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

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Análisis de Opiniones y Sugerencias al Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión Regulación para el período Lima, octubre de 2009

2 Resumen Ejecutivo El 03 de setiembre de 2009 se realizó la publicación, en el diario oficial El Peruano, del proyecto de resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante SST ) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante SCT ), aplicables para el período comprendido entre el 01 de noviembre de 2009 y el 30 de abril de 2013 (en adelante PREPUBLICACIÓN ). Dicha publicación se efectuó mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, estableciéndose en la misma como plazo máximo para la presentación de opiniones y sugerencias, el 24 de setiembre de Dentro del plazo señalado, se recibieron las opiniones y sugerencias de las siguientes empresas: GENERADORAS (11): Electroperú S.A. (ELECTROPERÚ), Duke Energy Egenor S. en C. por A. (EGENOR), Generadora de Energía del Perú S.A. (GEPSA), Termoselva S.R.L. (TERMOSELVA), SN Power Perú Holding S.R.L. (SN POWER), Kallpa Generación S.A. (KALLPA), Enersur S.A. (ENERSUR), Edegel S.A.A. (EDEGEL), Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (EGEMSA), Sociedad Minera Corona S.A. (SMC), Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (CONENHUA). TRANSMISORAS (4): Red de Energía del Perú S.A. (REP), Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (ISA PERU), Eteselva S.R.L. (ETESELVA), Etenorte (ETENORTE). DISTRIBUIDORAS (7): Edelnor S.A.A. (), Luz del Sur S.A.A. (LUZ DEL SUR), Edecañete S.A. (EDECAÑETE), Electrocentro S.A. (ELECTROCENTRO) Electrosurmedio S.A. (ELECTROSURMEDIO), Consorcio Eléctrico de Villacuri S.A.C. (COELVISAC) y Electronorte S.A. (ELECTRONORTE). OTRAS (1): Compañía Minera Antamina S.A. (ANTAMINA). El resumen de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, presentadas, se muestra estadísticamente en los siguientes cuadros: (periodo ) i

3 Opiniones y Sugerencias a PREPUBLICACIÓN Total Parcialmente ITEM EMPRESA Acogidas Observaciones Acogidas 1 ELECTROCENTRO EDECAÑETE LUZ DEL SUR ELECTROSURMEDIO COELVISAC GEPSA ELECTROPERÚ EGENOR ETESELVA ETENORTE TERMOSELVA ANTAMINA ENERSUR KALLPA SN POWER EDEGEL CONENHUA EGEMSA REP SMC ELECTRONORTE ISA TOTAL Opiniones y Sugerencias a PREPUBLICACIÓN Por Temas TEMA Total Observaciones Acogidas Parcialmente Acogidas ALÍCUOTAS COyM ASIGNACION BAJAS CMA COMPENSACIONES DEMANDA FACTORES DE ACTUALIZACIÓN FORMATOS FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS FUERZA DISTANCIA INFORME INGRESO TARIFARIO LIQUIDACION MODULOS OTROS PEAJES RAA (periodo ) ii

4 TEMA Total Observaciones Acogidas Parcialmente Acogidas RAG GENERADORES RELEVANTES SEA SER TRANSFERENCIAS VALORIZACION TOTAL Por otro lado, mediante Oficio N MEM/DGE, de fecha 05 de octubre de 2009, la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas comunicó a OSINERGMIN que las únicas instalaciones del Plan de Inversiones en transmisión que licitará, con arreglo a lo establecido en el numeral VI) del literal d) del Artículo 139 del RLCE, son: la línea 220 kv en doble terna La Planicie-Industriales y la línea 60 kv Los Héroes-Parque Industrial, con sus celdas conexas. Como resultado del análisis de dichas opiniones y sugerencias, al análisis de oficio hecho por OSINERGMIN y teniendo presente la comunicación del Ministerio de Energía y Minas a la que se refiere el párrafo anterior, se han efectuado algunas modificaciones a lo prepublicado, con base en las precisiones contenidas en el presente informe respecto a determinados aspectos desarrollados en el Informe N GART, el cual sustenta la PREPUBLICACIÓN. Los principales cambios con respecto a lo prepublicado, son los siguientes: Las alícuotas correspondientes a los Elementos que conforman los Sistemas Secundario de Transmisión de Demanda (SSTD), se han recalculado refiriéndolos al costo total de transmisión correspondiente a cada titular, por Área de Demanda; a cambio de referirlo simplemente al costo total de los Elementos que lo conforman, según fue prepublicado. Se han retirado las altas y las bajas del período comprendido entre el 24 de julio de 2006 al 28 de febrero de 2009, que preliminarmente fueron consideradas, dado que hasta la presente etapa las correspondientes titulares no han cumplido con la presentación de las respectivas actas. De igual forma se han retirado las altas y bajas cuyas actas han sido anuladas por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN. Se ha revisado y corregido el cálculo del Ingreso Tarifario de algunas de las instalaciones MAT y MAT/MAT, para las cuales por norma debe determinarse este valor, considerando los precios en barra fijados en mayo 2009 y los flujos reales resultantes de la simulación del SEIN mediante el modelo PERSEO, debido a que en los resultados prepublicados se reflejaba inapropiadamente el efecto de congestión que viene presentándose en estas líneas de transmisión. Se ha definido la parte del Plan de Transmisión del Área de Demanda 6, referente a la alternativa de la nueva SET Jicamarca 220/60 kv, que quedó pendiente de un reconocimiento en campo conjuntamente con la titular que propuso su desarrollo, el cual se ha efectuado recientemente. Se han corregido algunos errores involuntarios y defectos en la vinculación de las hojas Excel utilizadas, incurridos en el cálculo de (periodo ) iii

5 compensaciones de las instalaciones tipo Generación o Generación/Demanda. Se ha efectuado nuevamente la simulación, mediante el modelo PERSEO, para definir los generadores relevantes por Elemento de transmisión, en mérito a las opiniones y sugerencias que se presentaron sobre este tema. Se ha perfeccionado el algoritmo establecido para determinar las transferencias del Suministrador a las Titulares de Transmisión (en adelante TITULARES ), en una determinada Área de Demanda, por aplicación de los Peajes. Las inversiones previstas a partir de abril de 2009 en el Plan de Inversiones, se han actualizado aplicando la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión a ser modificada mediante resolución aparte, como consecuencia de la corrección de algunos errores a los que ha hecho referencia la empresa en sus comentarios a la PREPUBLICACIÓN. Dado que todos los costos considerados para el cálculo de los Peajes están referidos al 31 de marzo de 2009, el Tipo de Cambio de 2,987 S/./US$ utilizado en la PREPUBLICACIÓN se ha sustituido por el Tipo de Cambio de 3,161 S/./US$ que corresponde al 31 de marzo de Además, en el caso de las instalaciones correspondientes a contratos tipo BOOT, se ha utilizado para la actualización del VNR y COyM, según corresponda, el índice IPP (Finished Goods Less Food and Energy serie ID: WPSSOP3500) correspondiente al mes de marzo 2009, conforme a lo señalado en la Resolución OSINERG Nº OS/CD, Procedimiento de Liqudación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT. Cabe mencionar que, para los casos en los que las TITULARES no subsanaron adecuadamente las observaciones formuladas por OSINERGMIN a sus propuestas tarifarias o la información presentada en las diferentes etapas del presente proceso regulatorio no resultó consistente o no fue debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a determinar las Tarifas y Compensaciones correspondientes con base a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin. Como consecuencia de los cambios efectuados, en mérito a lo expresado en los párrafos anteriores, se recomienda: - Aprobar la valorización del Plan de Inversiones para el periodo comprendido entre el 24 de julio de 2006 y el 30 de abril de , que comprende la relación de las instalaciones que formarán parte del SCTD. - Aprobar el Costo Medio Anual 2, (en adelante CMA ) y fórmulas de actualización. 1 Este periodo es excepcional debido a que se trata de la primera fijación con el nuevo marco regulatorio, el periodo normal es de cuatro años. 2 Monto anual que permite retribuir los costos de inversión operación y mantenimiento. (periodo ) iv

6 - Fijar los porcentajes de participación de cada elemento de los SSTD respecto del costo total de cada titular en cada Área de Demanda. - Fijar para el periodo 01 de noviembre de abril 2013: El Ingreso Tarifario para las instalaciones del SCTD, SCTD y SSTGD, cuya tensión sea 220 kv o 138 kv y que estén conectadas directamente a barras para las cuales se han fijado precios en Barra. Los factores de pérdidas medias para la expansión de los Precios en Barra a las barras de los SST o SCT. Los Peajes y sus correspondientes fórmulas de actualización, aplicables a los usuarios libres y regulados, para cada una de las Áreas de Demanda previamente establecidas por OSINERGMIN. El Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía-CPSEE y su fórmula de actualización, correspondiente a las instalaciones SST de las empresas con contratos de concesión tipo BOOT (ISA y REDESUR). Las compensaciones y sus fórmulas de actualización de los SSTG, SCTG, SSTGD. Los valores correspondientes a dicha fijación de Tarifas y Compensaciones resultantes, se muestran en los Anexos que forman parte del presente informe. (periodo ) v

7 INDICE 1. INTRODUCCIÓN ASPECTOS REGULATORIOS PROCESO DE REGULACIÓN EN CURSO DE LOS SST Y SCT ANÁLISIS DE OPINIONES Y SUGERENCIAS SOBRE LA VALORIZACIÓN DE INSTALACIONES SOBRE LA DETERMINACIÓN DE LAS ALÍCUOTAS DE LOS SSTD EXISTENTES AL 23 DE JULIO DE SOBRE LAS INSTALACIONES DADAS DE ALTA O DE BAJA SOBRE LOS FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS SOBRE LA DETERMINACIÓN DEL CMA DE SSTD SOBRE EL INGRESO TARIFARIO DE DETERMINADAS INSTALACIONES MAT Y MAT/MAT SOBRE LA DETERMINACIÓN DE PEAJES Y LIQUIDACIÓN DE INGRESOS SOBRE LAS TRANSFERENCIAS POR APLICACIÓN DE PEAJES SOBRE LA DETERMINACIÓN DE COMPENSACIONES DE LOS SISTEMAS TIPO GENERACIÓN O GENERACIÓN/DEMANDA SOBRE LA ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDADES DE PAGO GENERADORES RELEVANTES TARIFAS Y COMPENSACIONES PARA SST Y SCT DE REDESUR, ISA PERÚ Y REP ANÁLISIS DE OFICIO IMPLEMENTACIÓN DE SET JICAMARCA EN ÁREA DE DEMANDA PAGO POR TERCEROS Pago por celda de transformación en SET Cajamarquilla Pago por líneas bajo la concesión de CONENHUA CORRECCIÓN DE ERRORES MATERIALES EN LOS CUADROS 8.X ERROR MATERIAL EN LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS MEDIAS CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ANEXOS Anexo A Plan de Inversiones Valorizado, CMA y Fórmulas de Actualización Anexo B CMA de SSTD y Fórmulas de Actualización Anexo C Alícuotas de CMA del SSTD Anexo D Ingreso Tarifario de Determinadas Instalaciones en MAT y MAT/MAT Anexo E Peajes y sus Fórmulas de Actualización Anexo F Factores de Pérdidas Medias Anexo G Generadores Relevantes Anexo H Responsabilidad de pago por instalaciones tipo SSTG y SSTGD Anexo I Compensaciones por Instalaciones tipo SSTG y SSTGD Anexo J Análisis de Opiniones y Sugerencias Anexo K Ejemplo de cálculo de transferencias, por aplicación de Peajes Anexo L Altas y Bajas no consideradas en la publicación Anexo M Tarifas y Compensaciones para el SST y SCT de REDESUR, ISA PERÚ y REP Año Anexo N Índice de Precios WPSSOP Anexo O Lista de Clientes Libres por Áreas de Demanda REFERENCIAS (periodo ) Página 1 de 349

