Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones del SST de EGASA

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1 Informe OSINERG-GART/DGT N 013A-2005 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones del SST de EGASA Regulación del año 2005 Lima, 11 de abril de 2005

2 Resumen Ejecutivo El presente informe describe el estudio realizado por el OSINERG para la Fijación de las Tarifas y Compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión de la Empresa EGASA, correspondiente a la regulación del año La propuesta inicial de EGASA consistió en la inclusión a su Sistema Económicamente Adaptado (SEA) de un transformador 138/33kV, una celda de 33kV y costos del VNR no eléctrico. Dado que cualquier modificación en el SEA de EGASA debe ser coherente con el SEA de la empresa SEAL, las observaciones a la propuesta inicial fueron orientados en ese sentido. Finalmente, EGASA no ha justificado la inclusión de dichas instalaciones ni del VNR no eléctrico, limitándose a sostener que el transformador 138/33kV es equivalente al transformador 138/22,9kV, reconocido en el SEA de SEAL, por lo que le correspondería recibir el respectivo peaje. Por otro lado, la empresa EGASA ni ningún otro interesado han presentado sus opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución. En consecuencia, OSINERG se reafirma en los resultados de la fijación de los peajes y compensaciones de los Sistema Secundarios de Transmisión correspondiente a la regulación del año Por tanto, aplicando las fórmulas de actualización, aprobados mediante resolución OSINERG N OS/CD, se obtiene el peaje secundario unitario para la línea Santuario Chilina 138kV que se muestra en el siguiente cuadro: PEAJE SECUNDARIO UNITARIO LT Santuario Chilina 138kV (ctms. S/. / kw.h) Subestación Base Instalaciones Secundarias CPSEE1 Arequipa 138kV LT Santuario Chilina 138kV y celdas de conexión en las SE Santuario y Chilina 0,1064 Regulación del año 2005 i

3 Los valores mostrados en el cuadro anterior han sido determinados con un Tipo de Cambio de 3,263 S/./US$ y un índice de Precios al Por Mayor de 165,757078, que corresponde al último día hábil del mes de marzo de 2005, por lo que serán actualizados en la etapa de publicación de las Tarifas y Compensaciones de los SST, que está previsto a efectuarse el 15 de abril de Las variaciones porcentuales con relación a los valores vigentes son: COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE SECUNDARIO Sistema Secundario de Transmisión -EGASA (Ctm. S/./kW.h) Instalación Valor Vigente (A) Peaje Propuesto por EGASA (B) Peaje Propuesto por OSINERG (C) Variación (C/A)-1 LT Santuario Chilina 138kV 0,1083 0,1446 0,1064-1,75% (A) Valores al 31 de marzo 2005 COMPARACIÓN SOBRE EL PRECIO MEDIO A USUARIO FINAL Sistema Secundario de Transmisión -EGASA (Ctm.S/./kW.h) Tarifa Valor Vigente (A) Propuesta OSINERG (B) Variación B/A - 1 BT5B-2 33,54 33,53-0,03% MT2 19,99 19,98-0,01% (A) Valores al 31 de marzo 2005 Regulación del año 2005 ii

4 INDICE 1. INTRODUCCIÓN ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA REGULACIÓN DE LOS SST AÑO PROPUESTA INICIAL DE EGASA Proyección de la Demanda Determinación del Sistema Económicamente Adaptado Costo Medio de Inversión Valor Nuevo de Reemplazo no Eléctrico Costos de Operación y Mantenimiento Peajes y Compensaciones Impacto Tarifario PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA OBSERVACIONES DEL OSINERG A LA PROPUESTA DE EGASA Observaciones Generales Observaciones Específicas RESPUESTA A LAS OBSERVACIONES Y PROPUESTA FINAL DE EGASA Respuesta a las Observaciones Generales Respuesta a Observaciones Específicas PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN PREPUBLICADO ANÁLISIS DEL OSINERG ANÁLISIS DEL OSINERG Observaciones Generales Falta de Sustento Inversión no Eléctrica Observaciones Específicas Proyección de la Demanda Determinación del SEA Costos de Inversión Criterios empleados Cálculos Justificativos Fuentes de Información Costos Indirectos y Gastos Financieros Costos de Inversión no Eléctricos Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento Costos de Operación Costos de Mantenimiento Costos de Gestión Costos de Seguridad y Seguros Evaluación de los Peajes Secundarios, Ingresos y Factores de Pérdidas Determinación de las Fórmulas de Actualización DETERMINACIÓN DEL PEAJE SECUNDARIO CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ANEXOS Anexo A Cuadros Comparativos REFERENCIAS Regulación del año 2005 Página 1 de 39

5 1. Introducción El siguiente informe contiene el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante OSINERG ), para la fijación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante SST ) de la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (en adelante EGASA ) correspondiente a la regulación del año Para la elaboración del referido informe se ha considerado el estudio técnico económico presentado por dicha empresa titular del SST, así como los estudios propios desarrollados, sobre el particular, por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG (en adelante GART ). 1.1 Aspectos Regulatorios y Metodológicos Los principios y los procedimientos mediante los cuales se regulan las tarifas de electricidad en el Perú, se encuentran establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ) y en el Reglamento de la LCE. 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 LCE 1. Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión principal y secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del literal b) de Artículo 43 de la LCE Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. (...) Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector. Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) Regulación del año 2005 Página 2 de 39

