Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones del SST de ELECTROCENTRO S.A.

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1 Informe OSINERG-GART/DGT N 012A-2005 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones del SST de ELECTROCENTRO S.A. 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 ELECTROCENTRO S.A. (en adelante ELECTROCENTRO ), correspondiente a la regulación del año Cabe señalar, que las tarifas y compensaciones del SST de ELECTROCENTRO fueron fijadas expresamente en el proceso correspondiente al año 2002 y actualizadas el año 2004, las mismas que se encuentran vigentes a la fecha. En ese sentido, de acuerdo con el análisis realizado por el OSINERG, se han efectuado los siguientes cambios, con relación a la propuesta final presentada por dicha empresa concesionaria para la presente fijación tarifaria: Se ha utilizado el Método de Extrapolación de Tendencias para la proyección de la demanda, sobre la base de la información histórica suministrada por ELECTROCENTRO y lo disponible en el OSINERG. Se ha racionalizado el Sistema Económicamente Adaptado, de acuerdo a la nueva proyección de la demanda y a criterios de mínimo costo. Se ha determinado el costo de inversión sobre la base de la actualización de costos de recursos empleados en la fijación tarifaria del año 2002, aplicados al SEA determinado. Se ha determinado el costo de operación y mantenimiento sobre la base de costos eficientes aplicados al SEA de ELECTROCENTRO. Con base en cálculos de flujo de carga, se determinaron los factores de pérdidas marginales de potencia y energía y los ingresos tarifarios del SST de ELECTROCENTRO. Por su parte, ELECTROCENTRO presentó sus opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución, que se resumen en los siguientes puntos: Regulación del año 2005 i

3 Observa la proyección de la demanda de energía en base a tendencias, determinada por el OSINERG y, considera que su proyección genera mejores resultados que las del OSINERG. Solicita que se incluyan como parte del SEA instalaciones cuya tensión real es menor de 30 kv. Incluye en esta solicitud a las subestaciones cuya tensión de operación cambió, en el SEA, de 138 kv o 33 KV a 22,9kV. Así mismo, también incluye a las instalaciones de transformación que elevan de media tensión a 22,9 kv, que se encuentran dentro de subestaciones de transmisión. Observa las configuraciones de los sistemas Huancayo, Ayacucho y Tarma - Chanchamayo, señalando que las caídas de tensión no cumplen las normas técnicas. Además, en el caso del sistema Huancayo solicita que se considere una configuración en anillo en lugar de la configuración radial determinada por el OSINERG. En el sistema Pampas - Tayacaja, solicita que se incluya como parte del SEA a la línea en 60 kv Cobriza 1 Pampas y la subestación conexa de 7MVA, de propiedad de ADINELSA. Solicita que se considere sus costos de inversión señalando que los costos empleados por el OSINERG no corresponden al mercado. Observa que no se ha considerado sus costos de mantenimiento, y que los costos personal, empleados por el OSINERG, para este efecto no incluyen los beneficios sociales, bonificaciones, seguros, gratificaciones ni CTS. Solicita que se considere una nueva organización, distinta a la considerada en su propuesta final, para la operación del SST, la cual está compuesta por 38 personas. Observando que la organización propuesta por el OSINERG no permite cubrir los turnos necesarios. Del análisis realizado, las tarifas por el uso del Sistema Secundario de Transmisión de ELECTROCENTRO son las que se muestran en el siguiente cuadro: PEAJES SECUNDARIOS UNITARIOS ACUMULADOS (ctms. S/. / kw.h) Sistema Alta Tensión (AT) Media Tensión (MT) Electrocentro S/Pasco 0,9694 1,5923 ADINELSA S/Pasco 0,1648 0,1909 TOTAL Electrocentro S/Pasco 1,1342 1,7832 Electrocentro PASCO - 0,2059 ADINELSA PASCO 0,0108 0,0385 TOTAL PASCO 0,0108 0,2444 Regulación del año 2005 ii

4 Asimismo, los factores de pérdidas marginales de potencia y energía, acumulados en AT y MT son: FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES ACUMULADOS Alta Tensión Media Tensión Factor (AT) Acumulado (MT) Acumulado Factor de pérdidas marginales de energía (FPME) 1,0303 1,0357 Factor de pérdidas marginales de potencia (FPMP) 1,0416 1,0507 Estas compensaciones han sido determinadas con un Tipo de Cambio de 3,263 S/./US$ y un índice de Precios al Por Mayor de 165, que corresponden al ultimo día hábil de marzo de El impacto a usuario final es el que se muestra en el cuadro siguiente: IMPACTO A USUARIO FINAL (1) Tarifas del SST de Electrocentro 2005 (ctm. s/. S//kW.h) Sistema Valor Vigente (2) (A) OSINERG (B) Propuesta Final Electrocentro (D) Propuesta Final Electrocentro (D) B/A -1 Total C/A -1 Total D/A -1 Total Huancayo 36,50 36,74 38,58 37,36 0,7% 5,7% 2,35% Pasco 37,66 37,85 40,89 40,83 0,5% 8,6% 8,4% (1) Para un usuario residencial con consumo mensual promedio de 65 kwh. (2) Vigente al 31 de Marzo de 2005 Regulación del año 2005 iii

5 INDICE 1. INTRODUCCIÓN ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA REGULACIÓN DE LOS SST AÑO PROPUESTA INICIAL DE ELECTROCENTRO Proyección de la Demanda Determinación del Sistema Económicamente Adaptado Costos de Inversión Costos de Operación y Mantenimiento Peajes y Compensaciones Factores de Pérdidas e Ingreso Tarifario Peajes Impacto Tarifario PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA OBSERVACIONES DEL OSINERG A LA PROPUESTA DE ELECTROCENTRO Observaciones Generales Observaciones Específicas Proyección de la demanda Determinación del SEA Costos de Inversión Costos de Operación y Mantenimiento Peajes Secundarios Unitarios, Ingresos Tarifarios y Factores de Pérdidas Marginales Determinación de la Fórmula de Actualización RESPUESTA A LAS OBSERVACIONES Y PROPUESTA FINAL DE ELECTROCENTRO PUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN PREPUBLICADO ANÁLISIS DEL OSINERG Proyección de la Demanda Determinación del SEA Determinación de los Costos de Inversión Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento Determinación del Peaje Secundario de ELECTROCENTRO Fórmula de Actualización CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ANEXOS... 3 Anexo A Instalaciones comprendidas en el SEA de la PROPUESTA INICIAL de ELECTROCENTRO Anexo B Instalaciones comprendidas en el SEA de la PROPUESTA FINAL de ELECTROCENTRO... 3 Anexo C Resumen del Análisis de la Absolución de Observaciones... 3 Anexo D Instalaciones comprendidas en el SEA resultado del análisis del OSINERG Anexo E Información proporcionada por ELECTROANDES Regulación del año 2005 Página 1 de 98

6 Anexo F Información proporcionada por ADINELSA sobre la línea Ayacucho - Cangallo Anexo G Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ELECTROCENTRO al Proyecto de Resolución... 3 Anexo H Cuadros Comparativos REFERENCIAS... 3 Regulación del año 2005 Página 2 de 98

7 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 ELECTROCENTRO S.A. (en adelante ELECTROCENTRO ) correspondiente a la regulación del año Para su elaboración 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 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: (...) b) Las tarifas y compensaciones a titulares de Sistemas de Transmisión y Distribución; Regulación del año 2005 Página 3 de 98

8 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 de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. 3 4 (...) 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 4 de 98