8 1. Introducción El presente informe contiene el análisis de las opiniones y sugerencias que se han presentado respecto a la publicación del proyecto de resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante SST ) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante SCT ), aplicables para el período comprendido entre el 01 de noviembre de 2009 y el 30 de abril de 2013, de cada una de las 15 Áreas de Demanda definidas mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD y modificatorias. Dicha publicación se efectuó el 03 de setiembre de 2009 en el diario oficial El Peruano, mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (en adelante PREPUBLICACIÓN ). Para la elaboración del presente informe, se ha tomado como base el Informe N GART, el cual sustenta los criterios, metodología y modelos empleados para la PREPUBLICACIÓN. Este informe, a su vez, tomó en cuenta los estudios técnicos económicos presentados por 23 empresas titulares de transmisión (en adelante TITULARES ), con lo que se dio inicio al presente proceso regulatorio; la información y documentos relacionados que han venido presentando las mismas en las etapas anteriores; así como los estudios desarrollados sobre el particular por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (en adelante GART ) de OSINERGMIN. En aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, OSINERGMIN ha incluido como parte del proceso de regulación de los SST y SCT la publicación de toda la información relacionada y los proyectos de resolución que fijan las respectivas tarifas y compensaciones, así como la realización de audiencias públicas, con la finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las mismas. Este esquema, que obedece a las disposiciones legales vigentes, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía y de los interesados en general, a fin de que éstas sean consideradas por OSINERGMIN antes de adoptar su decisión para la aprobación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT. (periodo ) Página 2 de 349

9 1.1 Aspectos Regulatorios El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8 y 42 de la Ley 3 de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ). Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43 de la LCE, modificado por la Ley N Según lo señalado en el Artículo 44 de la LCE 5, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia. De forma similar, el Artículo 62 de la LCE modificado con la Ley Nº , establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por OSINERGMIN. Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, el Artículo 49 de la LCE, modificado por la Ley N , establece que en las barras del SST el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema, el mismo que será determinado según lo establecido en los Artículos 128 y 139 del Reglamento de la LCE 8, modificado mediante el Decreto Supremo N EM Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. (...) Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector. Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...) Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...) Artículo 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG. (...) Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema. Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en Barra de energía, a que se refiere el Artículo 49º de la Ley, el sistema de transmisión a considerar comprenderá todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven en forma exclusiva a la demanda y hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación. Artículo 139º.- ( ) (periodo ) Página 3 de 349

10 El concepto de Costo Medio Anual al que hace referencia el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, está definido en el literal b), numeral II), del Decreto Supremo N EM, y corresponde a la suma de la anualidad del costo de inversión y del costo anual de operación y mantenimiento, en condiciones de eficiencia (en adelante aci y COyM, respectivamente) El Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ) al que hace referencia el Artículo 139 del Reglamento de la LCE en su literal c), numeral II), también se encuentra definido en el Anexo de la LCE 9 y corresponde al sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y la demanda. Por otro lado, todas las nuevas instalaciones que se construyan posteriormente al 23 de julio de 2006 en que se emitió la Ley N y que no forman parte del Plan de Transmisión 10, se consideran como instalaciones Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44 y 62 de la Ley; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27 de la Ley N 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente: a) Criterios Aplicables I) El pago mensual que efectúen los generadores por las instalaciones de transmisión se denomina compensación. II) Las instalaciones de transmisión a que se refiere este artículo comprenden tanto las pertenecientes al Sistema Secundario de Transmisión como al Sistema Complementario de Transmisión, salvo que se indique lo contrario. III) El Plan de Transmisión se refiere al definido en el Artículo 21 de la Ley N IV) El pago que realicen los consumidores se denomina Peaje que se aplicará como un cargo por unidad de energía consumida. Para el caso de instalaciones que comprenden el sistema de transmisión, a que se refiere el Artículo 128, el pago incluirá además del Peaje, la aplicación de los factores nodales de energía y los factores de pérdidas de potencia. V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte de diez (10) años, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda. VI) El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión corresponde al monto anual que permite retribuir los costos de inversión, operación y mantenimiento. VII) Los costos de explotación son los definidos en el Artículo 1 de la Ley N VIII) Los Ingresos Esperados Anuales corresponden al monto que se debe liquidar anualmente. IX) La Tasa Mensual para el cálculo de las Tarifas y Compensaciones; así como, para la actualización de los ingresos mensuales de la liquidación anual, se determina aplicando fórmulas de interés compuesto y la Tasa de Actualización anual establecida en el Artículo 79 de la LCE. b) ( ) c) Responsabilidad de Pago ( ) III) Para las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión no contempladas en ninguno de los casos anteriores, OSINERGMIN definirá la asignación de responsabilidad de pago a la generación o a la demanda, o en forma compartida entre ambas. Para ello, deberá tener en cuenta el uso y/o el beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o demanda, así como, lo dispuesto por el cuarto párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO: Es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del servicio. Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adaptado. Artículo 1 - Definiciones 21. Plan de Transmisión.- Estudio periódico, aprobado por el Ministerio, que identifica, mediante un análisis centralizado, los requerimientos de equipamiento de transmisión necesarios para mantener o mejorar la calidad, fiabilidad, seguridad o economía del sistema para un horizonte no mayor de diez (10) (periodo ) Página 4 de 349

11 del SCT definidas en el Artículo 27.1 de la Ley N , las mismas que en cumplimiento del inciso b) del Artículo 27.2 de dicha Ley 12 se regulan según los criterios establecidos en la LCE. El Sistema Eléctrico a Remunerar (en adelante SER ) al que hace referencia el literal c) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, es la configuración del sistema de transmisión considerado para la determinación de los Peajes y Compensaciones de cada titular. Para la determinación y asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139 del Reglamento de la LCE establece el procedimiento a ser seguido por OSINERGMIN para definir la asignación de compensaciones a la generación o a la demanda o en forma compartida entre la demanda y la generación, tomando en cuenta el uso y/o beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios. Para cumplir con estos mandatos de la LCE y, considerando el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, de acuerdo con lo establecido en la Ley N Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, OSINERG (ahora OSINERGMIN) mediante Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 11 de enero de 2003, aprobó la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, en cuyo Anexo B se establece el Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante PROCEDIMIENTO ). Posteriormente, la Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 21 de setiembre de 2004, modificó el numeral 5.2 del Artículo 5 de la referida Norma y el Anexo B mencionado. Dicha modificación respondía a la necesidad de establecer un período mayor para llevar a cabo la regulación de los SST, a fin de optimizar los requerimientos de información y su procesamiento para el cálculo de las tarifas y compensaciones de los mismos, además del hecho de que las principales variables que intervienen en la determinación de las tarifas de los SST mantienen una tendencia estable en el mediano plazo. Mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se aprobó el Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, el cual complementariamente a la Resolución OSINERG N OS/CD, incorpora lo dispuesto en la Ley N Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, en años. Este estudio tiene como producto un plan recomendado de obras de transmisión que considere los diversos escenarios de la expansión de la generación y de crecimiento de la demanda futura, el cronograma de ejecución y la asignación de las compensaciones para su remuneración Se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión aquellas que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios Agentes. Además, son parte del Sistema Complementario de Transmisión todas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente: ( ) b) OSINERG establecerá el monto máximo a reconocer como costo de inversión, operación y mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión. ( ) (periodo ) Página 5 de 349

12 concordancia con el Reglamento de la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, aprobado mediante Decreto Supremo N PCM. Con Resolución OSINERGMIN N OS/CD, publicada el 14 de enero de 2008, se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios tarifarios que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los titulares de los SST y SCT (en adelante NORMA TARIFAS ). Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS: Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD, N OS/CD y N OS/CD. Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión: (i) cuya primera versión fue publicada el 12 de abril de 2008 con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, la cual se modificó y quedó firme según las Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD y N OS/CD, ambas publicadas el 22 de junio de 2008; (ii) así como la segunda versión de la misma, publicada el 31 de marzo de 2009 con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, la cual se modificó y quedó firme con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD publicada el 09 de junio de Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N OS/CD. 1.2 Proceso de regulación en curso de los SST y SCT Mediante la Primera Disposición Transitoria de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se estableció que el PROCEDIMIENTO, correspondiente al período de vigencia , se inicie excepcionalmente antes del 01 de abril de (periodo ) Página 6 de 349

13 A solicitud de diversas empresas concesionarias, mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD se postergó, hasta el 01 de junio de 2008, el plazo para la presentación de los estudios técnicos económicos que sustenten las propuestas de Fijación de Peajes y Compensaciones para los SST y SCT, correspondiente al período de vigencia Las etapas siguientes fueron reprogramadas a fin de cumplir con la publicación de las tarifas y compensaciones de los SST y SCT a más tardar el 15 de abril de En cumplimiento del PROCEDIMIENTO reprogramado, hasta el 01 de junio de 2008 veintitrés (23) empresas titulares de instalaciones de transmisión de energía eléctrica, presentaron los Estudios Técnicos Económicos que sustentan sus propuestas con relación a la Fijación de Tarifas y Compensaciones de sus SST y SCT, para el periodo mayo 2009-abril 2013 (en adelante y en conjunto PROPUESTAS INICIALES ) [Ver Referencia 1]. Dichas propuestas fueron evaluadas por OSINERGMIN a fin de determinar su admisibilidad al presente proceso regulatorio. Como resultado de lo cual, mediante Oficio N GART, de fecha 19 de junio 2008, se notificó a las TITULARES las observaciones relacionadas con la admisibilidad de sus propuestas al proceso regulatorio [Ver Referencia 2], lo cual fue respondido dentro del plazo establecido para el efecto [Ver Referencia 3]. Con Oficio N GART, de fecha 22 de julio 2008, OSINERGMIN notificó a las TITULARES sobre los resultados de la admisibilidad de sus propuestas al proceso de fijación de tarifas de los SST y SCT para el período , señalando que ello no otorga conformidad del contenido ni de los resultados presentados en dicho estudio, dado que serán materia de revisión en las etapas posteriores del presente proceso [Ver Referencia 4]. Con la finalidad de promover, en un entorno de mayor transparencia, la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.), como parte del PROCEDIMIENTO OSINERGMIN convocó una primera Audiencia Pública que se desarrolló entre los días 05 y 06 de agosto de El objetivo de esta audiencia fue que los TITULARES expongan el sustento técnico - económico de sus propuestas de tarifas y compensaciones para los SST y SCT. A través del Oficio N GART, de fecha 03 de setiembre de 2008, OSINERGMIN remitió a los TITULARES, los informes respectivos, conteniendo las observaciones a los estudios técnico económicos presentados por las mismas como sustento de sus propuestas tarifarias para los SST y SCT [Ver Referencia 5]. Dentro del plazo establecido para el efecto, las TITULARES presentaron las respuestas a las observaciones hechas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, las mismas que para efectos del presente proceso regulatorio se consideran como las PROPUESTAS FINALES correspondientes [Ver Referencia 6]. Con fecha 02 de febrero de 2009, se publicó la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, mediante la cual se prepublicó el Proyecto de Resolución con la que se fijarían las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de (periodo ) Página 7 de 349

