, en su cálculo también interviene el CFAM y por consiguiente el valor del CVNC. Respecto al valor del CFAM, Osinergmin ha aceptado considerar inicialmente los valores del CFAM1 de las unidades térmicas de la Planta de Tumbes a propuesta de GENRENT, dado que se trata de unidades similares y no se cuenta con datos para la Planta de Iquitos, cuyo valor es ,65 USD. Sin embargo esto se revisará anualmente con información real y en condiciones de eficiencia, según la configuración de la central establecida en la Tabla N 1 del Anexo N 1 del Contrato de Concesión. Por otro lado, es necesario precisar que no le corresponde aprobar a Osinergmin el monto definido como CFAM2, dado que está asociado a la oferta económica presentada por GENRENT en su oportunidad y no constituye, por lo tanto, en un valor que obligue a Osinergmin a ser aprobado para la determinación del CVNC. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.14.2 Cálculo de los CVNC de la Central Térmica Genrent U Opiniones y Sugerencias GENRENT señala haber identificado algunos errores involuntarios en el cálculo del CVNC, presentado en su informe de levantamiento de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 338

344 observaciones para la aprobación de Osinergmin, en el cual propuso el valor de 14,85 USD/MWh y que fuera incluido en la Resolución N GRT. En primer lugar, menciona haber advertido duplicidad en el monto de mano de obra para los servicios de las horas. De manera que corresponde ajustar las fórmulas a fin de corregir el error, en la medida que estos mantenimientos también estaban siendo contabilizados dentro de los mantenimientos mayores (12 000, horas, etc.). Agrega, que la corrección de estos errores, da como resultado un valor del CVNC de 13,454 USD/MWh. En segundo lugar, señala haber revisado las especificaciones técnicas de las unidades MAN Diesel And Turbo, resultando que la potencia efectiva de las máquinas es de kw y no kw, como se consideró inicialmente. Siendo así, prosigue, considerando que el mantenimiento de las máquinas no se da por MW generados sino por horas trabajadas, los costos de mantenimientos periódicos se diluyen entre un número menor de MWh, resultando en un incremento de 0,27 USD/MWh. Considerando este ajuste, el valor del CVNC alcanza a 13,722 USD/MWh. Con relación a esta solicitud, precisa que el valor de 13,722 USD/MWh fue calculado de acuerdo al Procedimiento Técnico del COES PR-17 y a las fórmulas contenidas en el Anexo N 6 del Contrato de Concesión, que establece que la energía que sirva de base para la determinación del CVNC será la energía generada en los bornes de generador de la Central Térmica de GENRENT, conforme se detalla en los archivos "Cálculo CVNT GENRENT CT Iquitos" y el "FLUJO CVN TOTAL", que adjunta en medio electrónico como Anexo N 03. En ese sentido, solicita se le confirme que en este punto está en lo correcto. Caso contrario, señala que si la medición de la energía, para efectos de calcular el CVNC, no se realiza en bornes del generador, solicita se agregue un 2% de pérdidas por la línea de transmisión. En este supuesto, solicita que el valor de CVNC sea aprobado en 14,002 USD/MWh. Finalmente, menciona que se debe tener en cuenta que los motores no siempre operan con la potencia efectiva máxima y teniendo en cuenta que el costo de mantenimiento se calcula por hora y no por MW generado, esto tiene un impacto sobre el valor del CVNC. En ese sentido, solicita que se evalúe y apruebe los valores de CVNC considerados en el archivo "Calculo CVNC Genrent CT IQUITOS" - Características Técnicas, que consideran los distintos CVNC de acuerdo a las cargas con las que operen los motores de las unidades de la Central Térmica de GENRENT, según se detalla a continuación: % Carga CVNC (USD/MWh) 100% 13,722 95% 14,445 90% 15,247 85% 16,144 80% 17,153 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 339