9 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 el artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas. Las tarifas de Transmisión Secundaria serán determinadas para cada concesionario. Regulación del año 2005 Página 5 de 98

10 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 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 6 de 98

11 2. Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones lleva 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. 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 publicación 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 Gráfico No. 3.1 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 Regulación del año 2005 Página 7 de 98

12 por los titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su evaluación. 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. Analizados los informes de levantamiento de observaciones y propuestas finales de los titulares de SST, el 18 de febrero de 2005 se publicó en el Diario El Peruano y en la página Web del OSINERG-GART, la Resolución OSINERG N OS/CD, mediante la cual se presenta la información utilizada y los proyectos de resolución para la fijación de tarifas y compensaciones de los SST. El 11 de marzo de 2005 se realizó la segunda audiencia pública, en la que el OSINERG expuso y sustentó los criterios, metodología y modelos utilizados en el presente procedimiento de fijación tarifaria de los SST. Hasta el 16 de marzo de 2005 los interesados presentaron sus opiniones y sugerencias respecto a la información empleada y proyectos de resolución publicados. Estas opiniones y sugerencias fueron publicadas en la página Web del OSINERG-GART. 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. Este estudio corresponde al análisis del Estudio Técnico Económico presentado por ELECTROCENTRO, como sustento de su propuesta de fijación de Tarifas y Compensaciones para su SST. Regulación del año 2005 Página 8 de 98

13 Cuadro No. 2.1 PROCESO DE FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES DEL SST AÑO 2005 c g k ñ a PRESENTACIÓN DE ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS CON PROPUESTAS DE TARIFAS Y COMPENSACIONES (TITULARES SST) AUDIENCIA PÚBLICA PRESENTACIÓN Y SUSTENTO DE ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS (TITULARES SST) e 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) OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO A LA PREPUBLICACIÓN (INTERESADOS) i INTERPOSICIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (INTERESADOS) m 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 b OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS DE TITULARES SST (OSINERG) PUBLICACIÓN DE LAS ABSOLUCIONES EN PÁGINA WEB DEL OSINERG f AUDIENCIA PÚBLICA EXPOSICIÓN Y SUSTENTO DE CRITERIOS, METODOLOGIA Y MODELOS ECONÓMICOS (OSINERG) PUBLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES DE LOS SST (OSINERG) j 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) n PUBLICACIÓN DE RESOLUCIONES QUE RESUELVEN LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (OSINERG) d h l o Regulación del año 2005 Página 9 de 98

14 2.2 Propuesta Inicial de ELECTROCENTRO De acuerdo con lo dispuesto por el Ítem a) del Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, ELECTROCENTRO presentó, con fecha 29 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 ). Cabe señalar, que las tarifas y compensaciones del SST de ELECTROCENTRO fueron fijadas expresamente en el proceso correspondiente al año 2002 y actualizadas el año 2004, las mismas que se encuentran vigentes a la fecha. Las instalaciones involucradas en la PROPUESTA INICIAL de ELECTROCENTRO son las que corresponden a los sistemas de transmisión siguientes: Sistema Cobriza - Huanta Ayacucho Sistema Huancavelica Sistema Huancayo Valle del Mantaro Sistema Pasco Sistema Tarma Chanchamayo Sistema Huancavelica Rural Sistema Tablachaca Como sustento de su propuesta, ELECTROCENTRO ha presentado, en un ejemplar impreso y en medio magnético, la siguiente documentación referente a sus instalaciones: 1) Proyección de la demanda. 2) Costos de inversión. 3) Costos de Operación y Mantenimiento. 4) Cálculo de peajes unitarios Proyección de la Demanda ELECTROCENTRO, presentó una proyección de la demanda de energía basada en un modelo econométrico que correlaciona las ventas de energía con las variables PBI nacional y el Índice de Precios al por Mayor (IPM), cuyos resultados se muestran en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 2-1 Proyección de la Demanda POPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO Año Demanda Crecimiento GWh (%) ,31% ,31% Regulación del año 2005 Página 10 de 98

15 Año Demanda Crecimiento GWh (%) ,31% ,31% ,31% ,31% ,31% ,31% ,31% ,31% ,31% ,31% ,31% ,31% Determinación del Sistema Económicamente Adaptado ELECTROCENTRO ha presentado un Sistema Económicamente Adaptado sobre la base del sistema de transmisión existente, el mismo que difiere del SEA correspondiente a las tarifas vigentes. En el Anexo A, se listan las instalaciones correspondientes al SEA de la PROPUESTA INICIAL Costos de Inversión ELECTROCENTRO, propone un total de miles de US$, como costo de inversión de las instalaciones que conforman su SST, según se muestra en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 2-2 PROPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO COSTO DE INVERSIÓN (Miles US$) Año Líneas Subestaciones Centro de Control Total Regulación del año 2005 Página 11 de 98

16 2.2.4 Costos de Operación y Mantenimiento El valor del costo anual de operación y mantenimiento propuesto por ELECTROCENTRO para su SST, es de miles de US$ anuales, según el detalle que se muestra en el siguiente cuadro. Cuadro Nº 2-3 PROPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$) Año Operación Mantenimiento Gestión Total Peajes y Compensaciones Factores de Pérdidas e Ingreso Tarifario ELECTROCENTRO no presentó propuesta para los factores de pérdidas marginales de energía y potencia, tampoco presentó una propuesta para los correspondientes ingresos tarifarios Peajes ELECTROCENTRO propone los siguientes peajes unitarios por su SST: Cuadro Nº 2-4 PROPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS (ctms. S/./kW.h) CBPSE en Puntos de Venta de Energía Concesionarios / SST ( ctm. S/./ kw.h) a) En AT (acumulado) ELECTROCENTRO 1,8582 3,6867 ADINELSA 0,4774 0,8027 TOTAL 2,3356 4,4894 ELECTROCENTRO PASCO 0,0901 3,2740 b) En MT (acumulado) Regulación del año 2005 Página 12 de 98

17 2.2.6 Impacto Tarifario Los peajes propuestos por ELECTROCENTRO resultan mayores en 177,1% y 5778% respecto de los peajes vigentes, según se muestra en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 2-5 PROPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO COMPARACIÓN DE PEAJES SISTEMA HUANCAYO (ctms. S/./kW.h) Valor Vigente Propuesta Valores Acumulados Final Electrocentro (A) (D) Peaje MAT C/A -1 Total Peaje AT 1,0609 2, ,2% Peaje MT 1,6200 4, ,1% (A) Peajes vigentes al 31 de enero de Cuadro Nº 2-6 PROPUESTA INICIAL ELECTROCENTRO COMPARACIÓN DE PEAJES SISTEMA PASCO (ctms. S/./kW.h) Valor Vigente Propuesta Valores Acumulados Final Electrocentro (A) (D) Peaje MAT Peaje AT C/A -1 Total Peaje MT 0,0557 3, % (A) Peajes vigentes al 31 de enero de Primera Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia pública para el 3 de diciembre de 2003, con el objeto que los titulares de transmisión, entre ellos ELECTROCENTRO, 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, hasta el 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. 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. Regulación del año 2005 Página 13 de 98