6 En el caso de las tarifas de transmisión, la referida regulación será efectuada por el OSINERG, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, conforme lo establece el Artículo 44 y el Artículo 62 de la LCE 3. El OSINERG determina los cargos de transmisión, definidos en los Artículos 128 y 139 del Reglamento de la LCE 4. Estos cargos están constituidos por los factores de pérdidas marginales, peajes unitarios y compensaciones mensuales por el uso de las instalaciones que conforman los SST; así como sus respectivas fórmulas de actualización. Para cumplir con estos mandatos de la LCE y el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, el OSINERG aprobó mediante Resolución OSINERG N OS/CD la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, cuyo Anexo B contiene el Procedimiento para Fijación 3 4 b) Las tarifas y compensaciones a titulares 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 por el uso de las redes del sistema secundario de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía. (...) Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en las barras unidas al Sistema Principal de Transmisión, mediante un sistema secundario, a que se refiere el Artículo 49º de la Ley, la Comisión observará el siguiente procedimiento: (...) c) Determinará el precio de Potencia de punta en Barra aplicando al precio en Barra de la respectiva barra del Sistema Principal de Transmisión un factor que incluya las pérdidas marginales de potencia. Al valor obtenido se agregará un peaje que cubra el Costo Medio del Sistema Secundario de Transmisión Económicamente Adaptado. El cálculo del peaje será efectuado de acuerdo a lo señalado en el Artículo 139º del Reglamento. Artículo 139º.- Las compensaciones a que se refiere el Artículo 62º de la Ley, así como las tarifas de transmisión y distribución a que se refiere el Artículo 44 de la Ley, serán establecidas por la Comisión. a) El procedimiento para la determinación de las compensaciones y tarifas para los sistemas secundarios de transmisión, será el siguiente: El generador servido por instalaciones exclusivas del sistema secundario de transmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de la respectiva instalación. El pago de esta compensación se efectuará en doce (12) cuotas iguales; La demanda servida exclusivamente por instalaciones del sistema secundario de transmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de las respectivas instalaciones. Esta compensación que representa el peaje secundario unitario que permite cubrir dicho Costo Medio anual, será agregada a los Precios en Barra de Potencia y/o de Energía, o al Precio de Generación pactado libremente, según corresponda. El peaje secundario unitario es igual al cociente del peaje secundario actualizado, entre la energía y/o potencia transportada actualizada, según corresponda, para un horizonte de largo plazo. b) Las compensaciones por el uso de las redes de distribución serán equivalentes al Valor Agregado de Distribución del nivel de tensión correspondiente, considerando los factores de simultaneidad y las respectivas pérdidas. El Valor Agregado de Distribución considerará la demanda total del sistema de distribución. Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas generales establecidas anteriormente, serán tratados de acuerdo con lo que determine la Comisión, sobre la base del uso y/o del beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios. La Comisión podrá emitir disposiciones complementarias para la aplicación del presente artículo. Regulación del año 2005 Página 3 de 39

7 de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, la LCE reconoce el Costo Medio de un Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ); tal como se señala en el Artículo 49 de la LCE 5 y en los Artículos 128 y 139 del Reglamento de la LCE. El Costo Medio, está definido en el Anexo de la LCE 6 y corresponde a los costos de inversión (en adelante CMI ), operación y mantenimiento (en adelante COyM ), en condiciones de eficiencia. El SEA, también se encuentra definido en el Anexo de la LCE 7 y corresponde al sistema eléctrico en el cual existe un equilibrio entre la oferta y la demanda. Con relación a la asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, en concordancia con la Definición 17 del anexo de la LCE 8, establece el procedimiento a seguir para los casos en que un generador se sirva por instalaciones exclusivas del SST o una demanda se sirva exclusivamente por instalaciones del SST. Así mismo, prevé las situaciones excepcionales que no se ajustan exactamente a ninguno de los dos casos anteriores, encargando al regulador resolver las situaciones particulares que pudieran presentarse, indicando para éstas únicamente las directrices que deben tomarse en cuenta para su determinación. Mediante Decreto Supremo N EM 9, del 25 de setiembre de 2002, se dictaron disposiciones específicas para la determinación del SEA para las Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Costo Medio de dicho Sistema Económicamente Adaptado. COSTO MEDIO: Son los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia. 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. SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISION: Es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal. Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una Barra del Sistema Principal de Transmisión. 9 Artículo 1.- Para la aplicación del artículo 49 de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Sistema Económicamente Adaptado, para atender las demandas servidas exclusivamente por instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, deberá ser determinado considerando, también, los siguientes criterios: a. En los sistemas radiales se utilizará como demanda actualizada el valor presente de los flujos de energía y/o potencia que permita transportar las respectivas instalaciones en condiciones de eficiencia. La demanda anual mínima a considerar será igual al 50% de la capacidad de transporte de dichas instalaciones; b. En sistemas con otras configuraciones, las respectivas instalaciones de transmisión deberán permitir la atención eficiente de la demanda a la cual prestarán el servicio, cumpliendo con los estándares de calidad correspondientes; c. La tarifa resultante para una demanda atendida por una línea radial, utilizando los cargos de transmisión correspondientes, en ningún caso podrá superar la tarifa resultante de un sistema térmico aislado típico A definido por OSINERG para la fijación de tarifas en barra. Artículo 2.- El horizonte de largo plazo para determinar el peaje secundario unitario a que se refiere el inciso a) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, será un período de quince (15) años. Para la determinación del componente de inversión del Costo Medio se considerará una vida útil de las instalaciones de transmisión de treinta (30) años y la tasa de actualización fijada en Regulación del año 2005 Página 4 de 39