14 Transmisión, aplicables para el periodo comprendido entre el 1 de mayo de 2009 y el 30 de abril de 2013, a fin que los interesados presenten sus opiniones y sugerencias. Asimismo, el Consejo Directivo de OSINERGMIN convocó a una segunda Audiencia Pública la misma que se llevó a cabo el 10 de febrero de 2009, en la cual OSINERGMIN realizó la exposición y sustento de los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el presente procedimiento de fijación tarifaria de los SST y SCT. Cabe resaltar que la realización de esta Audiencia Pública se produjo de manera descentralizada y simultánea en tres ciudades del país: Lima, Arequipa y Piura, a través de un sistema de multi videoconferencia. Hasta el 24 de febrero de 2009 los interesados en la regulación tarifaria de SST y SCT, en curso, presentaron sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los SST y SCT. En esta situación, el 01 de abril de 2009 se publicó el Decreto Supremo N EM, cuyo Artículo 2 modificó el literal d) del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante RLCE ), en el que entre otras modificaciones, le agrega el numeral VI, el cual establece que en cada proceso regulatorio de los SST y SCT se debe prever una etapa de aprobación del Plan de Inversiones, previa a la fijación de Tarifas y Compensaciones. En mérito a dicho Decreto Supremo N EM, mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD, OSINERGMIN reformuló el cronograma del proceso de regulación de los SST y SCT, aprobándose con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD los Planes de Inversión en cada una de las Áreas de Demanda, previa evaluación de las premisas y cálculos que presentaron las TITULARES en las etapas previas y evaluación de las opiniones y sugerencias a la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD en lo referente a la proyección de la demanda y la definición del Sistema Eléctrico a Remunerar en cada Área de Demanda. Hasta el 22 de junio de 2009, 10 empresas concesionarias de electricidad presentaron sus recursos de reconsideración contra la referida Resolución OSINERGMIN N OS/CD, que aprobó los Planes de Inversión. Asimismo, el 01 y 02 de julio de 2009, se realizó la Audiencia Pública en donde los recurrentes sustentaron sus recursos de reconsideración. Como resultado del análisis de los recursos de reconsideración, OSINERGMIN consignó en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD el Plan de Inversiones modificado, en mérito a lo resuelto en las resoluciones emitidas en atención a cada uno de los 10 recursos de reconsideración presentados en contra de la indicada Resolución OSINERGMIN N OS/CD. De conformidad con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD que reformuló el proceso de regulación de los SST y SCT en curso, mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD se efectuó la prepublicación del proyecto de resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de (periodo ) Página 8 de 349

15 Transmisión, aplicables para el periodo comprendido entre el 01 de noviembre de 2009 y el 30 de abril de 2013 (en adelante PREPUBLICACIÓN ), a fin que los interesados presenten sus opiniones y sugerencias pertinentes a esta etapa del proceso. Asimismo, mediante la misma Resolución OSINERGMIN N OS/CD se convocó a Audiencia Pública para que OSINERGMIN exponga y sustente los criterios, metodología y modelos económicos utilizados para la determinación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT. Cabe señalar que esta audiencia se realizó el 14 de setiembre de 2009 de manera descentralizada y simultánea en tres ciudades del país: Lima, Arequipa y Piura. Por otro lado, mediante Oficio N MEM/DGE, de fecha 05 de octubre de 2009, la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas se pronunció respecto a los proyectos contenidos en el Plan de Inversiones que licitará con arreglo a lo establecido en el numeral VI) del literal d) del Artículo 139 del RLCE. Hasta el 24 de setiembre de 2009, veintitres (23) empresas presentaron sus opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, cuyo análisis es materia del presente informe. En la siguiente Figura 1-1 se muestra el cronograma de las últimas etapas del proceso que se viene llevando a cabo con base en el PROCEDIMIENTO descrito. (periodo ) Página 9 de 349

16 Figura 1.1 Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT (Período ) m Publicación de la Resolución de aprobación de Planes de Inversión o Publicación de los Recursos de Reconsideración y convocatoria a Audiencia Pública q Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración s Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración u Publicación en página WEB de OSINERGMIN del proyecto de Resolución w Opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la Prepublicación y Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso) aa Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración ac Resolución de Recursos de Reconsideración 30-May- 31-Jul- 03-Sep- 15-Oct- 30-May 22-Jun 23-Jun 30-Jun 07-Jul 31-Jul 03-Ago 03-Sep 07-Sep 14-Sep 24-Sep 15-Oct 05-Nov 12-Nov 19-Nov 26-Nov 29-Dic 05-Ene d 1d 4d 5d 15d 1d 23d 2d 5d 8d 13d 15d 5d 5d 5d 20d 3d Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso) n Audiencia Pública para sustentar Recursos de Reconsideración p Resolución de Recursos de Reconsideración r Prepublicación del Proyecto de Resolución que fija los peajes y compensaciones, la Relación de Información que la sustenta y convocatoria a Audiencia Pública t Audiencia Pública de OSINERGMIN- GART v Publicación de las Resoluciones de Peajes y Compensaciones x Publicación de los Recursos de Reconsideración y convocatoria a Audiencia Pública z Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de Reconsideración ab Publicación de las Resoluciones que resuelven Recursos de Reconsideración ad (periodo ) Página 10 de 349

17 2. Análisis de Opiniones y Sugerencias Como resultado de la PREPUBLICACIÓN de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT para el período de vigencia noviembre abril 2013, realizada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se han recibido las opiniones y sugerencias de las siguientes 23 empresas: GENERADORAS (11): Electroperú S.A. (ELECTROPERÚ), Duke Energy Egenor S. en C. por A. (EGENOR), Generadora de Energía del Perú S.A. (GEPSA), Termoselva S.R.L. (TERMOSELVA), SN Power Perú Holding S.R.L. (SN POWER), Kallpa Generación S.A. (KALLPA), Enersur S.A. (ENERSUR), Edegel S.A.A. (EDEGEL), Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (EGEMSA), Sociedad Minera Corona S.A. (SMC), Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (CONENHUA). TRANSMISORAS (4): Red de Energía del Perú S.A. (REP), Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (ISA PERU), Eteselva S.R.L. (ETESELVA), Etenorte (ETENORTE). DISTRIBUIDORAS (7): Edelnor S.A.A. (), Luz del Sur S.A.A. (LUZ DEL SUR), Edecañete S.A. (EDECAÑETE), Electrocentro S.A. (ELECTROCENTRO) Electrosurmedio S.A. (ELECTROSURMEDIO), Consorcio Eléctrico de Villacuri S.A.C. (COELVISAC) y Electronorte S.A. (ELECTRONORTE). OTRAS (1): Compañía Minera Antamina S.A. (ANTAMINA). En la presente sección se efectúa un análisis de los principales temas respecto a los cuales se han presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN y que ameritan la precisión de determinados aspectos desarrollados en el Informe N GART, el cual sustenta los criterios, metodología y modelos empleados para lo prepublicado mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. El análisis de cada una de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, se desarrolla en el Anexo J del presente informe. (periodo ) Página 11 de 349

18 Cabe hacer mención que en el presente informe no se realiza el análisis de las opiniones y sugerencias presentadas con relación a la actualización de costos de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión o con la definición de los Planes de Inversión en transmisión, lo cual quedó administrativamente a firme mediante las Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD y OSINERGMIN N OS/CD, respectivamente. 2.1 Sobre la Valorización de Instalaciones Opiniones Algunas empresas que han presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, consideran que para la valorización de las instalaciones debe aplicarse la 3ra versión de la Base de Datos de Módulos Estándares y no la 2da versión según lo mencionado en la Audiencia Pública realizada el 14 de setiembre de Por otro lado, una empresa generadora opina que por ser sus instalaciones existentes al 23 de julio de 2006, debe aplicarse la 1ra versión de dicha Base de Datos y no la 3ra, conforme señala, lo ha hecho erróneamente OSINERGMIN. Mientras que otras empresas manifiestan que los módulos aplicados no concuerdan con las características de sus instalaciones o los valores resultantes son incoherentes. Análisis Respecto a estas opiniones es preciso mencionar que la primera Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión (en adelante Base de Datos ), quedó establecida mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (publicada el 12 de abril de 2008) y sus modificatorias, las Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD y N OS/CD (publicadas el 22 de junio de 2008), que resolvieron los recursos de reconsideración que se presentaron impugnándola. Esta primera versión de la Base de Datos (publicada en la Web de OSINERGMIN en una carpeta denominada V1a) se basa en los costos de equipos, materiales, recursos y obras correspondientes al año Asimismo, es también necesario mencionar que la Modificación de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para los Sistemas de Transmisión y su Actualización con Costos 2008 quedó establecida mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (publicada el 31 de marzo de 2009) que aprobó dicha modificación y actualización y, en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (publicada el 09 de junio de 2009) emitida como producto de los recursos que se presentaron en contra de la misma. Esta segunda versión de la Base de Datos (publicada en la Web de OSINERGMIN en una carpeta mal denominada V3) se basa en los costos de equipos, materiales, recursos y obras correspondientes al año (periodo ) Página 12 de 349