18 2.4 Observaciones del OSINERG a la Propuesta de ELECTROCENTRO 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 ELECTROCENTRO. 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. La proyección de demanda no incluyó la demanda de los clientes libres, y se basó en una serie histórica insuficiente de cuatro años. Por lo que se solicitó se presente un nuevo modelo de proyección de demanda correctamente elaborado. 2. Las instalaciones incluidas no correspondían a un Sistema Económicamente Adaptado. Al respecto, se solicitó a ELECTROCENTRO, presente una propuesta de manera que incluya instalaciones consistentes con el criterio de SEA de mínimo costo total. 3. No presentó la información que sustente los costos unitarios de los recursos empleados en los costos inversión, operación y mantenimiento, que han variado con respecto a los utilizados en la regulación del año Por lo que, se solicitó se sustente los costos de los recursos sobre la base de análisis estadísticos de costos de mercado. 4. Los cálculos y archivos sustentatorios presentados fueron incompletos, faltaban los cálculos civiles de fundaciones, cortocircuito, fundaciones, selección de aislamiento e ingresos tarifarios. Por otro lado, las hojas de cálculo presentadas no conservaban los vínculos a los resultados intermedios de otros archivos de cálculo, imposibilitando la verificación de la consistencia de los resultados mostrados y los cálculos efectuados en los archivos. Al respecto, se solicitó a ELECTROCENTRO, presente todos los cálculos justificativos y los archivos informáticos debidamente enlazados. 5. Se presentó información que no está relacionada con los resultados, sobre la que se solicitó su depuración. Regulación del año 2005 Página 14 de 98

19 2.4.2 Observaciones Específicas Proyección de la demanda 6. No se presentó la información de sustento de los datos estadísticos empleados para la proyección de la demanda de energía. 7. No se presentó el sustento de la proyección de la máxima demanda de potencia (MW), por lo que se solicitó presente los criterios, metodología y resultados. 8. Los datos empleados para el año 2004, no corresponden a los valores reales ejecutados. 9. No se presentó el sustento de los datos históricos de las variables IPM y PBI empelados en el modelo Determinación del SEA 10. En la propuesta, se modificó la configuración de las subestaciones con respecto a la configuración de la fijación tarifaria vigente. 11. Las instalaciones propuestas se encontraban sobredimensionadas, por lo que se solicitó se reformule el SEA, de manera que cumpla con el criterio de equilibrio entre la oferta y la demanda. 12. Se incluyeron instalaciones redundantes, tales como transformadores en serie que reducen de alta tensión a media tensión y nuevamente elevan a alta tensión. Así mismo, se propuso una configuración en anillo en el Sistema Huancayo, sin que se presente el sustento debido. 13. No se presentó el sustento técnico económico sobre las características y dimensionamiento del centro de control. 14. No se tuvo en cuenta el Sistema Económicamente Adaptado de Electroandes, donde la subestación Junín se alimenta en 22,9 kv, mientras que ELECTROCENTRO, presenta una configuración en 60 kv. 15. No se tuvo en cuenta el Sistema Económicamente Adaptado de Cemento Andino, que considera la subestación Condorcocha operando a 60 kv con barras de llegada de la subestación Caripa y salida hacia la subestación Ninatambo. 16. Se consideró instalaciones que no forman parte del Sistema de Transmisión, por operar en tensiones menores a 30 kv, siendo estas las siguientes: Línea 22,9 kv Oxapampa Villa Rica Línea 13,2kV Concepción Ingenio Línea 22,9 kv Ingenio Rumichaca Regulación del año 2005 Página 15 de 98

20 Subestación Huancavelica Norte 10/22,9 kv 2,5 MVA Subestación Rumichaca 22,9 kv 2,6 MVA Subestación Chumpe 12,5/22,9 kv 0,5 MVA Subestación Chaprín 2,4/13,2 kv 3 MVA Subestación Smelter 2,4/10 kv 1,2 MVA Celda 22,9 kv en Subestación Villa Rica 17. No se presentaron los archivos magnéticos con los cálculos de sustento de la determinación del SEA, tales como flujos de potencia. 18. Las valorizaciones de las subestaciones no correspondían a sus diagramas unifilares. 19. Falta de información relevante para el análisis, tales como planos de ubicación geográfica de sus instalaciones Costos de Inversión 20. Los costos de líneas de transmisión empelados, estaban elevados respecto a la fijación de tarifas vigentes, por lo que se solicitó un sustento técnico económico. 21. No se presentó el sustento para la selección del material de las estructuras y de los aisladores. 22. Se duplicaron los costos de cimentación, montaje electromecánico y transporte en los módulos de líneas de transmisión. 23. No se presentaron los cálculos de selección óptima de conductor. 24. Los módulos estándar presentados en los archivos impresos no son los que se emplearon efectivamente en la valorización de las líneas. 25. Se encontraron inconsistencias entre la información impresa y los valores efectivamente empleados en los archivos informáticos. 26. Los gastos financieros se calcularon con una tasa distinta a la empleada en la fijación vigente, que es la tasa activa de mercado promedio ponderado en moneda extranjera o TAMEX, por lo que se solicitó corregir los gastos financieros, con base además, en cronograma de desembolsos y tiempos de construcción optimizados. 27. Se elevaron los costos de las celdas respecto a la fijación vigente, por lo que se solicitó se presente el sustento debido. 28. No se presentó el sustento del costo de inversión del Centro de Control. 29. Se consideró, incorrectamente, un gasto de aduanas único de 14 %, sin considerar las diferentes tasas arancelarias existentes. 30. No se presentó el sustento de los Costos Indirectos empleado a modo de porcentaje. Regulación del año 2005 Página 16 de 98

21 Costos de Operación y Mantenimiento 31. Los costos de Operación y Mantenimiento presentados son superiores a los valores vigentes, por lo que se solicitó un sustento técnico económico de dichos costos. 32. No se presentó el sustento sobre la necesidad de actividades de mantenimiento ni de los valores de periodicidad anual ni rendimientos asumidos para dichas actividades. 33. Se aplicaron, erróneamente, módulos de 60 kv en líneas de 33 kv. 34. Se adicionó, con relación a la fijación vigente, costos indirectos a las actividades de mantenimiento, sin presentar ningún sustento al respecto. 35. Se presentó un método de costeo de actividades de mantenimiento de manera desagregada, el cual genera ineficiencias sin tener en cuenta las economías de escala. 36. No se ha considerado el valor del dinero en el tiempo para determinar el costo anual de operación y mantenimiento. 37. No se ha presentado el sustento de la operación de las subestaciones en forma atendida distinta a la configuración no atendida utilizada en la fijación tarifaria vigente. Por lo que se solicitó que se determine los costos de operación de subestaciones teniendo en cuenta la automatización actividades mediante el centro de control. 38. No se ha prorrateado los costos de operación a la transmisión, teniendo en cuenta que ELECTROCENTRO tiene la actividad de generación y de distribución con los cuales comparte la operación de las subestaciones. 39. No se ha presentado el sustento del costo de personal de operaciones. 40. La estructura de costos del módulo del centro de control presenta un metrado excesivo de materiales, al multiplicar por un factor de nueve innecesario, las cantidades de los elementos empleados en el mantenimiento de RTUs. 41. Los cálculos de costos de gestión no coinciden con el procedimiento descrito en el documento impreso de la propuesta. 42. No se presentó el sustento de los costos de seguridad de subestaciones, mediante el cual se determine la cantidad de vigilantes y el costo unitario de los mismos. Por otro lado, tampoco se ha prorrateado los costos de seguridad a la transmisión, dado que también se comparte con las oficinas administrativas. 43. No se debe incluir el costo de patrullaje, por no ser una actividad estándar. Regulación del año 2005 Página 17 de 98