8 demandas que son servidas exclusivamente por instalaciones del SST. El referido decreto especifica adicionalmente que sus Artículos 1 y 2, relativos con la determinación del SEA, son aplicables a partir del proceso de regulación de tarifas y compensaciones del año La Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 21 de setiembre de 2004, modifica la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados aprobada con la Resolución OSINERG N OS/CD; la que, entre otras modificaciones, establece que los cargos que resulten de la regulación de los SST correspondiente al año 2005, tendrán una vigencia de dos años, es decir, desde mayo del año 2005 hasta abril del año el artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas. Las tarifas de Transmisión Secundaria serán determinadas para cada concesionario. DISPOSICIÓN TRANSITORIA Única.- Lo dispuesto en los artículos 1 y 2 del presente Decreto Supremo, es aplicable al proceso de regulación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión a partir del año Regulación del año 2005 Página 5 de 39

9 2. Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones se viene llevando a cabo de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N 25844, LCE, en el Reglamento de la LCE, aprobado mediante Decreto Supremo N EM y la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados aprobada con la Resolución OSINERG N OS/CD y sus modificatorias. El OSINERG, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte de la indicada norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados la prepublicación de los proyectos de resolución que fijan las tarifas y compensaciones así como la realización de audiencias públicas, con la finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestas tarifarias respectivas. 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 estas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de las tarifas y compensaciones para los SST. Asimismo, con posterioridad a dicha decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas. 2.1 Regulación de los SST año 2005 En el Cuadro No. 2.1 se resume el proceso que se sigue para la fijación de las tarifas y compensaciones de los SST, correspondiente al año De acuerdo con el procedimiento aprobado, este proceso se inició el 29 de octubre de 2004, fecha límite para la presentación de los Estudios Técnico Económicos con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones, preparados por los titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su evaluación. Regulación del año 2005 Página 6 de 39

10 Cuadro No. 2.1 PROCESO DE FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES DEL SST AÑO PRESENTACIÓN DE ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS CON PROPUESTAS DE TARIFAS Y COMPENSACIONES (TITULARES SST) AUDIENCIA PÚBLICA PRESENTACIÓN Y SUSTENTO DE ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS (TITULARES SST) 5 ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES (TITULARES SST) PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN QUE FIJA LAS TARIFAS Y COMPENSACIONES Y LA RELACIÓN DE INFORMACIÓN QUE LA SUSTENTA (OSINERG) 9 OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO A LA PREPUBLICACIÓN (INTERESADOS) INTERPOSICIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (INTERESADOS) 13 AUDIENCIA PÚBLICA PRESENTACIÓN Y SUSTENTO DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (INTERESADOS) RESOLUCIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (OSINERG) 29 OCT 12 NOV DIC 17 DIC 11 ENE 14 ENE 18 FEB 11 MAR 16 MAR 16 ABR 09 MAY 12 MAY 19 MAY 24 MAY 20 JUN 23 JUN 9d 15d 9d 15d 3d 25d 15d 3d 20d 15d 3d 5d 3d 19d 3d PUBLICACIÓN DE ESTUDIOS TÉCNICOS ECONÓMICOS EN PAGINA WEB DE OSINERG CONVOCATORIA A AUDIENCIAS PUBLICAS DE TITULARES SST Y OSINERG 2 OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS DE TITULARES SST (OSINERG) PUBLICACIÓN DE LAS ABSOLUCIONES EN PÁGINA WEB DEL OSINERG 6 AUDIENCIA PÚBLICA EXPOSICIÓN Y SUSTENTO DE CRITERIOS, METODOLOGIA Y MODELOS ECONÓMICOS (OSINERG) PUBLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES DE LOS SST (OSINERG) 10 PUBLICACIÓN DE LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN EN PAGINA WEB DE OSINERG CONVOCATORIA A AUDIENCIAS PUBLICAS DE INTERESADOS Y OSINERG SUGERENCIAS Y OBSERVACIONES SOBRE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (INTERESADOS LEGITIMADOS) 14 PUBLICACIÓN DE RESOLUCIONES QUE RESUELVEN LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (OSINERG) Regulación del año 2005 Página 7 de 39

11 A más tardar el 12 de noviembre de 2004, las referidas propuestas fueron consignadas en la página WEB del OSINERG. Como parte del proceso regulatorio se convocó a una audiencia pública la cual se llevó a cabo el día viernes 03 de diciembre de En esta audiencia los titulares de SST tuvieron la oportunidad de sustentar sus propuestas de fijación de tarifas, recibieron los comentarios y observaciones de los asistentes y dieron una primera respuesta a las observaciones recibidas. Posteriormente, el 17 de diciembre de 2004, el OSINERG remitió a los titulares de los SST los informes correspondientes con las observaciones encontradas en los estudios técnico-económicos referidos anteriormente. Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por los titulares de transmisión hasta el 11 de enero de A más tardar, el día 14 de enero de 2005, dichas respuestas con las propuestas finales de las empresas concesionarias fueron consignadas en la página WEB del OSINERG. En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recolectada a lo largo del procedimiento descrito, incluidos los resultados de los estudios y/o asesorías encargadas por el OSINERG a consultores especializados sobre temas específicos de la regulación de la transmisión secundaria. Con fecha 18 de febrero, mediante Resolución OSINERG N OS/CD, se prepublicaron los proyectos de Resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los SST, la misma que se encuentra publicada en la página web del OSINERG. Seguidamente, el día 11 de marzo de 2005 se realizó la Segunda Audiencia Pública en la que el OSINERG expuso los criterios, metodología y resultados contenidos en los citados proyectos de Resolución, y, los interesados realizaron las preguntas correspondientes. Hasta el día 16 de marzo, se recibieron las opiniones y sugerencias respecto a los proyectos de Resoluciones, los que se encuentran publicados en la página web del OSINERG. Este estudio corresponde al análisis del Estudio Técnico Económico presentado por EGASA, como sustento de su propuesta de fijación de Tarifas y Compensaciones para su SST. 2.2 Propuesta Inicial de EGASA De acuerdo con lo dispuesto por el Ítem a) del Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, EGASA presentó, con fecha 26 de octubre de 2004, el Estudio Técnico Económico que sustenta su propuesta inicial de Tarifas y Compensaciones para su SST correspondiente al periodo mayo abril 2007 (en adelante PROPUESTA INICIAL ). Las instalaciones involucradas en la propuesta de EGASA son las que se consignan en el siguiente cuadro: Regulación de 2005 Página 8 de 39