345 % Carga CVNC (USD/MWh) 75% 18,297 70% 19,604 85% 21,111 60% 22,871 Asimismo, solicita que la potencia que se considere para el costo variable combustible en cada mes sea también considerada para el CVNC. U Análisis de Osinergmin Se ha verificado en las hojas de cálculo presentadas por GENRENT, que efectivamente, hay duplicidad en las partidas de mano de obra para los servicios de horas, como menciona GENRENT. Asimismo, se ha verificado las especificaciones técnicas del fabricante, con relación a la potencia efectiva de las unidades MAN, donde se aprecia que la potencia nominal es kw. Con relación a la energía a considerar para el cálculo del CNVC, ésta debe ser la medida en bornes del generador y no en el punto de entrega a ELOR, dado que en el cálculo de los costos totales de generación en MT se está considerando las pérdidas de distribución, pérdidas de subtransmisión y el consumo propio de la central térmica. Por tanto, no corresponde agregar el 2% de pérdidas por la línea de transmisión en 60 kv. Respecto a considerar distintos valores de CVNC para diferentes cargas del generador, se ha evaluado este pedido y se considera que no se puede aplicar esta propuesta debido a que su aplicación por la configuración de la planta, que cuenta con varias unidades que se pueden ajustar a la demanda sin la necesidad de operar todas las unidades al mismo tiempo, podría inducir a operar de manera ineficiente. Además, que dentro de la operación de las unidades termoeléctricas, que operan en el SEIN, y son parte del COES, solo se le aprueba un valor del CVNC y no un rango como propone GENRENT para su central, lo cual permite garantizar la operación eficiente de las centrales. En estos casos, al igual que el CVNC de GENRENT, los CVNC de las centrales de generación del SEIN son revisados periódicamente para los cambios en la operación que tienen estas centrales. En este sentido, considerando lo mencionado en los párrafos anteriores, corresponde recalcular el CVNC de las unidades de generación de GENRENT y fijar su valor en 13,722 USD/MWh. Por lo expuesto, se acoge parcialmente a esta sugerencia. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 340

346 U.14.3 Compensación Anual para el Sistema Aislado Iquitos U Opiniones y Sugerencias GENRENT menciona que, por un lado, en el numeral 4.2 del artículo 4 del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados dispone que el Monto Específico Anual para realizar compensaciones es fijado por el MINEM. Por otro lado, la Resolución Ministerial N MEM-DM fija el monto específico para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados en el periodo del 1 de mayo de 2017 al 30 de abril de 2018 en la suma de S/ Luego, concluye que teniendo en cuenta el valor aprobado como Monto Específico Anual, la Resolución N OS/CD fija lo siguiente: (i) la Compensación Anual para todos los sistemas aislados en total S/ Soles (de los cuales S/ son para el Sistema Aislado Iquitos) y (ii) un Monto Específico Residual de S/ Soles; los cuales suman el valor de S/ Adicionalmente, señala que según lo dispuesto en el artículo 3 de la Resolución N OS/CD, el Monto Específico Residual puede ser utilizado para compensar: 1. A todos los sistemas aislados cuando se haya alcanzado el Precio Medio de Referencia del Sistema Eléctrico Interconectado- SEIN, y; 2. Los costos derivados del cumplimiento de los contratos del proyecto "Suministro de Energía para Iquitos"- desarrollado por GENRENT - en caso que este proyecto haga su ingreso dentro del periodo regulatorio comprendido del 1 de mayo de 2017 al 30 de abril de Con relación al acápite G.1 "Criterio Generales" del Anexo G del Informe N GRT (página 134), señala que éste contempla los criterios generales para la aplicación del mecanismo de compensación para el Sistema Aislado Iquitos precisando que "(...) 4. Se calcula el monto mensual (Ci) que ELECTRO ORIENTE debe pagar a la empresa GenRent del Perú S.A. (GENRENT) conforme a lo establecido en el numeral 4 del Contrato de Concesión y en el Contrato de Suministro de Electricidad suscrito por las partes". En ese sentido, GENRENT considera la ocurrencia de las siguientes hipótesis: Hipótesis 1: "(...) Si el monto Ci es mayor que la Compensación Anual de Iquitos (CAiq), mayor valor corresponde a la Compensación Anual de ELECTRO ORIENTE por la operación de su central térmica (...)" Hipótesis 2: Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 341