22 Peajes Secundarios Unitarios, Ingresos Tarifarios y Factores de Pérdidas Marginales 44. Se encontró errores en el procedimiento de cálculo descrito en el numeral 8.2 de la PROPUESTA INICIAL 45. No se aplicó lo dispuesto en el Decreto Supremo N EM. 46. Se emplearon datos de demanda del periodo 2004 a 2018, en lugar de los correspondientes al periodo Se varió la manera de calcular el peaje del sistema Pasco, al emplear únicamente la demanda que atiende ELECTROCENTRO en dicho sistema, en lugar de considerar la demanda total de los sistemas Pasco Tarma Chanchamayo. 48. El valor de peaje por transmisión propuesto incluyó, erradamente, únicamente los costos de las líneas de transmisión, sin incluir los valores de las celdas de línea respectivas, las mismas que han sido incluidas como parte del cargo de transformación. 49. No se presentaron los valores para los factores de pérdidas marginales. 50. No se presentaron los valores para ingreso tarifario. 51. Se encontró inconsistencias entre el texto y los archivos informáticos. 52. Se incluyó erróneamente la subestación Incho desde el año inicial, cuando en su propuesta entra en un año posterior. 53. No se ha revisado el régimen de uso de las instalaciones, dada la operación de las centrales de generación existentes Determinación de la Fórmula de Actualización 54. No se ha presentado el cálculo de los índices de las fórmulas de actualización. 2.5 Respuesta a las Observaciones y Propuesta Final de ELECTROCENTRO El 11 de enero de 2004, ELECTROCENTRO remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG y presentó información con los resultados modificados de su estudio (en adelante PROPUESTA FINAL ). Con relación a la proyección de la demanda: 1. Para la proyección de la demanda de energía ELECTROCENTRO presentó, luego de analizar distintos modelos en base a variables PBI, IPM, demanda de clientes, inflación y población, un nuevo modelo econométrico, en función de la variable demanda interna, en lugar del IPM Regulación del año 2005 Página 18 de 98

23 y PBI empleado en la PROPUESTA INICIAL. Para ello, utilizó datos históricos desde el año Así mismo, se incluyó la demanda de los clientes libres, la que se consideró constante en el horizonte del estudio. 2. La demanda de potencia se calculó sobre la base de la energía proyectada y el factor de potencia registrado para cada localidad. Los valores del pronóstico de demanda de la PROPUESTA FINAL son: Cuadro Nº 2-7 POPUESTA FINAL ELECTROCENTRO Proyección de la Demanda Año Demanda Crecimiento GWh (%) ,9% ,9% ,9% ,9% ,8% ,8% ,8% ,8% ,7% ,7% ,7% ,7% ,7% ,6% Con relación a la determinación del SEA: 3. Se realizaron los siguientes cambios: a. Las líneas en 33 kv del Sistema Huancayo - Valle del Mantaro, se modificaron a 22,9 kv. b. En el sistema Ayacucho, se cambió la tensión de la línea Ayacucho Cangallo de 66 kv a 22,9 kv. c. En el sistema Tarma Chanchamayo se cambió el punto de alimentación a la subestación Carpapata, eliminando su conexión desde la subestación Condorcocha. d. En el sistema Oxapampa se cambió la tensión de la línea Yaupi Oxapampa de 138 kv a 22,9 kv e. Se eliminaron las instalaciones de transformación redundantes. 4. Se mantiene la configuración en anillo en la ciudad de Huancayo, así como la nueva subestación Incho asociada. 5. Se mantienen las instalaciones cuya tensión es menor a 30 kv. Regulación del año 2005 Página 19 de 98

24 6. No se tomó en cuenta el SEA de Electroandes S.A. ni tampoco el de Cemento Andino S.A. 7. No se optimizaron las instalaciones, las que continúan sobredimensionadas. En el Anexo B, se listan las instalaciones correspondientes al SEA de la PROPUESTA FINAL. Con relación a la determinación del Costo de Inversión: 8. Para las líneas de 60 kv se emplearon los módulos de la fijación tarifaria vigente, a los cuales se añadieron partidas de cimentación. Por otro lado, se modificó el gasto financiero a 9,6% del costo directo. 9. Para el caso de líneas en 22,9 kv se presentaron valorizaciones en base a análisis de costos unitarios. 10. En el caso de subestaciones se emplearon los mismos módulos empleados en la regulación del año 2002 y no los de la fijación tarifaria vigente, que corresponde a la revisión del año Se adjuntó el detalle de la valorización del centro de control propuesto. 12. Se efectuó una nueva valorización dada la variación en el SEA propuesto, teniendo en cuenta la inversión escalonada de los equipos. En el cuadro siguiente se muestran el costo de inversión de la PROPUESTA FINAL. Cuadro Nº 2-8 PROPUESTA FINAL ELECTROCENTRO COSTO DE INVERSIÓN (Miles US$) Año Líneas Subestaciones Centro de Control Total Regulación del año 2005 Página 20 de 98

25 Con relación a la determinación del Costo de Operación y Mantenimiento: 13. Se presentaron nuevos costos de mantenimiento de líneas y subestaciones. 14. Se mantiene la operación de las subestaciones en forma atendida. No se consideró costos de operación en las subestaciones Chupaca, Oxapampa ni Villarrica. 15. No se modificaron los costos de gestión. 16. Se eliminó el rubro de patrullaje de líneas del costo de seguridad 17. Se consideró el costo del dinero en el tiempo. 18. Se valorizó nuevamente el costos de operación y mantenimiento debido a la variación en la configuración del SEA. En el cuadro siguiente se muestra el costo de operación y mantenimiento de la PROPUESTA FINAL. Cuadro Nº 2-9 PROPUESTA FINAL DE ELECTROCENTRO COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$) Año Operación Mantenimiento Gestión Total Con relación al cálculo de las Tarifas y Fórmulas de Actualización: 19. Se modificó el cálculo para hallar el peaje unitario teniendo en cuenta las observaciones realizadas 20. Se presentaron valores de factores de pérdidas en base a las pérdidas medias. 21. Se ha propuesto como ingreso tarifario, los mismos porcentajes de la fijación tarifaria vigente. Regulación del año 2005 Página 21 de 98

26 22. No se modifica el cálculo para hallar el peaje unitario del sistema Pasco, al no considerar la demanda total de este sistema. 23. No se analizó el régimen de uso de las instalaciones de transmisión, debido a las centrales de generación inmersas en el SST. 24. Presentó nuevas fórmulas de actualización. En los cuadros siguientes se muestran los peajes unitarios y factores de pérdidas marginales de LA PROPUESTA FINAL. Cuadro Nº 2-10 PROPUESTA FINAL ELECTROCENTRO PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS (ctms. S/./kW.h) CBPSE en Puntos de Venta de Energía Concesionarios / SST ( ctm. S/./ kw.h) a) En AT (acumulado) ELECTROCENTRO 1,0810 2,3370 ADINELSA 0,3149 0,4218 TOTAL 1,3959 2,7588 ELECTROCENTRO PASCO - 0,1725 ADINELSA 0,2033 3,0378 TOTAL ELC PASCO 0,2033 3,2103 b) En MT (acumulado) Cuadro Nº 2-11 PROPUESTA FINAL ELECTROCENTRO FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES ACUMULADOS Alta Tensión Factor (AT) Acumulado Media Tensión (MT) Acumulado Factor de pérdidas marginales de energía (FPME) 1,0165 1,0196 Factor de pérdidas marginales de potencia (FPMP) 1,0268 1, Publicación del Proyecto de Resolución Con fecha 18 de febrero de 2005 se publicó la Resolución de Consejo Directivo OSINERG Nº OS/CD, la misma que contiene los Proyectos de Resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, aplicables para el periodo comprendido entre el 1 de mayo de 2005 y el 30 de abril de 2007 (en adelante PROYECTO DE RESOLUCIÓN. Dicha Resolución incluyó las tarifas correspondientes al SST de ELECTROCENTRO. Así mismo, se publicó en la página web del OSINERG la información que la sustenta. Regulación del año 2005 Página 22 de 98