12 Cuadro Nº 2.2 SISTEMA SECUNDARIO DE EGASA Item Descripción 01 Línea de Transmisión 138 kv Santuario Chilina 02 Celda de línea 138kV en Subestación Santuario 03 Celda de línea - transformador en 138kV en Subestación Chilina 04 Celda de transformador en 33kV en Subestación Chilina 05 Transformador 138/33kV, 60 MVA en Subestación Chilina 06 Sistema de comunicaciones EGASA señala que estas instalaciones entraron en servicio en agosto de 2002, para dotar de energía a la ciudad de Arequipa, proveniente de la C.H. Charcani V (145 MW) y del Sistema Interconectado Nacional. Con fecha 06 de mayo de 2004, EGASA interpuso recurso de reconsideración contra las resoluciones OSINERG N OS/CD y OSINERG N OS/CD, que fijaron las tarifas y compensaciones para los SST para el período mayo 2004 abril 2005, la misma que fue declarado improcedente y cuyo petitorio fue: Se reconozca la compensación del transformador 138/33kV de Chilina o, en su defecto, se le asigne la compensación del transformador 138/22,9kV que figura en la subestación de Chilina en el SEA establecido para la empresa SEAL. Se incluya el VNR no eléctrico por un monto de US$ ,03 En esta oportunidad, EGASA plantea el mismo petitorio anterior, puesto que considera que fueron puntos no considerados en la regulación del año El valor propuesto por EGASA como Cargo por Peaje Secundario asciende a 0,1613 ctm S/./KWh, al tipo de cambio de S/./US$ 3,461. A continuación se describe cada una de las partes que componen su propuesta Proyección de la Demanda La propuesta de demanda planteada por EGASA, corresponde a la proyección de la demanda definida en la regulación del año El cuadro N 2.3 muestra los valores de demanda propuestos por el titular de transmisión. Regulación de 2005 Página 9 de 39

13 Cuadro Nº 2.3 PROPUESTA EGASA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (GWh) Arequipa Yura Año Regulados Libres Pérdidas Total Total Total AT Dist. BT MT MT AT MT MT-AT Determinación del Sistema Económicamente Adaptado EGASA señala que la línea económicamente adaptada Santuario Chilina 138kV de EGASA ha sido establecida en base al SEA de Arequipa, reconocido por el OSINERG-GART en la regulación del año 2003, la que se muestra en el Gráfico N 2.1. En ese sentido, agrega, la configuración del SEA incluye: Una línea de transmisión en 138kV Un transformador de 138/22,9kV Celdas de conexión que unen las subestaciones de Santuario y Chilina Por otra parte, EGASA considera que el transformador de 138/22,9 kv de la subestación Chilina, perteneciente al SEA de la empresa SEAL, sería equivalente al transformador 138/33 kv de propiedad de EGASA en esa misma subestación. Además, señala que el OSINERG, con el propósito de conseguir el SEA de Arequipa, habría reemplazado el transformador de 139/33kV por un transformador de 138/22,9kV. Asimismo, sostiene que EGASA es propietaria del único transformador 138/33kV que existe en la subestación Chilina y por consiguiente el transformador 138/22,9kV le pertenece. Finalmente, señala que el transformador existente es utilizado para abastecer al sistema de Arequipa en 33 kv y, al ser esta una instalación utilizada exclusivamente por la demanda, merece que esta pague la compensación correspondiente, tal como está establecido en el Artículo 139 de la LCE. Regulación de 2005 Página 10 de 39

14 Gráfico Nº 2.1 SISTEMAS ECONOMICAMENTE ADAPTADOS DE SEAL Y EGASA CH CHARCANI V ~ RESTO SEIN TINTAYA 138kV SANTUARIO 138kV JESUS 138kV SOCABAYA 22,9kV 22,9kV EGASA Regulación 2004 CHILINA 138kV CERRO VERDE 138kV CHILINA 33kV PQ. INDUSTRIAL 22,9kV 138kV ~ CT CHILINA 33kV 22,9kV RIO SECO 138kV AREQUIPA Regulación ,9kV En conclusión, EGASA pretende incluir el transformador 138/33kV y su correspondiente celda en 33kV de la subestación Chilina en su Sistema Económicamente Adaptado, tal como se aprecia en el siguiente gráfico: Gráfico Nº 2.2 PROPUESTA DE EGASA CH CHARCANI V ~ TINTAYA SOCABAYA SANTUARIO 138kV SEA EGASA CHILINA 138kV Transformador que EGASA pretende incluir en el SEA CHILINA ~ CT CHILINA 33kV 22,9kV Regulación de 2005 Página 11 de 39