19 En este sentido, la primera versión de la Base de Datos aprobada el 12 de abril de 2008, refleja los costos de los equipos y materiales comprados en el año 2007 y que podrían haber entrado en operación en el año 2008, mientras que la segunda versión de la Base de Datos aprobada el 31 de marzo de 2009 refleja los costos de los equipos y materiales comprados en el año 2008 y que podrían haber entrado en operación a partir de su entrada en vigencia (01 de abril de 2009). Ahora bien, de acuerdo con la Tercera Disposición Transitoria del Decreto Supremo N EM, por excepción el período que comprende el Primer Plan de Inversiones de las instalaciones que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda, se inicia a partir de la vigencia de la Ley N 28832, es decir desde el 24 de julio de 2006, lo cual obliga a considerar y valorizar las instalaciones que entraron en operación (Altas) a partir de esta fecha, período para el cual no existe una Base de Datos de Costos de Sistemas de Transmisión. Ante esta situación, OSINERGMIN consideró que la primera versión de la Base de Datos refleja costos más próximos a los que corresponderían al periodo comprendido entre el 24 de julio de 2006 y el 12 de abril de 2008 en que se aprobó dicha primera versión. Bajo estos criterios, las inversiones que entraron en operación desde el 24 de julio de 2006 hasta el 31 de marzo de 2009 se han valorizado con la primera versión (carpeta V1a) de la Base de Datos y las que entraron o entrarán en operación a partir del 01 de abril de 2009 hasta el 30 de marzo de 2013 se han valorizado con la segunda versión (carpeta V3) de la Base de Datos debido a que entró en vigencia precisamente el 01 de abril de Cabe señalar que este aspecto fue tratado por algunas empresas en los recursos de reconsideración que se presentaron contra la Resolución OSINERGMIN N OS/CD que aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión del período comprendido entre el 24 de julio de 2006 al 30 de abril de 2013, declarándose infundados los extremos correspondientes en las resoluciones que resolvieron dichos recursos de reconsideración. En cuanto a los SST tipo generación o generación/demanda, es del caso señalar que éstos se han valorizado aplicando la segunda versión (V3) de la Base de Datos, toda vez que su valorización obedece al concepto de Valor Nuevo de Reemplazo de un Sistema Económicamente Adaptado. Sobre la aplicación de módulos que no concuerdan con las características de las instalaciones o posibles incongruencias en los resultados, ello ha sido revisado y, en donde ameritó, se ha procedido a efectuar las correcciones correspondientes. Al respecto, es necesario mencionar que las inversiones previstas a partir de abril de 2009 en el Plan de Inversiones, se han actualizado aplicando la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión a ser modificada mediante resolución aparte, como consecuencia de la corrección de algunos errores a los que ha hecho referencia la empresa en sus comentarios a la PREPUBLICACIÓN. (periodo ) Página 13 de 349

20 En el Anexo A del presente informe se muestra el Plan de Inversiones con su valorización debidamente corregida de acuerdo a lo señalado en los párrafos anteriores. 2.2 Sobre la determinación de las Alícuotas de los SSTD existentes al 23 de julio de 2006 Opiniones Algunas empresas que han presentado opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, manifiestan que para el cálculo de la alícuota de los elementos en subestaciones que conforman el SSTD, según información brindada por OSINERGMIN, se está considerando sólo el costo modular de cada elemento, sin considerar los costos de inversión comunes, tales como: celdas de acoplamiento, servicios auxiliares, obras civiles generales, edificio de control, red de tierra profunda, instalaciones eléctricas al exterior, costo del terreno, supervisión, gastos administrativos del titular, gastos financieros, centro de control y telecomunicaciones. En ese sentido, se solicita que dicha alícuota sea calculada a partir del costo modular del elemento entre el costo total del SST valorizado con costos modulares. Asimismo, como parte de sus opiniones y sugerencias, diversas empresas han señalado que OSINERGMIN ha omitido la alícuota de algunos elementos existentes que se mantienen en operación, ha determinado otras alícuotas considerando módulos de características diferentes a las reales y por otro lado ha incluido elementos de transmisión cuya propiedad es de otra titular de transmisión o pertenecen al SCT. Análisis Efectivamente, debido a que la mayoría de las TITULARES no han proporcionado información suficiente respecto a sus subestaciones del SSTD, OSINERGMIN ha determinado las ALÍCUOTAS de cada Elemento de las subestaciones que conforman dicho SSTD como el cociente de su propio valor entre el valor total de los Elementos correspondientes a un titular en un Área de Demanda, lo cual conforme a lo observado originaría un mayor descuento del CMA inicial del SSTD cuando se dé de baja a alguno de estos Elementos. Por tal razón, se ha revisado la información proporcionada por algunas TITULARES sobre los costos de subestaciones que conforman su SSTD, obteniéndose los siguientes resultados: EN SET MAT/AT % Costo Elementos % Costos Comunes 76,8% 23,2% LUZ DEL SUR 67,0% 33,0% OTRAS 66,4% 33,6% (periodo ) Página 14 de 349

21 EN SET AT/MT % Costo Elementos % Costos Comunes 70,2% 29,8% LUZ DEL SUR 68,2% 31,8% OTRAS 67,6% 32,4% Con estos resultados y dado que, según el numeral de la Norma Tarifas, las ALÍCUOTAS deben determinarse como el cociente de su propio valor entre el valor total del SSTD del correspondiente titular en un Área de Demanda, éste último se ha recalculado agregando al valor total de los Elementos de las subestaciones el correspondiente porcentaje de Costos Comunes consignados en los cuadros anteriores. En cuanto a los demás errores señalados por diversas empresas como parte de sus opiniones y sugerencias, se ha efectuado la revisión de cada caso y se ha procedido a corregir, en donde corresponda, según el análisis de cada observación que se realiza en el Anexo J que forma parte del presente informe. Las ALÍCUOTAS de los SSTD, por titular de transmisión y por Área de Demanda, debidamente corregidas, se muestran en el Anexo C que forma parte del presente documento. 2.3 Sobre las instalaciones dadas de alta o de baja Opiniones Dos empresas opinan que OSINERGMIN ha dado de baja instalaciones y equipos pertenecientes al SST, de manera injustificada y unilateral, no estando ello acorde con lo establecido en la normativa vigente y con los principios de la regulación. Asimismo, manifiestan que al respecto la normativa establece que la baja de los elementos y equipos debe considerarse en las liquidaciones respectivas, de acuerdo a las fechas que estos elementos o equipos fueron dados de baja en forma definitiva. No se prevé, que con anticipación se estime que en el futuro algunas de las instalaciones probablemente sean dadas de baja. Por tales razones, sostienen que OSINERGMIN no cumple con el criterio de transparencia al no sustentar los criterios o razones que lo han llevado a dar de baja a las instalaciones y equipos indicados, ni con el criterio de predictibilidad debido a que las Normas bajo las cuales se viene desarrollando el proceso regulatorio de los SST y SCT no establecen ningún criterio bajo los cuales OSINERGMIN esté facultado a dar de baja elementos que se encuentren operativos y que no han sido reportados como baja por las empresas. (periodo ) Página 15 de 349

22 Análisis Con relación a la baja de transformadores, que las opinantes indican mantener como parte de su reserva, es del caso mencionar lo expuesto en el análisis de la Opinión 10 de, contenido en el Informe N GART, el cual se transcribe a continuación: En el presente proceso regulatorio se mantiene el mismo criterio de reserva empleado para las regulaciones tarifarias anteriores, que consiste en una capacidad de transformación equivalente a la unidad de mayor potencia instalada; este criterio es aplicable en los sistemas con demandas iguales o mayores a 30 MW. Cabe mencionar que la remuneración de esta reserva está incluida en el CMA de los SSTD determinados en aplicación del Artículo 24º de la NORMA TARIFAS, salvo los casos que como parte del Plan de Inversiones se implemente transformadores de mayor capacidad que impliquen un transformador de reserva de la misma magnitud y el anterior transformador de reserva sea destinado a operar en alguna subestación dentro del Área de Demanda. En ese sentido, no es posible considerar para la transformación una capacidad de reserva mayor a la que se circunscribe en este criterio, el cual es de aplicación uniforme para todas las empresas titulares de SSTD. Bajo este criterio, el cual se ha venido aplicando en las regulaciones anteriores, no es correcto el comentario en el sentido que OSINERGMIN no cumple con el criterio de transparencia al no sustentar los criterios o razones que lo han llevado a dar de baja a las instalaciones y equipos indicados por las opinantes. No obstante, como producto del análisis de la opinión presentada por, sobre este aspecto, se ha encontrado razonable desde el punto de vista técnico, considerar como parte del SSTD un polo de 40 MVA y uno de 28 MVA que vienen sirviendo de reserva para los bancos de transformadores monofásicos 220/60 kv de 3 X 40 MVA y 3 X 28 MVA, así como un transformador trifásico 60/10 de 25 MVA, existentes al 23 de julio de 2006 en el Área de Demanda 6. En cuanto a la reserva para los bancos de transformadores monofásicos de 3 X 60 MVA, ésta sí ha sido considerada como parte del Plan de Inversiones, pues se incluyó en éste el polo de reserva 220/60 kv de 60 MVA recientemente comprado por esta empresa, el cual se encuentra ubicado en la SET Barsi. Sobre la baja prevista en años próximos, de algunas celdas o tramos de líneas de transmisión en 60 kv, señalados por las opinantes, ello se debe a que según el análisis eléctrico realizado para la definición de la expansión de los sistemas de transmisión, dichos tramos de línea quedarán sin uso desde el momento en que se implementen las nuevas instalaciones consideradas en el Plan de Inversiones aprobado. Al respecto, como bien lo señala particularmente, la única línea que ha declarado como baja es la línea 60 kv Santa Rosa Antigua Santa Rosa Nueva L-701 (0,25 km), lo cual es obvio dado que esta baja ocurrió en marzo de 2008, mientras que los otros tramos de líneas, señalados por la misma en su Cuadro N 1, se ha considerado darles de baja precisamente en la misma oportunidad en que se ha previsto entrarán en servicio las nuevas (periodo ) Página 16 de 349

23 instalaciones que dejarían en desuso dichos tramos de línea, siendo por tanto en aquella oportunidad que tendrá que declarar y firmar las actas de baja respectivas, de conformidad con lo establecido en la Norma de Altas y Bajas. En este orden de ideas, queda descartado que OSINERGMIN no cumpla con el criterio de predictibilidad, puesto que la decisión de prever la baja de algunos elementos de transmisión en el momento que quedan en desuso, por la implementación de las nuevas instalaciones que las reemplazarían, es acorde con el plan de expansión de la transmisión y no se contrapone con lo establecido en la Norma de Altas y Bajas. Obviamente, según la Norma de Altas y Bajas, las bajas previstas en el período de vigencia de la presente regulación, tendrán que ser declaradas oportunamente por la empresa, a fin de que mediante acta se precise la fecha de su ocurrencia y sea considerada definitivamente en la liquidación próxima siguiente. Finalmente, cabe señalar que, con respecto al pedido de las opinantes, se procedió a revisar la normativa vigente encontrándose que la Disposición Transitoria Única de la NORMA TARIFAS precisa que, para efectos de la fijación de las tarifas que se aplicarán a partir del 1 de mayo de 2009 (postergada al 1 de noviembre de 2009): o Se incluirán las bajas previstas desde el 1 de marzo de 2009 hasta el último día calendario de febrero de o Se incluirán las bajas sucedidas en el sistema de transmisión desde la vigencia de la Ley Nº hasta el último día calendario de febrero de En mérito a lo señalado en el párrafo anterior y dado que no todas las titulares de transmisión han cumplido con la gestión necesaria para la aprobación de sus altas y bajas, preliminarmente consideradas en la PREPUBLICACIÓN, se ha procedido a retirar todas aquellas que no cuentan con el acta respectiva desde la vigencia de la Ley Nº hasta el último día calendario de febrero de Asimismo, de conformidad con la normativa vigente se mantienen las bajas previstas desde el 1 de marzo de 2009 hasta el último día calendario de febrero de En el Anexo L se muestra la relación de instalaciones que en la PREPUBLICACIÓN se consideraron como altas o bajas y que por no contarse en la actualidad con las actas respectivas, no han sido consideradas en la presente etapa de publicación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT para el período de vigencia del 01 de noviembre 2009 al 30 de abril de (periodo ) Página 17 de 349