27 2.7 Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una segunda audiencia pública la misma que se llevó a cabo el 11 de marzo de 2005, en la cual el OSINERG realizó la exposición y sustento de los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el presente procedimiento de fijación tarifaria para los SST. Cabe resaltar que, la realización de esta audiencia pública se produjo de manera descentralizada y simultánea en tres ciudades del país: Arequipa, Huancayo y Lima, a través de un sistema de multi videoconferencia. En esta audiencia pública, los consumidores, las empresas concesionarias, las asociaciones de usuarios y demás personas interesadas en la regulación de las tarifas de transmisión secundaria, pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el procedimiento en ejecución y su resultado tarifario y formular sus interrogantes. Durante esta audiencia pública se produjeron preguntas de los interesados las mismas que se absolvieron en el mismo acto. 2.8 Opiniones y Sugerencias respecto al Proyecto de Resolución Prepublicado El 16 de marzo de 2005 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. ELECTROCENTRO mediante documento GR presentó sus opiniones y sugerencias sobre los cargos propuestos por su SST. Al respecto, el informe OSINERG-GART-AL contiene el análisis correspondiente a los aspectos legales contenidos en las opiniones y sugerencias presentadas por ELECTROCENTRO. Así mismo, en el Anexo G se desarrolla el análisis técnico correspondiente. Como consecuencia de dicho análisis se realizaron las siguientes variantes: En la configuración del SEA - En las subestaciones, cuya tensión real es mayor o igual que 30 kv y que en el SEA adquieren una tensión de 22,9 kv, se han considerado celdas de línea, conforme se detalla en el Cuadro 7 del Anexo G - Se ha incluido las subestaciones Huancavelica Norte 10/22,9 KV - 0,5 MVA, Chumpe 12,5/22,9kV - 0,6 MVA, Chaprín 2,4/22,9kV - 0,6 MVA y Smelter 2,4/10kV - 0,6 MVA. - En el sistema Tarma Chanchamayo se ha modificado el conductor de de 120 mm 2 a 240 mm 2 y se ha considerado los siguientes condensadores en o En la subestación Condorcocha: 3000 kvar en el año 2005 y un incremento de 1000 kvar en el año Regulación del año 2005 Página 23 de 98

28 o En la subestación Ninatambo: 1500 kvar en el año o En la subestación Chanchamayo: 500 kvar el año 2010 y 1000 kvar adicional el año Se ha modificado la cantidad de celdas alimentadoras en media tensión de las subestaciones siguientes: Subestación Celda Variación Ayacucho Celda 22,9 kv - Línea primaria De 3 a 5 Huanta Celda 10 kv - Línea primaria De 1 a 2 Jauja Celda 13,2 kv - Línea primaria De 1 a 3 Alto Marcavalle Celda 10 kv - Línea primaria De 1 a 2 Carhuamayo Celda 10 kv - Línea primaria De 1 a 2 En los Costos de Inversión - Se ha actualizado los costos de las líneas de 22,9 kv sobre la base de la valorización presentada por ELECTROCENTRO. - En la línea Ninatambo Chanchamayo, se ha considerado el costo de postes metálicos presentados por ELECTROCENTRO. En los Costos de Operación y Mantenimiento - Como consecuencia de la variación del SEA se ha modificado la valorización de los costos de mantenimiento. - La valorización de la operación de subestaciones se realiza de acuerdo a una clasificación en atendidas, semiatendidas y no atendidas. 2.9 Análisis del OSINERG El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por ELECTROCENTRO tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL, así mismo, se ha tenido en cuenta las opiniones y sugerencias presentadas respecto a la prepublicación del PROYECTO DE RESOLUCIÓN. En este sentido, en el caso de las observaciones al estudio técnicoeconómico de ELECTROCENTRO, que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG, correspondió a este Organismo Regulador establecer los valores finales y fijar las tarifas y compensaciones dentro de los márgenes que se señalan en la LCE y su Reglamento Proyección de la Demanda En este aspecto, el modelo presentado por ELECTROCENTRO, se basa en variables de amplitud nacional que no pueden validarse como explicativas de la demanda de ELECTROCENTRO que tiene un ámbito regional donde las Regulación del año 2005 Página 24 de 98

29 actividades económicas no son todas las que se contemplan a nivel nacional. Por otro lado, los datos históricos empleados contienen inconsistencias que conllevan a errores en el análisis presentado. En consecuencia, se ha procedido a determinar la proyección de la demanda con base en los datos históricos obtenidos de los anuarios estadísticos de OSINERG. El OSINERG ha utilizado para la proyección de la demanda el Método de Extrapolación de Tendencias, donde la única variable explicativa es el tiempo. Tal como se demuestra en el Anexo G, numeral G.2.1, este método proporciona resultados que son el promedio de las proyecciones pesimistas y optimistas de los modelos econométricos. En este método, la evolución histórica puede evaluarse como un factor de crecimiento que perdurará en la extrapolación de esta tendencia. El modelo seguido para la proyección de la demanda de energía tiene la siguiente forma: D(t) = f(d(t-1), αt) (1) Donde: D(t) : demanda en el tiempo t. αt : tasa de crecimiento para el tiempo t. D(t-1) : demanda en el tiempo t-1. f() : función que relaciona la demanda y la tasa de crecimiento. De la expresión en (1), se estima la tasa de crecimiento, la cual se obtiene de acuerdo a la tendencia seleccionada. Para el caso de clientes regulados, se ha utilizado una tasa de crecimiento constante que es resultado de la tasa de crecimiento efectivo determinada por la tendencia seleccionada. En consecuencia, el modelo considerado se representa a través de la siguiente ecuación: D(t) = D(t-1) * (1 + α) (2) Cabe señalar que se ha discriminado la demanda de los sistemas aislados. Así mismo, se ha considerado que las demandas de los clientes libres Sinaycocha y SIMSA se mantienen constantes en el horizonte. Los resultados, así obtenidos, se muestran en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 2-12 Proyección de la Demanda (MWh) ANALISIS OSINERG Año Clientes Mercado Total Libres Regulado GWh ,09% ,10% ,10% ,10% ,10% ,10% ,10% Crecimiento (%) Regulación del año 2005 Página 25 de 98