15 2.2.3 Costo Medio de Inversión EGASA propone los mismos costos de inversión presentados para la regulación del año 2004 para las siguientes instalaciones: Línea de transmisión Santuario Chilina 138 kv, 200mm2 AAAC Celda de línea 138 kv doble barra, en la subestación Santuario Celda línea transformador 138 kv, en la subestación Chilina EGASA presenta la inclusión de las siguientes instalaciones en la subestación Chilina: Transformador 138/33 kv, MVA Celda línea transformador 33 kv El Cuadro N 2.4 muestra el resumen de los costos medios de inversión de la línea en 138 kv Santuario Chilina propuesto por EGASA. Cuadro Nº 2.4 PROPUESTA EGASA COSTOS DE INVERSIÓN (US$) Item Descripción Costo 1 Línea de Transmisión Santuario-Chilina 138 kv ,40 2 Subestaciones : 2,1 Subestación Santuario (Celda Línea 138 kv Doble Barra ) 2,2 Subestación Chilina , Celda Línea Transformador en 138 kv , Transformador 138/33 Kv, ONAN-ONAF , Celda Línea Transformador de 33 kv ,06 3 Sistema de Comunicaciones ,73 Total , Valor Nuevo de Reemplazo no Eléctrico EGASA plantea se le reconozca el rubro VNR no eléctrico, el cual no incluye el rubro de telecomunicaciones, pero sí incluye rubros del centro de control, equipos de almacén y medición, equipos de oficina y terrenos de almacén. Menciona que en lo correspondiente a inmuebles, se considera el rubro almacén, donde se guardan los equipos y materiales y, el rubro edificios, para albergar al personal de la organización que dedica un tiempo para administrar las labores que corresponden a la línea de transmisión; de lo contrario este personal no tendría el ambiente de trabajo adecuado. El monto solicitado por EGASA se detalla en el Cuadro 2.5. Regulación de 2005 Página 12 de 39

16 Cuadro Nº 2.5 PROPUESTA EGASA Detalle del VNR no Eléctrico Solicitado por EGASA (US$) Descripción Total Equipos de almacén y medición ,00 Equipos de oficina ,00 Terrenos ,00 Centro de control ,03 TOTAL , Costos de Operación y Mantenimiento El valor del costo de operación y mantenimiento anual propuesto por EGASA asciende a US$ , el cual está desagregado de la siguiente manera: Cuadro Nº 2.6 PROPUESTA EGASA COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (En US$) N RUBRO PROPUESTA OPERACIÓN ,00 Operación Centro de Control - Operación subestaciones ,00 2 MANTENIMIENTO ,00 Mantenimiento C.C. - Mantenimiento L.T ,00 Mantenimiento SSEE 3 993,00 3 GESTIÓN 2 403,00 4 SEGURIDAD 4 706,00 5 SEGURO 7 169,00 6 TOTAL GENERAL ,00 7 Costo Medio de Inversión , Peajes y Compensaciones Ingresos Tarifarios EGASA no determina el Ingreso Tarifario correspondiente a sus instalaciones del cual solicita se fije tarifas. Asimismo, tampoco propone los respectivos factores de pérdidas. Regulación de 2005 Página 13 de 39

17 Tarifas EGASA determina el peaje empleando los valores presentes de los costos anuales del SEA y los consumos mensuales de energía eléctrica del Sistema Arequipa y la demanda del Sistema Yura para un horizonte de 15 años. En consecuencia, EGASA solicita se fije un peaje unitario que equivale a 0,1613 Ctm.S/./kWh, tal como se indica en el siguiente cuadro. Cuadro Nº 2.7 PROPUESTA EGASA PEAJES SECUNDARIOS (Ctm. S/./kW.h) SISTEMA Transmisión Transformación Total Santuario-Chilina 0,1108 0,0505 0, Impacto Tarifario El incremento en el CPSEE de la línea de transmisión Santuario-Chilina 138kV, como aplicación de la propuesta de EGASA resulta en un incremento de 48%, tal como se aprecia en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 2.8 PROPUESTA EGASA VARIACION DEL PEAJE PROPUESTO VS EL VIGENTE (Ctm. S/./kW.h) Instalación CPSEE Vigente Ctm.S/./kWh CPSEE Propuesto Ctm.S/./kWh Variación B/A - 1 L.T. Santuario - Chilina 138kV 0,1089 0, ,17% 2.3 Primera Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia pública para el 3 de diciembre de 2004, con el objeto que los titulares de transmisión, entre ellos EGASA, expongan su propuesta de tarifas y compensaciones para la regulación tarifaria del año En concordancia con lo anterior se dispuso la publicación en la página WEB del OSINERG, a partir del 12 de noviembre de 2004, de los estudios técnico económicos presentados por los Titulares de Transmisión con el propósito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a los estudios mencionados y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios relacionados con los estudios tarifarios, durante la realización de la audiencia pública. Regulación de 2005 Página 14 de 39