24 2.4 Sobre los Factores de Pérdidas Medias Opiniones Dos empresas generadoras han indicado que OSINERGMIN debe publicar los archivos DZ que sustentan los flujos de potencia y pérdidas que se han utilizado para la determinación de los factores de pérdidas medias. Análisis Dichos archivos DZ han sido publicados en la Web de OSINERGMIN dentro del plazo establecido para el efecto, en la carpeta denominada ARCHIVOS DZ PARA FPMed, la cual forma parte de la información que sustenta la PREPUBLICACIÓN de las Tarifas y Compensaciones para los SST y SCT, cuya ruta vía Internet es: uciones.html. 2.5 Sobre la determinación del CMA de SSTD Opiniones Algunas empresas observan que OSINERGMIN no considera el criterio de la actualización mensual de la demanda de energías en el cálculo del CMA del SSTD tal y como se ha venido realizando en el cálculo de los Peajes obtenidos en las regulaciones anteriores. Sostienen que OSINERGMIN, de manera incorrecta, suma en forma aritmética los valores de demanda de los 12 meses registrados en el periodo agosto 2005 julio 2006 y emplea este valor como denominador para el cálculo del Peaje, lo cual se contrapone con la forma en que se ha venido calculando el Peaje a la fecha y con lo establecido en el Artículo de la Norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión (Norma Tarifas) aprobada con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Además, indican que la Norma Tarifas precitada no señala en el artículo mencionado ni en otra parte de su contenido, que debe aplicarse la suma aritmética de las demandas mensuales de los 12 meses, por lo que deja a los criterios de coherencia, analogía y expansión asignar la cualidad de la demanda, pues el cálculo del CMA por parte de OSINERGMIN está perjudicando a las empresas con transmisión secundaria al reconocerles un valor menor a lo debido, impidiendo la recuperación del mismo. Algunas de estas empresas opinantes, adicionalmente señalan que dicho criterio se mantiene vigente en la formulación del cálculo de Peaje, según se explica en el Artículo 25 de la Norma Tarifas. Por lo tanto, consideran que la demanda mensual de agosto julio 2006 debe ser actualizada a la fecha determinada como vigente para que puedan sumarse, ya que no es lo mismo sumar aritméticamente elementos de diferente período y valor recurrente, que elementos a un mismo período e igual condición actualizada. (periodo ) Página 18 de 349

25 Por otro lado, se han planteado observaciones en el sentido que OSINERGMIN ha considerado para el cálculo del CMA inicial consumos inferiores a los reales en el período agosto julio 2006, que calcula el CMA inicial de algunos elementos para los cuales se ha determinado su alícuota y ha omitido el cálculo del CMA para algunos SSTD, entre otras. Análisis Se incurre en error conceptual al tratar de relacionar el cálculo de un Peaje Unitario con el cálculo del CMA inicial del SSTD, al no tener presente que mientras el primero se determina mediante el cociente de dos valores que necesariamente deben estar referidos a la misma fecha, el segundo es el cálculo de un valor de CMA inicial equivalente al ingreso anual por el servicio de transmisión que vienen percibiendo las empresas por el total de sus instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes al 23 de julio de La forma de obtener el valor actualizado de este CMA inicial, precisamente es mediante el producto de la energía vendida durante un año por el Peaje Unitario vigente. Es por ello que la Norma Tarifas en su numeral define al término Dn como la sumatoria de las demandas de energía aguas abajo de cada nivel de tensión n y al término Pn como el Peaje Secundario acumulado del nivel de tensión n en Ctm. S/./kWh fijado para el titular t, vigente al 31 de marzo de Es más, la misma Norma Tarifas en su numeral precisa que para el cálculo anteriormente indicado, se emplean los valores de la demanda de energía correspondiente al período anual comprendido desde el mes de agosto de 2005 hasta julio de 2006, así como el Peaje, Factores de Pérdidas Marginales y las Tarifas en Barra, vigentes al 31 de marzo de Distinto sería si la norma hubiese indicado, a cambio de lo establecido, que los ingresos se calculen mes a mes multiplicando la energía mensual por el Peaje vigente en cada mes, donde para poder sumarlos hubiese tenido que llevarse todos estos resultados parciales a la misma fecha (31 de marzo de 2009, según la normativa) mediante la tasa de descuento mensual correspondiente. En cuanto a los demás errores señalados por diversas empresas como parte de sus opiniones y sugerencias, se ha efectuado la revisión de cada caso y se ha procedido a corregir en donde corresponde, según el análisis de cada observación que se realiza en el Anexo J que forma parte del presente informe. Los CMA iniciales de los SSTD, por titular de transmisión y por Área de Demanda, debidamente corregidos, se muestran en el Anexo B que forma parte del presente documento. (periodo ) Página 19 de 349

26 2.6 Sobre el Ingreso Tarifario de determinadas instalaciones MAT y MAT/MAT Opiniones La empresa concesionaria a cargo de estas instalaciones ha observado incoherencias en el cálculo del Ingreso Tarifario (IT) correspondiente a algunas de estas instalaciones, sobre todo en las que forman parte del Área de Demanda 8, donde el IT para los periodos 2, 3 y 4 es de S/ , y , los cuales superan ampliamente el CMA de las respectivas instalaciones. Análisis Efectivamente, los valores de IT consignados en el Proyecto de Resolución han resultado desproporcionados debido a que en los resultados prepublicados se reflejaba inapropiadamente el efecto de congestión que viene presentándose en estas líneas de transmisión, razón por la cual se han revisado estos cálculos considerando las Tarifas en Barra fijadas en mayo 2009 y los flujos reales resultantes de la simulación del SEIN mediante el modelo PERSEO, ya que la NORMA TARIFAS establece que para este efecto se debe aplicar el mismo procedimiento que el establecido para el Sistema Principal de Transmisión. Al respecto, es del caso señalar que dichos precios en barra se mantienen constantes en el período de análisis (mayo 2009 a abril 2013), debido a que corresponden a valores oficialmente publicados y que incorporan el efecto de las últimas disposiciones normativas relacionadas con el tema de la congestión en la transmisión; dicho criterio se ha asumido considerando que no es factible predecir la forma en que éstas puedan ser variadas durante el periodo de vigencia de las tarifas de SST y SCT. Asimismo, cabe mencionar que los flujos mensuales por bloque horario de las indicadas instalaciones MAT o MAT/MAT, se han obtenido mediante la simulación con el modelo PERSEO del sistema real, para el periodo comprendido entre mayo 2009 y noviembre 2013, Los valores de IT de estas instalaciones MAT y MAT/MAT, debidamente corregidos, se muestran en el Anexo D del presente documento. 2.7 Sobre la determinación de Peajes y Liquidación de Ingresos Opiniones Sobre este aspecto se ha comentado que, según la Segunda Disposición Transitoria del Decreto Supremo N EM Reglamento de Transmisión, las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT que se fijen aplicando el Artículo 139 del Reglamento de la LCE se aplicarían a partir del 1 de mayo de 2009 y que mediante Decreto Supremo N EM esto se postergó al 01 de noviembre del Sin embargo, OSINERGMIN ha (periodo ) Página 20 de 349

27 efectuado el cálculo de dicho Peaje considerando un período de cuatro años que se inicia en mayo de 2009 y culmina en abril del Al no haberse previsto una aplicación retroactiva del referido nuevo Peaje, entre mayo y octubre de 2009 se estará aplicando el Peaje vigente, que evidentemente es menor al prepublicado, con lo que los ingresos de los titulares de SST y SCT se verán reducidos por una aplicación extemporánea del nuevo Peaje próximo a aprobarse. Adicionalmente, el Articulo 18 del proyecto de resolución que aprobaría los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT para el período noviembre 2009 y abril 2013, establece que por excepción, la primera liquidación a la que se refiere la norma de Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica y la norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, debe efectuarse en la fijación de mayo del 2011 comprendiendo el periodo noviembre 2009 febrero Este artículo no permitiría que el periodo mayo 2009 octubre 2009 se incluya en una liquidación a mayo 2010, lo cual perjudicaría aún más a las titulares de transmisión si se tiene en cuenta lo indicado en el párrafo precedente, pues el menor ingreso entre los meses de mayo y octubre de 2009 producto de la aplicación de un menor Peaje recién se liquidaría en mayo del Por las razones expuestas se recomienda a OSINERGMIN realizar la primera liquidación en mayo 2010, considerando la recuperación de los ingresos dejados de percibir por menor Peaje en el período mayo octubre Análisis Sobre la forma de calcular el Peaje unitario, cabe mencionar que la normativa establece que dicho Peaje se realiza considerando un período de 4 años, pudiendo haber sido este período de noviembre 2009 a octubre de 2009, para lo cual se tendrían que haber aprobado las nuevas inversiones en transmisión hasta octubre 2009 y considerar a la vez la demanda proyectada hasta este mismo mes. Sin embargo, dado que el Plan de Inversiones aprobado sólo incluye las inversiones en transmisión de julio 2006 hasta abril de 2013 y a fin de dar estricto cumplimiento a la metodología de cálculo del Peaje unitario establecido en la normativa vigente, se consideró el período de 4 años comprendido entre el 01 de mayo de 2009 y el 30 de abril de En ese sentido, es del caso señalar que todos los costos considerados para el cálculo del referido Peaje Unitario están referidos al 30 de marzo de 2009, por lo que los valores iniciales de los coeficientes correspondientes a las fórmulas de actualización respectivas, también están referidos a la misma fecha. Por otro lado, como bien se señala en el comentario, según el marco legal y la normativa pertinente, los nuevos Peajes se aplicarán a partir del 01 de noviembre de 2009 y no tienen efecto retroactivo, por lo que no corresponde incorporar en una próxima liquidación ningún ingreso adicional al obtenido por la empresa concesionaria en el período mayo octubre (periodo ) Página 21 de 349