30 Año Clientes Mercado Total Crecimiento Libres Regulado GWh (%) ,10% ,11% ,11% ,11% ,11% ,11% ,11% La demanda incluye las pérdidas en media baja tensión como un 5,58% de las ventas, tomado de los datos de demanda presentados por ELECTROCENTRO Determinación del SEA Debido a que el SEA propuesto por ELECTROCENTRO no corresponde a los criterios de mínimo costo, y que la proyección de la demanda resulta ser distinta a la de la PROPUESTA FINAL, el OSINERG ha procedido a determinar la configuración del SEA del SST de ELECTROCENTRO. Para dicho fin se ha empleado la información de la fijación de tarifas vigente, y la información, revisada, proporcionada por el titular. Con base en dicha información, se ha optimizado la configuración propuesta, en la que se verifica el cumplimiento de las normas técnicas, mediante análisis de flujos de carga. Las variaciones relevantes con relación a la PROPUESTA FINAL son los que siguen: No se incluyen las instalaciones que no son de transmisión debido a que su nivel de tensión real es menor a 30 kv y por tanto, corresponden ser reguladas en la determinación del Valor Agregado de Distribución (VAD). En el Sistema Huancayo Valle del Mantaro, no se considera la configuración anillo, ni la subestación Incho asociada; dado que ELECTROCENTRO no presentó un análisis técnico económico que sustente que es la alternativa de mínimo costo. En su lugar, se ha empleado una configuración radial, la cual resulta ser menos costosa y permite cumplir con las normas técnicas. En el sistema Ayacucho se ha cambiado la tensión de la línea Ayacucho Cangallo a 33 kv y se ha incluido la subestación Cangallo 33/22,9 kv. Así mismo, se ha tenido en cuenta la operación de la Central Hidroeléctrica Llusita en base a la información presentada por la empresa ADINELSA, que se adjunta en el Anexo E. Los sistemas Tayacaja y Pampas se han unido en uno solo en 22,9 kv, dado que ambos se alimentaban mediante líneas paralelas, pertenecientes a ELECTROCENTRO Y ADINELSA, que no correspondían al criterio de mínimo costo. El costo de inversión de la línea equivalente se ha prorrateado entre ADINELSA y ELECTROCENTRO en forma proporcional a la energía que las líneas alimentan. Regulación del año 2005 Página 26 de 98

31 En el sistema Tarma Chanchamayo, se ha cambiado el punto de alimentación a la barra de 60 kv de la subestación Condorcocha del SST adaptado de Cemento Andino. Se han optimizado las instalaciones sobredimensionadas de modo que correspondan a la demanda. En el Anexo D, se listan las instalaciones correspondientes al SEA de ELECTROCENTRO que resulta del análisis del OSINERG Determinación de los Costos de Inversión ELECTROCENTRO ha presentado los costos de inversión líneas y subestaciones sobre la base de los costos de la fijación tarifaria vigente, sobre la cual efectuó ciertas modificaciones, principalmente en el rubro de líneas en 22,9 kv. En cuanto al centro de control, ELECTROCENTRO presentó un costo sobre la base de una propuesta elaborada por una empresa proveedora. En ese sentido, con relación a los costos de inversión de líneas de transmisión, se ha racionalizado la propuesta de ELECTROCENTRO con base en lo siguiente: Se ha eliminado la partida de cimentación de estructuras, dado que ya está considerada dentro de la partida de estructuras vestidas. Se ha actualizado los costos de los recursos, con costos promedio de mercado. Se ha modificado el porcentaje de gastos financieros de 9,6% a 6%, que es igual al vigente, dado que ELECTROCENTRO no ha presentado sustento debido para su modificación. En el caso de las líneas en 22,9 kv, se ha racionalizado la valorización presentada por ELECTROCENTRO; específicamente en los costos de conductores y mano de obra. Con relación a los costos de inversión de las subestaciones, se ha racionalizado la propuesta de ELECTROCENTRO mediante la actualización de los costos de los recursos, con costos promedios de mercado. Con relación a los costos de inversión del centro de control, se ha racionalizado la propuesta de ELECTROCENTRO con base en lo siguiente: Se ha actualizado los costos de los recursos, con valores promedios de mercado. Se ha considerado el sistema de comunicaciones correspondiente, que no estaba previsto en la PROPUESTA FINAL Cabe señalar que, para determinar los costos de inversión, el OSINERG ha seguido los mismos criterios y procedimiento empleados en la regulación del SST de ELECTROCENTRO en el año 2002, los cuales son los siguientes: Regulación del año 2005 Página 27 de 98

32 La determinación del costo de inversión de las líneas de transmisión y subestaciones se ha realizado en base a módulos de líneas definidas técnicamente y de costo eficiente, por la zona geográfica y ámbito del sistema considerado. Los costos de equipos y materiales se basan en costos de mercado tomados de diferentes fuentes (nacionales e importados) provenientes de cotizaciones solicitadas a las principales empresas comercializadoras del sector, la base de datos de la información entregada por el OSINERG, licitaciones de compras de la DEP/MEM e información de importación de equipos (Aduanas). Los costos de inversión se desagregan por tipo de moneda (nacional y extranjera). Como resultado se obtuvieron los costos de inversión que se muestran en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 2-13 ANALISIS OSINERG COSTO DE INVERSIÓN (Miles US$) Año Líneas Subestaciones Centro de Control Total Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento Con relación a los costos de mantenimiento, la PROPUESTA FINAL de ELECTROCENTRO, presentó inconsistencias al considerar un único módulo de mantenimiento para líneas de transmisión de distintas características. Así mismo, no se optimizaron las actividades de mantenimiento de subestaciones, debido a que se emplea las actividades en forma desagregada, en lugar de agruparlas por su similitud y así aprovechar las economías de escala al compartir recursos comunes, tales como movilidad, entre otros. Por otro lado, el titular no presentó el sustento de las periodicidades y rendimientos empleados para las distintas actividades. Con relación a los costos de operación, ELECTROCENTRO no presentó el sustento de los costos de operación, en el cual se analicen distintas Regulación del año 2005 Página 28 de 98

33 alternativas, que consideren la automatización de actividades debido a la inclusión del centro de control. En su defecto, mantiene la operación de subestaciones en forma atendida a pesar de que el centro de control permite el ahorro en personal. Por otro lado, en la operación del centro de control, ELECTROCENTRO no consideró el personal adecuado para dicha instalación. Así mismo, en el mantenimiento del centro de control consideró equivocadamente, nueve veces la cantidad propuesta. Con relación a los costos de gestión, la metodología empleada, por ELECTROCENTRO, se basa en factores aplicados al costo de inversión, por tal motivo dicho costo variará conforme varíe el costo de inversión. Con relación a los costos de seguridad, las hojas que contienen los cálculos correspondientes, muestran valores agregados sin el detalle respectivo, ni tampoco guardan relación con la información impresa de costos de seguridad que adjunta en el Anexo 8.12 de su PROPUESTA FINAL. En consecuencia, por las razones expuestas anteriormente en este numeral, el OSINERG ha procedido a determinar los costos de operación y mantenimiento sobre la base de las instalaciones que han sido consideradas en el SEA. Con relación a los costos de mantenimiento Se ha empleado la metodología del Costeo Basado en Actividades, la cual permite realizar el análisis de cada proceso y de sus actividades visualizando los que tienen mayor incidencia en los costos totales. Los criterios generales aplicados al mantenimiento de líneas de transmisión y subestaciones son los mismos que los empleados en la regulación del año 2002: La configuración evaluada es la del SEA considerado por el OSINERG. Los salarios del personal se ajustan a precios del mercado. Considerando la gran variedad de precios por los mismos equipos y herramientas existentes en el mercado, según marca y procedencia, los costos de equipos y materiales obedecen a precios del mercado con estándares de calidad y seguridad en su manipuleo. Los procesos y actividades de mantenimiento obedecen a actividades realizables y aplicables según las características de la infraestructura elegida. Los intervalos de intervención y los alcances obedecen al requerimiento de las instalaciones por condiciones climáticas, ubicación geográfica, niveles de tensión, tipo de instalación. Se debe considerar que la instalación es nueva y responde a un SEA. Los rendimientos de una actividad responden a las condiciones ambientales, ubicación geográfica de la instalación, calidad del recurso humano y características de la instalación. Con relación a los costos de operación Se considera una configuración de operación mediante personal de operación dedicado a las subestaciones y un centro de control. Para tal efecto las subestaciones se clasifican como atendidas, semiatendidas, compartidas y no atendidas. Regulación del año 2005 Página 29 de 98