18 De esta forma, se promueve la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento Administrativo General. 2.4 Observaciones del OSINERG a la Propuesta de EGASA Con fecha 17 de diciembre de 2004, el OSINERG, a través del Informe OSINERG-GART/DGT N , comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al estudio técnico económico presentado por EGASA como sustento de su propuesta de tarifas y compensaciones para su SST. El referido documento de observaciones ha sido consignado en la página WEB del OSINERG con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, al igual que en el caso de la propuesta de los titulares de transmisión, tengan acceso al documento mencionado y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. Las principales observaciones planteadas por el OSINERG se clasificaron como Observaciones Generales y Observaciones Específicas, las cuales se señalan a continuación: Observaciones Generales 1. Falta de Sustento La propuesta presentada por EGASA no contiene el sustento de la inclusión del transformador 138/33 kv de la Subestación Chilina, dado que no ha realizado el análisis técnico y económico para evaluar si dicha instalación es necesaria, o no, en concordancia al SEA reconocido para la empresa SEAL. En este sentido, el análisis debe involucrar de manera integral todas las instalaciones del sistema de transmisión secundaria que sean necesarias para proveer el servicio hacia los sistemas eléctricos de distribución, independientemente de las instalaciones existentes. 2. Inversión no Eléctrica EGASA propone se le reconozca el costo que denomina Valor Nuevo de Reemplazo no Eléctrico, el cual no está contemplado en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ), en el Reglamento de la LCE, ni en los formularios aprobados por el OSINERG para el cálculo de los peajes y compensaciones de los SST. Sin perjuicio de lo señalado en los dos numerales anteriores, a continuación se realizan las siguientes observaciones específicas: Regulación de 2005 Página 15 de 39

19 2.4.2 Observaciones Específicas 3. Horizonte de análisis en la Proyección de la Demanda La propuesta de EGASA presenta la proyección de la demanda utilizada en la última regulación (2004), que corresponde al período comprendido entre el año 2004 y el Al respecto, EGASA debe realizar para la presente regulación la proyección de la demanda para un horizonte de proyección de 15 años. Es decir, para el periodo comprendido entre el año 2005 y el Determinación del SEA Los niveles de tensión eficientes establecidos para el SEA de la empresa SEAL, a cargo de la distribución eléctrica en la ciudad de Arequipa, son 22,9 kv y 138 kv para el sistema de distribución y subtransmisión, respectivamente. Es decir, la tensión de subtransmisión en 33 kv fue reemplazada por la de 138 kv, por lo que EGASA deberá sustentar la utilización de dicha tensión de 33 kv, que ya no resulta concordante con el SEA aprobado para SEAL. Con relación a los costos de inversión se formularon las siguientes observaciones: 5. Criterios empleados EGASA no sustenta los criterios de diseño empleados para la selección del esquema y de los equipos, de su SST propuesto. Tampoco ha presentado un análisis para seleccionar la alternativa de mínimo costo de inversión, pérdidas óptimas y costos de operación y mantenimiento eficientes. Se observa que los costos propuestos por EGASA son elevados comparados con los utilizados en la última regulación para el caso de SEAL, conforme se muestra en el Cuadro 2.9. EGASA deberá sustentar que los costos de inversión, considerados en su propuesta, corresponden a costos eficientes. Es decir, que reflejen la aplicación de tecnología vigente a costos promedio de mercado. Además, EGASA debe sustentar adecuadamente los costos de inversión asignados al Centro de Control, así como los criterios y metodología empleados para asignar la parte correspondiente a la línea de transmisión, por cuanto el Centro de Control atiende lo correspondiente a las actividades de generación y de la transmisión. Cuadro Nº 2.9 Comparación de Costos Medios de Inversión en Subestación Chilina DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN Transformador 138/33 KV, MVA (1) Celda línea transformador de 33 KV (2) (En US$) PROPUESTA EGASA 2005 (A) , ,06 REGULACIÓN SEAL 2004 (B) , ,18 DESVIACIÓN B/A-1 (%) 15,13 381,9 Regulación de 2005 Página 16 de 39

20 (1) Para la regulación SEAL 2004, el costo corresponde a un transformador 138/22,9 KV, MVA. (2) Para la regulación SEAL 2004, el costo corresponde a una celda línea primaria rural de 22,9 KV. 6. Cálculos Justificativos EGASA no presenta el sustento técnico-económico para considerar el transformador de 138/33 kv y el módulo de celda línea-transformador de 33kV, considerados en el SEA propuesto. EGASA deberá presentar los cálculos que justifiquen los diseños de las subestaciones, la selección de las características técnicas de los principales equipos tales como el transformador de potencia, interruptores, seccionadores, pararrayos, aisladores, tableros, sistema de puesta a tierra profunda y superficial. Asimismo, el diseño y cálculos que justifiquen las obras civiles de cimentación de los transformadores y equipos principales. 7. Fuentes de información No se demuestra que los costos unitarios para el suministro de equipos y materiales mostrados en los cuadros del anexo Formulario de valorización de la celda del transformador 33 KV y anexo Módulo del transformador de potencia, corresponden a costos promedio de mercado. EGASA deberá presentar un adecuado sustento para los costos unitarios del suministro de equipos y materiales, basado en un análisis estadístico de cotizaciones, órdenes de compra, facturas y/o contratos recientes. 8. Costos Indirectos y Gastos Financieros EGASA no presenta el sustento de los costos indirectos considerados en su propuesta. Los rubros de gastos financieros y gastos administrativos son elevados con relación a los utilizados en la última regulación. EGASA debe tomar en consideración que el costo del terreno no corresponde al rubro de costos indirectos. Asimismo, EGASA debe demostrar que los costos indirectos considerados en su propuesta, corresponden a precios promedio de mercado. 9. Costos de inversión no eléctricos No se sustenta adecuadamente la inclusión, como parte del costo de inversión, del rubro que EGASA denomina en su propuesta Valor Nuevo de Reemplazo no Eléctrico, que en todo caso, tendría mayor relación con los costos de operación y mantenimiento. Por ejemplo, el costo de inmuebles en propiedad, asignado a las actividades de transmisión, no sería aplicable dada la pequeña magnitud de su SST propuesto. Sin perjuicio de lo señalado anteriormente, el término Valor Nuevo de Reemplazo no es aplicable para el caso de la regulación de los SST, y por otro lado el rubro de inversiones no eléctricas no está reconocido en la normativa vigente relacionada con la regulación de los SST. Con relación a los Costos de Operación y Mantenimiento se han formulado las siguientes observaciones Regulación de 2005 Página 17 de 39