347 "(...) En cambio, si ambos montos son iguales, se entenderá que Genrent ha cubierto sus costos totales (...)" Hipótesis 3: "(...) Si el Ci es menor que la Compensación Anual de Iquitos (CAiq), este menor valor será compensado con el dinero proveniente del Monto Específico Residual, cuyo pago será considerado en el siguiente Programa Mensual de Transferencias (...)" Complementariamente a ello, prosigue GENRENT, los literales del e) al g) del acápite G.2.3 del Anexo G (página 138) desarrollan los criterios generales de las Hipótesis 1, 2 y 3 en los términos siguientes: e) Si CAiq es mayor a Ci CAiq, esto indica que habrá un valor correspondiente a la Compensación Anual que el Generador deberá devolver a la Distribuidora por la operación de su central térmica para abastecer la demanda de Iquitos, según el programa de despacho establecido por ambas empresas. f) Si CAiq es igual a Ci, esto indica que el Generador habrá cubierto sus costos de operación totales. g) Si CAiq es menor a Ci, esto implica que este menor valor deberá ser compensado con dinero proveniente del Monto Específico Residual, cuyo pago será considerado en el siguiente Programa Mensual de Transferencias (...)" De una lectura conjunta de las Hipótesis 1, 2 y 3, consideradas en el numeral 5 del acápite G.1 y lo dispuesto en los literales del e) al g) del acápite G.2.3 del Anexo G, entiende que el procedimiento a seguir cuando el monto Ci no resulte suficiente para compensar los ingresos garantizados a GENRENT consiste en utilizar los fondos del Monto Especifico Residual hasta que los ingresos garantizados que se desprenden de los Contratos de Inversión sean totalmente cubiertos. De acuerdo con la Cláusula Primera del Contrato de Cesión de Créditos, el monto del Ci es igual a la diferencia entre la retribución que recibiría GENRENT por el servicio de Reserva Fría y la retribución total que le corresponde recibir de acuerdo a los términos del Contrato de Suministro, suscrito con ELOR. No obstante, considera que la redacción de las Hipótesis 1 y 3 en el acápite G.1 del Anexo G no establece de manera indubitable a qué se refiere Osinergmin cuando menciona que "el mayor valor corresponde a la Compensación Anual de ELECTRO ORIENTE" y "este menor valor será compensado con el dinero proveniente del Monto Específico Residual". En ese sentido, considera que la redacción del numeral 5 del acápite G.1 del Anexo G debe reformularse en el mismo sentido que lo descrito en los literales del e) al g) del acápite G.2.3 del Anexo G. Por otro lado, teniendo en consideración que la aplicación de estos criterios es esencial para el proyecto de GENRENT, considera que deben ser incluidos expresamente dentro del texto del artículo 3 de la Resolución N OS/CD. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 342