34 Las estructura organizacional para la operación de ELECTROCENTRO es la que se muestra en el grafico siguiente: OPERACIÓN DEL SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN ELECTROCENTRO Jefe Centro de Control Operador de Centro de Control Ingeniero de Análisis del Sistema Coordinador Operación de Subestaciones Subestaciones Atendidas Subestaciones Semi-atendidas Subestaciones Compartidas Subestaciones No atendidas El personal de operación de centro de control considera turnos de 8 horas y el personal de operación de subestaciones 12 horas por turno. El centro de control considera un jefe de centro de control, un ingeniero de análisis, 4 operadores de centro de control, todos ellos en turno de 8 horas. Se cuenta además con 1 operador coordinador para dirigir y coordinar a los operadores de subestaciones, así como brindar apoyo en la operación del centro de control, en un turno de 12 horas. Adicionalmente, se ha considerado 5 operadores con objeto de cubrir las vacaciones del operador coordinador y de los operadores de las subestaciones. La operación de subestaciones atendidas es con dos operadores de subestaciones, las semi-atendidas con un operador de subestaciones en horas de noche y el apoyo de un operador de distribución en horas del día, las compartidas se valorizan de acuerdo a su importancia y se prorratea en función al número de celdas; en las subestaciones aisladas su operación se realiza con el apoyo de dos operadores de distribución. De esta manera ninguna subestación esta totalmente desantendida, pudiéndose reponer el servicio en el menor tiempo posible ante cualquier interrupción y brindar la seguridad del personal técnico. Se ha asignado a transmisión el 10% del costo de los operadores de distribución, para el resto del personal se le ha asignado el 75% a transmisión. Así mismo, en todas las subestaciones, se le asigna a la transmisión el 75 % de los costos de operación por concepto de servicios y herramientas. Cabe señalar que el costo de los operadores de distribución incluye el costo de movilidad para el traslado desde el punto en que se encuentran hasta la subestación de transmisión. El costo de personal incluye sueldo básico más seguros, bonificaciones y otros, correspondientes por ley a todo trabajador. Para el determinar el Regulación del año 2005 Página 30 de 98

35 costo del personal que labora en turnos de 12 horas se ha considerando un incremento del 50 % en su remuneración. Con relación a los costos de gestión Los costos de gestión incluyen los costos del personal de las áreas administrativas y jefatura de las áreas operativas, costos indirectos en la administración del negocio de transmisión de energía eléctrica incluyendo seguros, y costos de seguridad necesarios para la vigilancia de las instalaciones que lo requieran. En el caso de costos de personal, se empleó el inductor en función del costo de inversión, y al contar ELECTROCENTRO con instalaciones del SST y de distribución, la asignación es el 75% a transmisión, con lo que le costo anual de gestión personal asciende a US$ Para el caso de los costos no personales, la metodología se basó en la racionalización de los estados financieros correspondientes al año 2003, además se consideraron los costos de seguros, con lo cual los costos de gestión no personal ascienden a US$ Se ha considerado también el costo correspondiente al Impuesto a las Transacciones Financieras (ITF) de forma independiente del resto del COyM. Su cálculo se basa en un número esperado de vueltas que dé el dinero, y la tasa impositiva vigente en el mercado, actualmente del 0,0733%. En el cuadro siguiente se resumen los costos de operación y mantenimiento resultado del análisis del OSINERG. Cuadro Nº 2-14 ANALISIS OSINERG COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (US$) Rubro Líneas Subestaciones Centro de Control Total Operación Mantenimiento Gestión Seguridad de Instalaciones Total ITF TOTAL COyM En el siguiente cuadro se muestra la evolución del costo de operación y mantenimiento en el horizonte de estudio. Regulación del año 2005 Página 31 de 98

36 Cuadro Nº 2-15 ANALISIS OSINERG COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$) Año Operación Mantenimiento Gestión Total Determinación del Peaje Secundario de ELECTROCENTRO Dado que los valores de demanda, los costos de inversión, operación y mantenimiento variaron con respecto a la PROPUESTA FINAL, se han realizado los cálculos correspondientes para hallar los nuevos valores de peajes unitarios, factores de pérdidas marginales, ingreso tarifario, así como las fórmulas de actualización respectivas. El peaje unitario se calculó con la anualidad del Costo Medio de Inversión utilizando la tasa de descuento del 12% anual y 30 años de vida útil, y la demanda de ELECTROCENTRO, sin considerar la de sus sistemas aislados. En el caso del sistema Pasco, el peaje unitario se calculó con base en la demanda de todo el sistema Pasco que incluye la demanda de los clientes ubicados dentro de la concesión de Electroandes, no se consideró la demanda del sistema Tarma Chanchamayo ni la de Cemento Andino. Cabe señalar que se ha tomado en cuenta la variación de la demanda del sistema Pasco señalada por Electroandes en la comunicación adjunta en el Anexo E. Los factores de pérdidas presentados por ELECTROCENTRO, se basaron en valores de pérdidas medias, por lo cual se procedió a determinar los factores de pérdidas marginales sobre la base de cálculos de flujos de carga. Los ingresos tarifarios fueron determinados con los factores de pérdidas marginales. Los precios de potencia y energía utilizados para calcular el ingreso tarifario corresponden a la barra de referencia cercana a la zona de análisis, en este caso las barra Mantaro, Huayucachi 60kV, Oroya Nueva 50 kv y Condorcocha 44 kv, vigentes al 31 de marzo de El peaje secundario unitario resulta de dividir el valor presente del peaje anual entre el valor presente de la demanda de energía por cada nivel de tensión; se ha considerado la distribución de la demanda a lo largo del año por lo que Regulación del año 2005 Página 32 de 98

37 se ha aplicado una fórmula de descuento mensual, con los valores a fin de mes. Se ha utilizado un horizonte de 15 años ( ) para la determinación de los valores actualizados del peaje secundario y del consumo de energía eléctrica. Dado que la configuración del SST de ELECTROCENTRO es radial, se ha aplicado lo dispuesto por el Decreto Supremo N EM. Por otro lado, se ha analizado la información proporcionada por la empresa ADINELSA, correspondiente a la línea Ayacucho Cangallo, que se muestra en el Anexo F. Sobre el particular, se debe considerar en primer término, que dicha línea fue construida e inaugurada el año 2000 con la finalidad de atender a la población de la provincia de Cangallo, en ese entonces la energía eléctrica era suministrada desde la central hidroeléctrica Llusita con un potencia efectiva de 1,3 MW, que no abastecía la demanda total de casi 2 MW. En ese sentido, esta instalación, significa un beneficio económico para los consumidores, que sin la existencia de dicha línea no dispondría de suficiente energía para cubrir toda su demanda y pagaría una tarifa mas elevada, al ser un sistema aislado. El mismo beneficio no experimenta el titular de la central Llusita, dado que, si no existiera la línea, al tener una capacidad menor a la demanda si podría colocar su energía en la demanda local, incluso a una tarifa mayor por tratarse de un sistema aislado. En ese sentido, corresponde asignar a la demanda la responsabilidad de pago por dicha línea. En los siguientes cuadros se muestran los peajes secundarios unitarios así como los factores de pérdidas marginales determinados para los sistemas eléctricos de ELECTROCENTRO, resultado del análisis del OSINERG. Cabe señalar que el peaje unitario calculado incluye los cargos que deben transferirse a ADINELSA, como titular de instalaciones dentro de los sistemas Ayacucho y Pasco. Cuadro Nº 2-16 ANALISIS OSINERG PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS (ctms. S/./kW.h) CBPSE en Puntos de Venta de Energía Concesionarios / SST ( ctm. S/./ kw.h) a) En AT (acumulado) ELECTROCENTRO 0,9694 1,5923 ADINELSA 0,1648 0,1909 TOTAL 1,1342 1,7832 ELECTROCENTRO PASCO - 0,2059 ADINELSA 0,0108 0,0385 TOTAL ELC PASCO 0,0108 0,2444 b) En MT (acumulado) Regulación del año 2005 Página 33 de 98