21 10. Costos de Operación EGASA no sustenta adecuadamente los costos de operación de las Subestaciones Santuario y Chilina, que deberían ser asignados a las instalaciones que conforman su SST, teniendo presente que un solo operador atiende las instalaciones que corresponden tanto a la generación como a la transmisión. Al respecto, EGASA deberá sustentar los criterios y metodología para el prorrateo de estos costos. 11. Costos de Mantenimiento EGASA no sustenta adecuadamente los costos de mantenimiento de las subestaciones de Santuario y Chilina, que serían asignables al SST propuesto. Debe presentar los criterios y metodología aplicada para dicho prorrateo. EGASA deberá sustentar la periodicidad, los alcances, el rendimiento, los recursos y los costos unitarios considerados en su propuesta para la valorización de las actividades de mantenimiento de su SST. Dichos aspectos deberá revisarlos y sustentar que corresponden a costos promedio de mercado. 12. Costos de Gestión EGASA debe sustentar adecuadamente el porcentaje de participación de su SST, en los costos totales de gestión de la empresa. 13. Costos de Seguridad y Seguros EGASA debe sustentar adecuadamente los costos de seguridad incurridos por el SST, en las subestaciones Santuario y Chilina. Los recursos de personal de vigilancia y el mantenimiento de los equipos contra incendio son los asignados para toda la subestación y el SEA sólo corresponde a la celda de salida de la línea en la subestación Santuario y a la celda de llegada de la línea en la subestación Chilina, por lo que debe prorratearse sustentadamente dichos costos. EGASA no demuestra que el costo de seguros propuesto, corresponde a costos promedio de mercado. Este aspecto debe ser sustentado de manera documentada. 14. Revisión de los cálculos de tarifas y Factores de Pérdidas Los peajes unitarios, los ingresos tarifarios a través del transformador 138/33 kv y los factores de pérdidas marginales deberán ser revisados de acuerdo con las variaciones de la demanda, viabilidad del transformador, valorización con base a costos de mercado y otras modificaciones, que se originen de las observaciones formuladas a la propuesta de EGASA. 15. Determinación de las Fórmulas de Actualización En su propuesta, EGASA no incluye la determinación de las fórmulas de actualización de tarifas y/o compensaciones. EGASA deberá presentar las indicadas fórmulas de actualización y su correspondiente detalle de cálculo sustentatorio, siendo para ello necesario que los estimados de costos sean disgregados en Moneda Nacional y Extranjera, así como indicar el tipo de cambio de moneda Nuevo Sol / Dólar Americano, utilizado. Regulación de 2005 Página 18 de 39

22 2.5 Respuesta a las Observaciones y Propuesta Final de EGASA El 11 de enero de 2004, EGASA remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG. Reafirma que el cálculo de las tarifas y compensaciones al SST de EGASA ha sido realizada en concordancia al SEA reconocido por el OSINERG en la regulación del año 2003 para SEAL. Asimismo, indica que las compensaciones correspondientes a la Línea de Transmisión en 138 kv y las celdas de conexión que unen las subestaciones Santuario 138 kv y Chilina 138 kv, fueron reguladas en el 2004, y que su propuesta abarca únicamente al transformador de 138/22,9 kv y su respectiva celda de conexión, así como el VNR no eléctrico, no reconocido en la regulación del Respuesta a las Observaciones Generales 1. Falta de Sustento EGASA manifiesta que no pretende modificar el SEA establecido por OSINERG en la regulación del 2003, agrega que el estudio presentado para la compensación de su sistema secundario de transmisión ha sido establecido en base al SEA determinado por OSINERG en la regulación del 2003, ver el Gráfico N 2.3. EGASA manifiesta que el transformador de 138/22,9 kv ubicado en Chilina 138 kv, existente en el SEA establecido por OSINERG, es una instalación para atender la demanda de Chilina. Sostiene que este transformador sería el equivalente del transformador 138/33 kv que existe en la subestación Chilina; el cual OSINERG, con el propósito de conseguir el SEA, habría reemplazado el transformador de 138/ 33 kv por un transformador de 138/22,9 kv. En ese sentido, prosigue EGASA, la configuración del SEA establecido en la regulación del 2003 incluye para EGASA las siguientes instalaciones: Una Línea de Transmisión en 138 kv Un transformador de 138/22,9 kv Celdas de conexión que unen las subestaciones Santuario y Chilina EGASA manifiesta que es propietaria del único transformador 138/33 kv que existe en la S.E. Chilina, por lo tanto el transformador de 138/22,9 kv correspondiente al SEA establecido por OSINERG es una instalación perteneciente a EGASA, por lo que le corresponde el peaje correspondiente a esta instalación. Regulación de 2005 Página 19 de 39