348 Finalmente, solicita que la utilización del Monto Especifico Residual debe considerarse durante el periodo que la Central Térmica de GENRENT opere en sistema aislado y no solo para el año regulatorio en que se inicie su operación comercial como lo establece el último párrafo del artículo 3 de la Resolución N OS/CD; caso contrario, en caso que la Compensación Anual fijada no sea suficiente; GENRENT no tendrá acceso a este monto, que forma parte del Monto Especifico Anual que tiene como finalidad compensar a la operación en sistemas aislados. Por tal razón, GENRENT en resumen solicita lo siguiente: 1 Aclarar la redacción de los criterios generales y las Hipótesis 1, 2 y 3 contempladas en el numeral 5 del acápite G.1 del Anexo G en el mismo sentido que lo descrito en los literales e) al g) del acápite G.2.3 del Anexo G 2. Incluir la descripción de los criterios generales señalados en el numeral 5 del acápite G.1 del Anexo G de manera expresa en el artículo 3 de la Resolución N OS/CD. 3. Aclarar si su entendimiento respecto a la Hipótesis 3 contemplada en el numeral 5 del acápite G.1 del Anexo G es correcta; esto es, si es posible utilizar los recursos del Monto Especifico Anual para garantizar los ingresos de GENRENT en caso la Compensación Anual establecida para el Sistema Aislado Iquitos no sea suficiente. 4. En caso efectivamente el Monto Específico Residual pueda utilizarse para cubrir los ingresos garantizados de GENRENT cuando la Compensación Anual establecida para el Sistema Aislado Iquitos no sea suficiente, precisar si cuando el literal e) del acápite G.2.3 del Anexo G establece que el "(...) pago será considerado en el siguiente Programa Mensual de Transferencias" ello implica que el pago será realizado en el mes inmediato siguiente al que quedó pendiente compensar. 5. Rectificar la redacción del último párrafo del artículo 3 de la Resolución N OS/CD, precisando que el Monto Específico Residual podrá ser utilizado para asegurar los ingresos garantizados de GENRENT durante la operación en sistema aislado de la Central Térmica de GENRENT y considerar esta hipótesis en el Cuadro N 01 "Esquema de aplicación de criterios generales" (Figura N 01 del acápite G.1. del Anexo G del Informe N GRT). Al respecto, se propone el texto siguiente: "Fíjese que el Monto Específico Residual, que asciende a la suma de Sotes, será utilizado para compensar a los Sistemas Aislados cuando se haya alcanzado al Precio Medio de Referencia del SEIN, así como para compensar los costos derivados del cumplimiento de los contratos del proyecto "Suministro de Energía para Iquitos", firmado por el Estado con GENRENT del Perú S.A.C. durante el periodo en que opere en sistema aislado" Sobre la base de los argumentos expuestos, requiere que sus comentarios sean incorporados en la versión definitiva del Proyecto de Resolución que fija las tarifas en Barra aplicables al periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2017 y el 30 de abril de Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 343

349 U Análisis de Osinergmin Al respecto, se debe precisar que los criterios generales del acápite G.1, describen el esquema de aplicación para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para los Sistemas Aislados (MCSA) para el caso específico del sistema aislado Iquitos, lo cual es aplicado en la metodología para asegurar el cumplimiento de los Contratos firmados con el Estado y ELOR. Cabe señalar que los términos de mayor valor y/o menor valor, según las ecuaciones, corresponden a la diferencia positiva y/o diferencia negativa respectivamente, del Costo Anual asignado al sistema aislado Iquitos (CA IQ ), considerando la operación las centrales de GENRENT y ELOR. Sin embargo, estos términos serán redactados a fin un mejor entendimiento. Asimismo, es importante mencionar que el Informe Técnico e Informe Legal que sustentan la Resolución que aprueba los Precios en Barra, integran y complementan a la Resolución, tal como se establece en sus considerandos. Por tanto, resulta innecesario incluirlo en el numeral 3 de la Resolución. Con relación a la Hipótesis 3 planteada por GENRENT, es correcta la interpretación dada al numeral 5 del acápite G.1, en el sentido de que el Monto Específico Residual garantiza los pagos por los costos de operación de las centrales que suministran energía al sistema aislado Iquitos. De la revisión, se considera necesaria una aclaración en el literal e) del acápite G.2.3 del Anexo G, en el sentido de que el pago será considerado en el siguiente Programa Mensual de Transferencias. Finalmente, no es necesario redundar en el Artículo 3 de la Resolución sobre que el Monto Especifico Residual es para asegurar los ingresos garantizados de GENRENT durante la operación como sistema aislado, conforme lo solicita en su comentario, dado que los criterios generales y su aplicación están orientados a ese propósito en cumplimiento de los Contratos suscritos. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.15 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Electro Ucayali S.A. A continuación, se realiza el análisis de la sugerencia presentada por Electro Ucayali S.A. (en adelante ELECTRO UCAYALI ), mediante carta G recibida el Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 344