28 Considerando que las nuevas tarifas regirán desde el 01 de noviembre de 2009, entre el 01 de abril de 2009 y el 31 de octubre de 2009 es de aplicación el Artículo 75 de la LCE, por el que, una vez vencido el período de vigencia de las tarifas y mientras no se fijen las del período siguiente, estas serán reajustadas mensualmente por los concesionarios de acuerdo a las fórmulas de reajuste vigentes, previa publicación en el diario oficial El Peruano. En cuanto a la sugerencia de que la primera liquidación de ingresos por aplicación del nuevo Peaje se efectúe en mayo 2010 y no en mayo 2011, cabe señalar que de acuerdo con el principio de eficiencia y efectividad, previsto en el Artículo 14 del Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N PCM, la actuación de OSINERGMIN se guía por la búsqueda de eficiencia en la asignación de recursos; en consecuencia, resulta conveniente que la liquidación de ingresos por aplicación del nuevo Peaje según lo establece el nuevo marco normativo de la transmisión se realice en mayo 2011, ya que no es eficiente realizar dicha liquidación para un período de sólo seis (6) meses. 2.8 Sobre las transferencias por aplicación de Peajes Opinión Sobre este aspecto, algunas empresas opinan que OSINERGMIN considere en el Artículo 12 del Proyecto de Resolución un plazo máximo de 15 días desde el inicio de mes para que los suministradores den a conocer a los titulares de SST y/o SCT el monto a transferir y un plazo máximo de 15 días para que se concrete esta transferencia desde la fecha en que se informe al suministrador el monto a transferir. Al respecto, otras empresas opinantes (distribuidoras) han señalado que sus reportes de facturación recién lo tienen el día 10 de cada mes, mientras que los generadores se reúnen en el COES los 5 de cada mes y se cierran los valores de energía los días 8 de cada mes. Asimismo, agregan que según el Decreto de Urgencia N , hasta el 31 de diciembre de 2011 se están cubriendo los retiros sin contrato que efectúen los distribuidores, los cuales son informados por el COES aproximadamente los días 10 de cada mes incluyendo ajustes de los meses anteriores. Por tales razones, opinan que los importes a transferirse por aplicación del Peaje no podrán efectuarse el día 5 de cada mes, conforme se señala en el Proyecto de Resolución. Por otro lado, plantean que OSINERGMIN debe establecer las fechas límites de transferencias, lo referente a la facturación de intereses y moras por falta de pagos e incluir un esquema ilustrativo de la manera cómo deben realizarse las transferencias, así como establecer que OSINERGMIN es quien debe informar la relación de suministradores a los titulares de cada área de demanda y determinar el monto a transferir en caso de surgir discrepancia entre suministrador y titular de transmisión en cuanto al monto a transferir. (periodo ) Página 22 de 349

29 Análisis Respecto a esta opinión, es necesario precisar que el último párrafo del Artículo 12 del Proyecto de Resolución que conforma la PREPUBLICACIÓN, señala claramente que: dentro de los primeros 5 días de cada mes, los suministradores de la energía eléctrica deben remitir a cada titular de los Sistemas Secundarios de Transmisión y/o Sistemas Complementarios de Transmisión que conforman la respectiva Área de Demanda, con copia a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN, los valores de consumo de energía de sus usuarios del mercado regulado y clientes libres, correspondientes al mes anterior, desagregados por nivel de tensión y Área de Demanda. Es decir, los primeros 5 días de cada mes, indicados en el Artículo 12 del Proyecto de Resolución, no es el plazo para que se dé a conocer las transferencias a efectuarse por la aplicación de los Peajes, sino para que cada suministrador (generador o distribuidor) dé a conocer sus registros de ventas de energía a nivel de usuario final (libres o regulados) correspondientes al mes anterior, desagregados por nivel de tensión y Área de Demanda. Esta información es la que servirá de base para que cada titular de SST y SCT facture el monto que cada suministrador debe transferirle, independientemente del tiempo que éste último pueda tomarse para facturar y cobrarle a sus clientes. Por tal razón, se consideró que para remitir la información sobre las ventas de energía a nivel de usuario final, del mes anterior, son suficientes los primeros cinco (5) días del siguiente mes, ya que para ello sólo es necesario completar la toma de lectura de medidores y no esperar una elaboración de reportes de facturación o el cierre del balance de transferencias de energía que realiza el COES. No obstante, atendiendo lo manifestado por algunas distribuidoras, se amplía este plazo a diez (10) días, dado que para algunas de ellas, por su magnitud, los 5 días establecidos podrían resultar insuficientes para completar la toma de lectura de medidores. Por otro lado, no se encuentra procedente establecer un plazo para las transferencias, a partir del día en que el titular del SST y SCT entregue al suministrador su factura correspondiente, pues este aspecto netamente comercial y lo referente a la facturación de intereses y moras por falta de pagos, se encuentran suficientemente establecidos en la normativa vigente, así como lo referente a la función de dirimencia que por Ley le corresponde a OSINERGMIN. En cuanto al esquema ilustrativo sobre la forma en que deben efectuarse las transferencias, a continuación se esquematiza lo solicitado. (periodo ) Página 23 de 349

30 DISTRIBUIDORES Información Ó de Energía entregada a Clientes Libres y Regulados por Nivel de Tensión TITULARES SST ysct Facturación a Generadores y Distribuidores por Aplicación de Peajes Información de Energía entregada a Clientes Libres por Nivel de Tensión GENERADORES Asimismo, para un mejor entendimiento, se ha visto por conveniente efectuar un ejemplo de cálculo de los montos a ser transferidos por un Suministrador que atiende a un Cliente Libre en una determinada Área de Demanda, donde participa más de una titular de SST y SCT. Este ejemplo de cálculo se muestra en el Anexo K del presente documento, en el cual también se demuestra que es posible simplificar el algoritmo establecido en el Artículo 12 del Proyecto de Resolución. Finalmente, sobre la sugerencia de establecer que OSINERGMIN debe informar a los titulares de transmisión la relación de suministradores en cada Área de Demanda, cabe señalar que el ente regulador publica en su página Web información sobre los Clientes Libres indicando al respectivo suministrador, en la que se agregará el Área de Demanda donde está ubicado cada uno de dichos Clientes Libres; sin embargo, debe tenerse presente que entre el plazo establecido para que los suministradores remitan esta información a OSINERGMIN y el tiempo que emplea este último en procesarla y publicarla existe un periodo promedio de 45 días. Sólo como referencia y con base en la información que dispone OSINERGMIN, en el Anexo O del presente documento, se muestra la relación de los Clientes Libres, indicando el respectivo suministrador y el período de vigencia del contrato de suministro correspondiente, por Área de Demanda. (periodo ) Página 24 de 349

31 2.9 Sobre la determinación de Compensaciones de los Sistemas tipo Generación o Generación/Demanda Opiniones Los comentarios que se han presentado sobre la determinación de las compensaciones por los sistemas tipo Generación o Generación/Demanda, están referidos fundamentalmente a la inclusión de Elementos que no corresponden al SEA considerado, la omisión de Elementos considerados en el SEA vigente, requerimiento de regulación de instalaciones que son de uso exclusivo de determinados clientes libres o que corresponden a instalaciones de uso exclusivo de plantas generadoras recientemente incorporadas al SEIN, la proporción del pago entre la generación y la demanda, duplicidad de compensaciones para determinadas instalaciones, etc. Análisis Dado que son un número considerable de comentarios que se han presentado respecto a este tema, el análisis de cada uno de ellos se desarrolla en el Anexo J del presente documento. No obstante, es preciso mencionar que se ha efectuado la revisión de cada caso y se ha procedido a corregir en donde corresponde. Las compensaciones por las instalaciones tipo Generación o Generación/Demanda, debidamente corregidas, se muestran en el Anexo I del presente informe Sobre la asignación de responsabilidades de pago Generadores Relevantes Dado que las opiniones que han sido presentadas sobre este tema se refieren a diversos aspectos, el análisis se desarrolla clasificándolas en 9 tipos: OPINIÓN 1 Algunas empresas opinan que los pagos mensuales de los Generadores Relevantes no deben estar sujetos a liquidación alguna, ya que ello introduce un riesgo adicional, al usar una Máxima Demanda (MD) a ser aplicable para todos los meses del año. A cambio proponen que se utilice la MD de cada mes, lo cual al menos tomaría en cuenta la situación de la red de cada mes, siendo más preciso que un cálculo anual y, en caso de producirse un desbalance en cuanto al monto recibido por el titular del SST y SCT, éste se originaría por la variabilidad de la carga, razón por la que el déficit/superávit debe ser cargado/abonado a la demanda en el siguiente periodo anual. (periodo ) Página 25 de 349

32 Análisis Al respecto, el numeral 11.4 de la norma Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT (en adelante Procedimiento de Responsabilidad de Pagos ), establece que cada año, se realizará una liquidación anual en la que se determine la diferencia entre la compensación pagada por el generador durante un periodo de doce meses y lo que corresponde pagar por dicho periodo. El fundamento de incluir dicha liquidación anual se desarrolló en el numeral del Informe Técnico N GART, el cual sustentó la Resolución OSINERGMIN N OS/CD que aprobó el Procedimiento de Responsabilidad de Pagos. Asimismo, los numerales 12.4 y 12.5 del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos detallan los cálculos que se deben realizar para dar cumplimiento a lo señalado en el numeral 11.4 al que se refiere el párrafo anterior. Además, es del caso aclarar que en el cálculo de dicha liquidación de compensaciones asignadas a los generadores, no se involucra la Máxima Demanda de un mes o del año, como erróneamente se señala en el comentario de una de las empresas opinantes, sino que ello se realiza en función a la energía conforme lo establece el Procedimiento de Asignación de Pagos. En consecuencia, las sugerencias en el sentido que los pagos mensuales de los Generadores Relevantes no estén sujetos a liquidación alguna, implicaría una modificación del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos, aspecto que no es materia del presente proceso regulatorio. OPINIÓN 2 Algunas empresas sugieren también que OSINERGMIN no regule en forma fija e inalterable para los siguientes 4 años el pago que deben efectuar los generadores por los SST y SCT, pues imposibilitaría su corrección por los adelantos o retrasos importantes de la entrada en operación de las nuevas centrales que se han previsto en el Plan de Obras considerado en las simulaciones hechas hasta el año 2013, adicionando a esto la incertidumbre respecto a la demanda proyectada y a la expansión de la transmisión en el mismo período. Asimismo, sugieren que OSINERGMIN debe establecer de manera explícita qué sucedería si, dentro del periodo considerado, ingresan unidades no previstas en la presente regulación ya que el hecho de que estas operen y no paguen las instalaciones SST y SCT, afecta de manera directa a los concesionarios de las actuales palntas de generación. Análisis De acuerdo a lo establecido en el numeral del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos, los Generadores Relevantes entre los cuales el COES debe repartir el pago de compensaciones, serán los que se aprueben en cada fijación tarifaria. Asimismo, el numeral de la Norma Tarifas establece que la distribución de la responsabilidad del pago entre los generadores (por sistemas (periodo ) Página 26 de 349