23 Gráfico N 2.3 Sistema Económicamente Adaptado de Arequipa - Regulación del Inversión no Eléctrica EGASA sostiene que el VNR no eléctrico es un costo que tiene que ser compensado con la tarifa y mantiene su posición en solicitar la inclusión del rubro VNR no eléctrico Respuesta a Observaciones Específicas 3. Horizonte de análisis en la Horizonte de Análisis EGASA ha realizado la proyección de la demanda para el sistema eléctrico de Arequipa para el periodo comprendido entre los años , el cual se muestra en el Cuadro N Asimismo, la demanda del año 2019 para Arequipa ha sido estimada con una tasa decrecimiento de 3.06%, estimada como el promedio de la tasa de crecimiento de los últimos cinco (5) años ( ). Para Yura se ha mantenido el crecimiento de 0.5%. Regulación de 2005 Página 20 de 39

24 Cuadro N 2.10 Pronóstico de la Demanda Sistema Arequipa (GWh) Arequipa Yura Año Regulados Libres Pérdidas Total Total Total BT MT MT AT Dist. AT MT MT-AT , ,844 17,156 31,936 61, , ,915 65, , , ,963 17,242 32,096 59, , ,627 67, , , ,458 17,328 32,257 57, , ,438 72, , , ,346 17,415 32,418 55, , ,357 72, , , ,643 17,502 32,580 52, , ,387 72, , , ,365 17,589 32,743 54, , ,480 72, , , ,432 17,677 32,907 56, , ,977 73, , , ,874 17,766 33,071 58, , ,888 73, , , ,705 17,855 33,236 59, , ,230 73, , , ,940 17,944 33,403 61, , ,018 74, , , ,593 18,034 33,570 63, , ,269 74, , , ,681 18,124 33,737 65, , ,000 74, , , ,218 18,214 33,906 68, , ,228 75, , , ,222 18,305 34,076 70, , ,973 75, , , ,242 18,865 35,118 72, , ,664 76, , Determinación del SEA EGASA sostiene que el SEA utilizado para la compensación de su Sistema Secundario de Transmisión del periodo 2005, es concordante con el SEA establecido para la empresa SEAL, al ser este el mismo establecido en la regulación del Señala que el transformador de 138/22,9 kv correspondiente al SEA establecido por OSINERG es una instalación que pertenece a EGASA, siendo esta instalación el equivalente del transformador 138/33 kv que existe en la subestación Chilina. Concluye que al ser EGASA propietaria del único transformador 138/33 kv que existe en la subestación Chilina, le corresponde la compensación por dicha instalación. Ver anexo 1 (Diagrama unifilar del Sistema Eléctrico de Arequipa). Con relación a los costos de inversión, EGASA absuelve las siguientes observaciones del OSINERG: 5. Criterios empleados EGASA señala haber considerado el mismo SEA para su sistema establecido por OSINERG en la regulación del año Asimismo, insiste que el transformador de 138/22,9 kv correspondiente al SEA establecido por OSINERG es el equivalente al transformador 138/33 kv existente en la subestación Chilina. Indica, además, que los costos de inversión empleados corresponden a los costos reales incurridos, para el cual ajunta una factura de US$ , sin incluir impuestos, entregado en los almacenes de Charcani V. Regulación de 2005 Página 21 de 39

25 Respecto al centro de control para su SEA, manifiesta haber determinado en proporción al costo base de la infraestructura utilizado para la privatización de EGASA. Presenta cifras globales para el centro de control cuyo valor asciende a US$ La proporción calculada para el SEA es de 1,59% con un monto equivalente a US$ Adjuntan las fichas de suministro de materiales y equipos de la valorización de la celda del transformador en 33 kv. 6. Cálculos Justificativos EGASA menciona que no propone un nuevo SEA, sino que es el mismo determinado en la regulación del Considera que el transformador 138/22,9 kv de la subestación Chilina determinado en el SEA de SEAL, sería el equivalente al transformador existente 138/33 kv de propiedad de EGASA. 7. Fuentes de información EGASA sustenta los costos unitarios de suministro de equipos y materiales con una factura expedida por la empresa ABB por un monto de US$ , que corresponde al transformador de potencia 138/34,5 kv, (ONAN - ONAF). Asimismo, adjunta sin el debido sustento las fichas de suministro de materiales y equipos de la valorización de la celda del transformador 33 kv. 8. Costos Indirectos y Gastos Financieros EGASA señala haber corregido los gastos financieros y gastos administrativos concordantes con la regulación del Los costos del terreno siguen considerando en los costos indirectos. 9. Costos de inversión no eléctricos EGASA reafirma su solicitud de incluir el VNR no eléctrico, el cual deberá ser compensado por la tarifa; señala que dicho rubro incluye el centro de control, equipos de almacén y medición, equipos de oficina y terrenos de almacén. Sostiene que en el rubro de inmuebles se está considerando lo relativo a almacén, donde se guardan los equipos y materiales y construcciones y el edificio para albergar al personal de la organización que dedica un tiempo para administrar las labores que corresponden a la línea de transmisión, menciona que, de lo contrario este personal no tendría el ambiente de trabajo adecuado. Con relación a los costos de operación y mantenimiento, EGASA absuelve las siguientes observaciones del OSINERG: 10. Costos de Operación EGASA señala que ha mantenido los mismos costos de operación establecidos por OSINERG para su SST en la regulación del Asimismo, afirma que el criterio adoptado para el prorrateo de los costos de operación es el mismo establecido en la regulación del Por tanto, concluye, que el costo de personal de operación, vehículos y herramientas valorizado para la celda de línea 138kV, transformador y Regulación de 2005 Página 22 de 39