350 U.15.1 Actualización de Precios U Opiniones y Sugerencias ELECTRO UCAYALI menciona que, en la determinación de la Máxima Demanda de Energía, no se ha considerado la tasa de crecimiento anual del año 2016 (10,09%), habiéndose considerado la tasa de crecimiento del año 2015 (9,50%), lo que origina que se haya calculado una Tarifa de Energía menor a la que corresponde. En este sentido, solicita se considere la tasa del año 2016 para el cálculo del crecimiento de la demanda del sistema aislado Atalaya. U Análisis de Osinergmin Se ha verificado la utilización de la tasa de crecimiento del año 2015 para determinar el crecimiento de la demanda de Atalaya, en la etapa de prepublicación. Sin embargo, para una mejor aproximación del crecimiento del próximo año, se utilizará el promedio de los dos últimos años, es decir de las tasas de crecimiento de 2015 y En este sentido, Osinergmin tomará como tasa de crecimiento de la demanda el equivalente a 9,79%. Por lo expuesto, se acoge parcialmente esta sugerencia. U.16 Análisis de Opiniones y Sugerencias de Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. A continuación, se realiza el análisis de la sugerencia presentada por Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (en adelante EGEMSA ), mediante carta C /EGEMSA recibida el U.16.1 Celda 138 kv S.E. Dolorespata de la L.T. en 138 kv S.E. Dolorespata S.E. Quencoro U Opiniones y Sugerencias EGEMSA señala que nunca perdió la titularidad de la celda en 138 kv de la S.E. Dolorespata, toda vez que de la revisión de Resolución Suprema N EM de fecha 05 de mayo de 1995, el otorgamiento de la concesión definitiva para realizar la actividad de transmisión de energía eléctrica en la precitada línea, incluía la S.E. Dolorespata, y que en el Contrato de Cesión de Posición Contractual suscrito entre EGEMSA y la Empresa de Transmisión Eléctrica del Sur S.A. ETESUR el 08 de enero de 2003, no se incorporó la línea 1004 (S.E. Dolorespata Quencoro). Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 345

351 U Análisis de Osinergmin Sobre este pedido, conforme a lo indicado en el Informe Legal N GRT, se tiene que en el Informe N MEM/DGE-DCE adjunto al Oficio N /MEM-DGE, que fue elaborado debido a la solicitud de EGEMSA, la DGE señaló que la S.E. Dolorespata no fue parte de la cesión, por lo que, según sostiene la empresa concesionaria de generación sigue siendo la titular de los derechos en la subestación. Como ya se señaló en el proceso de regulación, estos documentos no contienen información suficiente para modificar la decisión del Regulador, y utilizan la afirmación imprecisa de Red de Energía del Perú (Carta N GJ ); al respecto, se remitió comunicación escrita al Ministerio de Energía y Minas, mediante el Oficio N GRT, requiriendo una evaluación y opinión sobre lo requerido por EGEMSA, sin embargo a la fecha no se ha tenido respuesta alguna. Asimismo, cabe precisar también que, mediante Carta C /EGEMSA, EGEMSA no presenta información adicional que acredite con certeza que dicho elemento estaba excluido en la transferencia. Por lo que, mientras no se tenga una respuesta formal del Ministerio de Energía y Minas que sea acreditada con la información del sustento respectivo, no corresponde modificar la opinión ya brindada por el regulador. Por lo expuesto, no se acoge esta sugerencia. Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 346

352 Anexo V INDICES CUUR0000SA0, WPSSOP3500 y WPSFD4131 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 347

353 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 348

354 Anexo W INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA Diagrama Unifilar del SEIN Precios de combustibles Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 349

355 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 350

356 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 351

357 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 352

358 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 353

359 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 354

360 Fijación de los Precios en Barra (periodo Mayo Abril 2018) Página 355