33 complementarios) de la compensación asignada a ellos, se realizará en cada fijación tarifaria o a solicitud de los interesados. Por otro lado, en el numeral VII) del literal e) del Artículo 139 del RLCE se establece textualmente: La distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se revisará en cada fijación tarifaria o a solicitud de los interesados, de acuerdo con el procedimiento que establezca OSINERGMIN En este orden de ideas, el procedimiento establecido por OSINERGMIN posibilita recalcular la distribución de las compensaciones entre los generadores a solicitud de los interesados para el caso de los sistemas complementarios, faltando precisar lo mismo para el caso de los sistemas secundarios ya que, por el mayor orden jerárquico que tiene el RLCE respecto a las resoluciones emitidas por el ente regulador, se considera que también debe de cumplirse para los SST lo establecido en el numeral VII) del literal e) del Artículo 139 del RLCE. En ese sentido, se considera procedente establecer que la revisión de la distribución de responsabilidades de pago entre los generadores de la compensación asignada a ellos, por los sistemas secundarios de transmisión y/o sistemas complementarios de transmisión, se realizará en cada fijación tarifaria o a solicitud de los interesados, debiendo en este último caso ser sustentado por el solicitante. OPINIÓN 3 Se recomienda, asimismo, que la Resolución OSINERGMIN N OS/CD sea anulada por ser inaplicable ya que, al no haber sido analizado detalladamente el método Fuerza/Distancia (F/D) por parte de OSINERGMIN, generará problemas para la remuneración de los SST y SCT, por lo que a fin de evitar conflictos y postergaciones en las inversiones de la transmisión consideran que la demanda debe remunerar íntegramente dichos sistemas. Análisis Al respecto, es necesario señalar que la anulación del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos no es materia que pueda tratarse en el presente proceso regulatorio, pues esta norma fue aprobada con antelación siguiendo un debido proceso, en el cual los agentes presentaron sus comentarios y sugerencias, los cuales fueron analizados por OSINERGMIN y sirvieron para perfeccionar la misma. Además, cabe hacer mención, que en el Estudio que sustenta las opiniones y sugerencias de la empresa KALLPA, no sólo se realizan evaluaciones numéricas que corroboran los pagos que realizarían los generadores en aplicación del método F/D, sino que en sus conclusiones no se menciona en absoluto que el método presente inconvenientes en su aplicación o sea impracticable. Asimismo, el COES tiene en proceso la Aprobación del Procedimiento Técnico Asignación de Responsabilidad de Pago de los Sistemas (periodo ) Página 27 de 349

34 Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión por Parte de los Generadores por el Criterio de Uso ; sin embargo, no se ha recibido por parte de este comité ningún comentario en el sentido que la implementación del método F/D sea impracticable o pudiera generar los inconvenientes que se señala en estos comentarios. Sin perjuicio de lo expresado en los párrafos anteriores, se aclara que el desarrollo de la trasmisión está orientado principalmente por el Plan de Transmisión cuya elaboración está a cargo del COES y por el Plan de Inversiones aprobado por OSINERGMIN, siendo ambos planes vinculantes y producto de un proceso de planeamiento donde tienen participación todos los agentes del sector eléctrico. OPINIÓN 4 Algunas empresas consideran que no es recomendable el uso combinado del método de los Factores de Distribución Topológica (FDT) y el de Fuerza/Distancia (F/D), ya que generaría situaciones inconsistentes o poco razonables ya que tienen fundamentos teóricos muy distintos entre sí. Por ejemplo, podrían darse situaciones de generadores que son relevantes con participaciones muy bajas (según el FDT) y luego paguen porcentajes muy elevados por el uso de las líneas (según F/D). Análisis Respecto a este comentario, se aclara que la aplicación de cada uno de los métodos tiene ámbitos distintos: 1. Por un lado, el método FDT ha sido utilizado por OSINERGMIN sólo para la determinación de los Generadores Relevantes y, tal como se aprecia en el análisis del comentario contenido en el numeral 0 del presente informe, es este método el que permite determinar los Generadores Relevantes en el marco de lo establecido en el Procedimiento de Responsabilidad de Pagos. 2. Por otro lado, una vez definidos los Generadores Relevantes, de acuerdo al procedimiento establecido en el Título V del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos, el COES determinará las compensaciones que los generadores deberán pagar a los titulares de los elementos del SCT y SST comprendidos en el criterio de Uso en base a la distancia eléctrica y su energía producida de acuerdo al citado procedimiento. De este modo, dentro de sus facultades OSINERGMIN ha dado cumplimiento a lo establecido en el Procedimiento de Responsabilidad de Pagos en lo referente a la determinación de los Generadores Relevantes, correspondiéndole al COES la determinación de las compensaciones que deben pagar cada uno de estos generadores relevantes a los titulares de los elementos del SCT y SST comprendidos en el criterio de Uso en base a la distancia eléctrica y su energía producida, de acuerdo a lo establecido en el Título V del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos. En tal sentido, el comentario aduciendo que la combinación de ambos métodos puede llevar a situaciones injustas o poco razonables, no es correcto, pues no existe tal combinación y, además, subyacentemente, el (periodo ) Página 28 de 349

35 comentario cuestiona, en el fondo, el Procedimiento de Responsabilidad de Pagos, lo cual no cabe ser discutido en el presente proceso regulatorio, ya que dicha norma fue aprobada en su oportunidad siguiendo un debido proceso. OPINIÓN 5 Algunas empresas consideran, asimismo, que la utilización del método FDT para la determinación de los Generadores Relevantes, ha reemplazado la definición original de Generadores Relevantes establecida en el Procedimiento de Responsabilidad de Pagos. Análisis El utilizar el método FDT para la determinación de los Generadores Relevantes, no modifica en absoluto la definición de Generador Relevante dada en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD; ya que el algoritmo del FDT, ampliamente conocido y aceptado, sólo se ha utilizado para verificar el cumplimiento de las dos condiciones 13 establecidas en la indicada definición de Generadores Relevantes, así como también tener presente el impacto de los flujos por las líneas de transmisión producto del despacho y observar de esta manera la relevancia de los flujos originados por un generador sobre un Elemento en particular. En efecto, en el análisis del comentario 6 14 que se presentó en el Informe Técnico GART, el cual sustenta la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se menciona lo siguiente: Para los casos de sistemas enmallados, también se puede determinar por la topología, si un generador es relevante para un Elemento. En este sentido, generalizando, Si por lo menos un camino eléctrico de un generador particular hasta cualquier barra de demanda pasa por un Elemento, el generador es relevante para el Elemento. Existe una excepción para esta regla, y se presenta cuando toda la generación producida en una determinada zona del sistema se consume localmente debido al mayor tamaño de la carga local La definición 4.20 del Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT dice: Generadores Relevantes para una instalación jk (Gjk): Si por lo menos un camino eléctrico de un generador particular hasta cualquier barra de demanda pasa por un Elemento, el generador es relevante para el Elemento. Hay una excepción para subsistemas principalmente de demanda. Si toda la generación (g) y demanda (d) ubicadas Aguas Arriba del Elemento jk, satisface dos condiciones, la generación no es relevante. Las condiciones son: (1) que la capacidad efectiva total de la generación (g) sea inferior a la máxima demanda de potencia de la demanda (d), y (2) la energía de toda la generación (g) sea inferior al consumo de energía de la demanda (d). Para la asignación correspondiente a los meses de mayo a marzo se considerarán la máxima demanda y energía correspondientes a cada uno de los meses indicados, mientras que para la asignación correspondiente al mes de abril se empleará la máxima demanda y generación del periodo anual mayo abril. En dicho comentario EGENOR sugiere establecer una metodología concreta para identificar los Generadores Relevantes para cada instalación. (periodo ) Página 29 de 349

36 respecto de la generación local. En este caso, esta generación no sería relevante para Elementos que estén fuera de esta zona. De este modo, la utilización del método FDT permite verificar los requisitos impuestos por el Procedimiento de Responsabilidad de Pagos, al ser capaz de determinar el área de influencia de un generador en un sistema tanto radial como mallado. No está demás mencionar que, para el caso de áreas con vínculos radiales, la utilización de los FDT permite identificar a los Generadores Relevantes cumpliendo exactamente con la definición contenida en el Procedimiento de Responsabilidad de Pagos. En conclusión, la utilización del método FDT para la determinación de los Generadores Relevantes, permite verificar el cumplimiento de la definición de los mismos, establecida en el Procedimiento de Responsabilidad de Pagos. OPINIÓN 6 Se ha manifestado también que no existe descripción alguna de la forma de cálculo ni datos respecto a la aplicación del método F/D. Análisis Con relación a este comentario, cabe señalar que según lo establecido en el Artículo 12 del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos, la aplicación del método F/D ha sido asignada al COES, tan es así que éste comité actualmente tiene en proceso la Aprobación del Procedimiento Técnico COES Asignación de Responsabilidad de Pago de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión por Parte de los Generadores por el Criterio de Uso. En consecuencia, la forma de cálculo y los datos que se emplearán para la aplicación del método F/D, estarán contenidos en el Procedimiento Técnico al que se refiere el párrafo anterior. Sin perjuicio de lo expresado en los párrafos anteriores, cabe hacer mención que en el Anexo II del Estudio que sustenta las opiniones y sugerencias de la empresa KALLPA, se ha corroborado la exactitud de las distancias eléctricas calculadas con la herramienta computacional (programa WinFlu) que implementa el cálculo de la distancia eléctrica establecida en el Procedimiento de Responsabilidad de Pagos. Asimismo, en el Anexo I del mismo Estudio, el consultor de la empresa KALLPA, ha realizado evaluaciones numéricas del pago que realizarían los generadores en aplicación del método F/D, sin concluir que dicho cálculo haya presentado inconvenientes para su aplicación. OPINIÓN 7 Algunas empresas señalan que han efectuado cálculos basados en sus propias simulaciones, obteniendo resultados de asignación de responsabilidad de pago menores a lo determinado por OSINERGMIN, por lo (periodo ) Página 30 de 349

37 que solicitan se tome en cuenta sus resultados. Adicionalmente solicitan a OSINERGMIN revisar sus simulaciones. Análisis En primer lugar se debe señalar que, de acuerdo a la normativa vigente, los cálculos para la determinación de los Generadores Relevantes los realiza el regulador y, en atención a los principios de transparencia que norma el accionar del mismo, dichos cálculos se han publicado en la página Web de OSINERGMIN para la verificación de los interesados, pudiendo estos, solicitar la corrección de dichos cálculos en el supuesto caso que se hubieran cometido errores. En ese sentido, los cálculos particulares que realicen los agentes pueden servir para observar, identificar posibles errores o sugerir mejoras metodológicas, pero no tienen mayor validez para efectos de establecer los Generadores Relevantes o la asignación de responsabilidad de pagos que debe efectuar el COES con base en dichos resultados. Finalmente, en atención a la solicitud de revisión de las simulaciones efectuadas, se ha perfeccionado el procedimiento en el sentido que la participación de cada generador en el flujo de energía anual, a través de un Elemento en análisis, se realiza en función a su participación en energía acumulada anual y no en función a un ponderado en tiempo como había sido realizado en la PREPUBLICACIÓN. Asimismo, se detectó que por error involuntario de codificación de barras, el futuro transformador 220/500 kv a ubicarse en la SET Marcona, quedó vinculado entre las barras SICN-29 (Marcona 220 kv) y SICN-41 (Paramonga Nueva 220 kv), conllevando esto a resultados no válidos para la definición de los generadores relevantes por Elemento de Transmisión, razón por la que ha procedido a efectuar nuevamente las simulaciones incluyendo la codificación de la nueva barra SIS-41 (Marcona 500 kv). OPINIÓN 8 Algunas empresas indican que es necesario hacer precisiones respecto a la configuración topológica que se utilizará para la liquidación correspondiente, ya que el ingreso de líneas puede cambiar significativamente la distancia eléctrica, y de ocurrir ello en el último mes tendría un efecto equivalente a todo un año según lo establecido en el Procedimiento de Responsabilidad de Pagos. Análisis Al respecto, los numerales 12.1 y 12.2 del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos, textualmente señalan: El COES calculará los elementos diagonales de la matriz de impedancias Zi por cada barra i donde estén conectadas centrales de generación El COES calculará la distancia eléctrica zi,j-k (Di,j-k) entre cada barra i de generación y cada elemento j-k del SCT y SST en análisis. (periodo ) Página 31 de 349

38 Asimismo, en las fórmulas y las definiciones de sus variables contenidas en los numerales y no se encuentra mayores precisiones respecto a la configuración topológica que se utilizará tanto en los periodos mensuales como en la liquidación. Por otro lado, en el proceso de aprobación del procedimiento técnico propuesto 15 por el COES, para la aplicación de lo dispuesto en el Título V del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos, se ha estimado conveniente que, para los periodos mensuales, se efectue el cálculo del valor de la distancia eléctrica zi,j-k (Di,j-k) en base a la red eléctrica en operación comercial presentada en la operación del SEIN en la máxima demanda del último día hábil del mes en evaluación. Teniendo presente el concepto del método Fuerza/Distancia, dicho criterio se encuentra razonable ya que, la configuración de la red de transmisión presenta poca o ninguna variación importante en un mes; sin embargo, cambios importantes sí pueden darse en el transcurso de un año, como puede ser cuando ingresan nuevas líneas o transformadores al SEIN. Si bien los numerales 12.1 y 12.2 (incluyendo las fórmulas contenidas en los numerales y ) del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos no establecen detalle alguno respecto a la configuración de la red a utilizarse para el cálculo de la distancia eléctrica, ello no necesariamente implica que el valor calculado de la distancia eléctrica sea un valor único para todo el año. Por lo tanto, resulta necesario precisar la forma de considerar los cambios que pueden darse en el transcurso de un año, como es cuando ingresan nuevas líneas o transformadores al SEIN en un año, a fin que sean tomados en cuenta en el cálculo de la distancia eléctrica a utilizarse en la liquidación anual. Por las razones expuestas, resulta razonable que el valor de la distancia eléctrica que se utilice para la liquidación según la fórmula del numeral del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos, sea el promedio de las distancias eléctricas utilizadas en cada uno de los doce (12) meses del año tarifario. OPINIÓN 9 Una de las empresas opinantes indica que en los cuadros 8.X de la PREPUBLICACIÓN no se consignan Compensaciones Mensuales para ciertos SST que vienen siendo utilizados exclusivamente por la Generación, es decir SSTG, pero que con la incorporación de nuevas líneas al SEIN, dichas instalaciones dejarán de ser de uso exclusivo de la generación y, por consecuencia, no se regirán por lo establecido en el numeral I) del inciso e) del Artículo 139 del RLCE, sino que pasarán a regirse por el numeral III) del mismo inciso e). Razón por la cual, considera la opinante que para dichas instalaciones se debe aplicar el método de Beneficio Económico (por no estar dentro del 15 Propuesta remitida mediente la comunicación COES/D , recibida el 04/08/2009, disponible en la página Web de OSINERGMIN (periodo ) Página 32 de 349

39 listado de instalaciones que se compensan por el método de Uso) tanto para la Asignación de Pago entre la Generación y la Demanda, por ser instalaciones no reguladas antes de la dación de la Ley 28832, como para la Asignación de Pago entre los diferentes generadores del SEIN. Análisis Como bien se señala en la opinión, ciertas instalaciones tipo SSTG existentes al 23 de julio de 2006, fecha de emisión de la Ley N 28832, no se encontraban expresamente reguladas porque de manera evidente venían siendo usadas exclusivamente por el generador que las implementó, situación que por mantenerse hasta la actualidad no ameritó incorporarlas en los cuadros 8.X. Al respecto, el tercer párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final (Armonización del marco legal de transmisión) de dicha Ley N 28832, señala textualmente lo siguiente: Cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado. La distribución al interior del conjunto de Usuarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley. De este modo, la proporción de pago entre la Generación y la Demanda quedó invariable desde la fecha de entrada en vigencia de la Ley N En consecuencia, para el caso señalado, el criterio implícito de asignación de responsabilidad de pago fue el de Uso y, la responsabilidad de pago debe seguir siendo atribuida 100% a la generación. Por otro lado, el Artículo 2 del Procedimiento de Responsabilidad de Pagos, entre otros aspectos, establece lo siguiente: En cuanto a instalaciones del SST asignadas parcial o totalmente a la generación, el presente procedimiento se aplica solo al reparto de responsabilidad de pago entre el conjunto de generadores. En consecuencia, para las instalaciones SSTG de las características descritas en el presente análisis corresponderá, cuando amerite, asignar la responsabilidad de pagos por el método de Uso (FD) entre los generadores del SEIN que previamente OSINERGMIN determine como Relevantes para cada Elemento que conforman dichos SSTG. (periodo ) Página 33 de 349

40 2.11 Tarifas y Compensaciones para SST y SCT de REDESUR, ISA PERÚ y REP En la PREPUBLICACIÓN se fijaron también las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT de las empresas concesionarias REDESUR, ISA PERÚ y REP, lo cual fue sustentado mediante el Informe N GART. Estas concesiones se rigen a un contrato específico suscrito por el Estado Peruano. Como producto de ello, las empresas REP e ISA PERU presentaron opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, cuyo análisis se desarrolla en el Anexo J del presente informe. En mérito a dicho análisis se han efectuado determinadas correcciones en la fijación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT de REP e ISA PERÚ, lo cual se desarrolla en el Anexo M del presente informe. Asimismo, en dicho Anexo se desarrolla lo referente a la determinación de las Tarifas y Compensaciones de los SST de REDESUR sobre la base de lo establecido en su contrato de concesión y, de manera complementaria, en el marco regulatorio general de la actividad de transmisión eléctrica en los aspectos que no se opongan a lo acordado en dicho contrato. (periodo ) Página 34 de 349

41 3. Análisis de Oficio 3.1 Implementación de SET Jicamarca en Área de Demanda 6 En la sección del Informe N GART que sustenta la Resolución N OS/CD, mediante la cual se resolvió el recurso de reconsideración presentado por en contra de la Resolución N OS/CD que aprobó los Planes de Inversión en transmisión por Área de Demanda, se señaló lo siguiente: Los resultados de la evaluación de alternativas bajo el criterio de mínimo costo, son los que se muestran en el siguiente cuadro: Cuadro N Evaluación bajo criterio de Mínimo Costo Valor Presente US$ Alternativa Descripción Inversión OYM Pérdidas Total 1 Sin Zapallal , , , ,82 2 Con Zapallal (2018) , , , ,93 3 OSINERGMIN 4 OSINERGMIN Zapallal (2011)+ Zárate (2012) incluye modificaciones de las longitudes en Lineas AT según los RR Zapallal+Jicamarca (Año 2012) y Cambio Trafo en Chillón 180 MVA , , , , , , , ,30 Alternativa Seleccionada : Alternativa 3 (periodo ) Página 35 de 349

42 Valores extraídos del Formato F-205 publicado en formato Excel en la Web de OSINERGMIN. De los valores mostrados en el cuadro anterior, se concluye que el esquema integral propuesto por (Alternativa 1: sin Zapallal) es US$ mayor que la alternativa integral de OSINERGMIN seleccionada (alternativa 3) y, US$ mayor que la alternativa 4. Sin embargo, dada la incertidumbre de disponer a tiempo del terreno identificado para la implementación de la SET Zárate, ante la posibilidad que la imposición de la servidumbre respectiva podría demandar un tiempo mayor al previsto, se considera la alternativa 4 para la valorización del Plan de Inversiones de. No obstante, sobre la base de diversas reuniones sostenidas con representantes de, a solicitud de la misma, se ha visto por conveniente que de manera conjunta se analice la posibilidad de identificar un terreno (de menor costo al considerado en la evaluación) para la ubicación de una nueva subestación en la zona de Canto Grande, a cambio de la alternativa de la SET Zárate. Dicha subestación en Canto Grande, se alimentaría mediante una derivación en PI de una de las ternas de la línea 220 kv Huinco- Santa Rosa existente. Es recomendable que esta definición sea evaluada en el más breve plazo, a fin que de ser factible sea tomada en cuenta para la prepublicación de los Peajes y Compensaciones de SST y SCT, que se ha previsto realizarse el 03 de setiembre de Esto último debido a las ventajas operativas que la nueva subestación, ubicada en la zona de Canto Grande y alimentada en 220 kv desde una de las ternas de la línea Huinco-Santa Rosa, tendría frente a la implementación de la SET Jicamarca alimentada desde la futura SET Carabayllo, cuya construcción está a cargo de la empresa Red de Energía del Perú. Dichas ventajas, en resumen, son las siguientes: o Logra descargar la SET Santa Rosa a nivel de 220 kv, evitándose con ello la implementación de mayor transformación 220/60 kv en la misma. o Alta confiabilidad del suministro que se brindaría desde la nueva SET ubicada en la zona de Canto Grande, al tenerla enlazada en 220 kv con la C.H. Huinco y con la SET Santa Rosa. o Drástica reducción de las pérdidas de transmisión tanto a nivel de 220 kv y 60 kv, respecto a la alternativa de implementar la SET Jicamarca en 220 kv desde la futura SET Carabayllo. o Además se ha comprobado que la pérdida total de carga de la nueva SET Zárate no afectaría en absoluto la estabilidad del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. En mérito a lo señalado, se han efectuado reconocimientos en campo conjuntamente con representantes de, comprobándose que no existen terrenos disponibles en la zona de Canto Grande para la (periodo ) Página 36 de 349

43 implementación de una nueva subestación MAT/AT/MT; sin embargo, se ha identificado un terreno en la zona de Jicamarca, con extensión suficiente para la implementación de dicha subestación MAT/AT/MT, posibilitando a la vez que su alimentación en 220 kv se realice mediante una derivación en PI de una de las ternas de la línea 220 kv Huinco-Santa Rosa existente y lograr consecuentemente las ventajas que este esquema de desarrollo tiene frente a la implementación de la SET Jicamarca alimentada desde la futura SET Carabayllo, cuya construcción está a cargo de la empresa Red de Energía del Perú. La ubicación de la nueva SET Jicamarca 220/60 kv y su alimentación en 220 kv, así como el enlace en 60 kv con la SET Jicamarca 60/10 kv existente, se muestra en el siguiente esquema: UBICACIÓN DE NUEVA SET JICAMARCA 220/60 kv Y TRAZO LT 220 kv Según este esquema, además de las obras civiles y electromecánicas comunes de la nueva SET Jicamarca 220/60 kv, el equipamiento principal requerido sería el siguiente: Banco de transformadores monofásicos 3 X 40 MVA, rotado de la SET Chillón. Línea en 220 kv (7,62 Km en doble terna) para su enlace con la (periodo ) Página 37 de 349