38 Cuadro Nº 2-17 ANALISIS OSINERG FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES ACUMULADOS Alta Tensión Factor (AT) Acumulado Media Tensión (MT) Acumulado Factor de pérdidas marginales de energía (FPME) 1,0303 1,0357 Factor de pérdidas marginales de potencia (FPMP) 1,0416 1, Fórmula de Actualización Los Peajes Secundarios Unitarios determinados en la sección anterior corresponden a valores calculados al 31 de enero de 2005, los mismos que se deberán actualizar antes de su aplicación. Para la determinación de las correspondientes fórmulas de actualización se ha efectuado una revisión de la composición de los costos de inversión, operación y mantenimiento en sus componentes de moneda nacional y moneda extranjera. Las relaciones que deberán utilizarse son las siguientes: CBPSE1 = CBPSE0 * FACBPSE FACBPSE = a * FTC + b * FPM FTC = TC/TC0 FPM = IPM/IPM0 FACBPSE : Factor de Actualización del cargo CBPSE0. CBPSE0 : Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía, publicado en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los SST, expresado en ctm. S/./kW.h. CBPSE1 : Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía actualizado, expresado en ctm. S/./kW.h. FTC : Factor por variación del Tipo de Cambio. FPM : Factor por variación de los Precios al Por Mayor. TC : Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA TIPO DE CAMBIO PROMEDIO PONDERADO o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano. TC0 : Tasa de Cambio inicial igual a 3,263 S/. /US$. IPM : Índice de Precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano. Regulación del año 2005 Página 34 de 98

39 IPM0 : Índice de Precios al Por Mayor inicial igual a 165, a : 0,5232 b : 0,4768 Los valores fuente de IPMO y TCO serán aquellos que corresponden al 31 de marzo de 2005, por lo tanto los valores consignados en este informe serán modificado antes de la publicación definitiva de los cargos de transmisión. Regulación del año 2005 Página 35 de 98

40 3. Conclusiones y Recomendaciones Del análisis de OSINERG a los estudios presentados por ELECTROCENTRO se concluye en lo siguiente: a) Fijar los Peajes Secundarios Unitarios para ELECTROCENTRO como sigue: Sistema Alta Tensión (AT) Media Tensión (MT) Electrocentro S/Pasco 0,9694 1,5923 ADINELSA S/Pasco 0,1648 0,1909 TOTAL Electrocentro S/Pasco 1,1342 1,7832 Electrocentro PASCO - 0,2059 ADINELSA PASCO 0,0108 0,0385 TOTAL PASCO 0,0108 0,2444 b) Fijar los Factores de Pérdidas Marginales de Energía (FPME) y los Factores de Pérdidas Marginales de Potencia (FPMP) para ELECTROCENTRO como sigue: Factor Alta Tensión (AT) Acumulado Media Tensión (MT) Acumulado Factor de pérdidas marginales de energía (FPME) 1,0303 1,0357 Factor de pérdidas marginales de potencia (FPMP) 1,0416 1,0507 Regulación del año 2005 Página 36 de 98

41 c) Los Peajes indicados en el literal a) deberán ser actualizados empleando las relaciones señaladas en la Sección d) Las tarifas para el SST de ELECTROCENTRO y sus fórmulas de reajuste, una vez aprobadas, serán publicadas en el Diario Oficial El Peruano y complementariamente en la página WEB del OSINERG. Regulación del año 2005 Página 37 de 98

42 4. Anexos A continuación se presentan los siguientes anexos al informe: Anexo A Anexo B Anexo C Anexo D Anexo E Anexo F Anexo G Anexo H Instalaciones comprendidas en el SEA de la PROPUESTA INICIAL de ELECTROCENTRO. Instalaciones comprendidas en el SEA de la PROPUESTA FINAL de ELECTROCENTRO. Resumen del Análisis de la Absolución de las Observaciones. Instalaciones comprendidas en el SEA, resultado del análisis del OSINERG. Información proporcionada por ELECTROANDES. Información proporcionada por ADINELSA sobre la línea Ayacucho - Cangallo. Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ELECTROCENTRO al Proyecto de Resolución. Cuadros Comparativos. Regulación del año 2005 Página 38 de 98

43 Anexo A Instalaciones comprendidas en el SEA de la PROPUESTA INICIAL de ELECTROCENTRO. Regulación del año 2005 Página 39 de 98

44 Linea Costos Nacionales Costos Importados Total SISTEMA ELECTRICO HUANCAYO- VALLE DEL MANTARO Línea en 60 kv Huayucachi-Salesianos km 250, , , Línea en 60 kv Salesianos - Parque Industrial km 77, , , Línea en 60 kv Parque Industrial - Concepción km 326, , , Línea en 60kv Concepción -Xauxa km 402, , , Línea Primaria en 23 kv Parque Industrial- Chupaca 29, , , Banco de Condensadores Fijo 150 kvar ( Chupaca) 0.00 Línea Primaria en 33 kv Chupaca - Huarisca km 38, , , Línea Primaria en 33 kv Huarisca - Chala Nueva , , , Línea Primaria en 13.2 kv Concepción - Ingenio 61, , , Línea Primaria en 33 kv Ingenio - Comas km 146, , , Banco de Reguladores de Tensión ( Comas) 0.00 Línea Primaria en 33 kv Comas-Matapa km 555, , ,239, Linea 33 kv Comas - Sinaycocha Km 184, , , SISTEMA ELECTRICO TARMA - CHANCHAMAYO Línea en 60 kv Condorcocha - Ninatambo km 253, , , Línea en 60 kv Ninatambo - Chanchamayo km 1,032, ,619, ,651, SISTEMA ELECTRICO AYACUCHO-HUANTA-MACHAHUAY- MOLLEPATA-CANGALLO Línea en 60 kv Cobriza II - Machahuay km 23, , , Línea en 60 kv Machahuay- Huanta km 665, , ,611, Línea en 60 kv Huanta - Mollepata km 249, , , Línea en 66 kv Mollepata - Cangallo , , ,477, Linea en 60 Kv Mollepata - Ayacucho 92, , , Banco Regulador de Tensión ( Cangallo) SISTEMA ELECTRICO TABLACHACA Línea primaria en 33 kv Campo Armiño-Deriv. Huancayoccasa 15, , , Línea primaria en 33 kv Deriv. Huancayoccasa - Tablachaca 224, , , Linea en 33 kv Derivación Huancayoccasa - Huancayocassa 27.9 Km 3, , , SISTEMA ELECTRICO PAMPAS - SAN ANTONIO Linea 66 kv Cobriza I - Pampas 276, , , Línea Ingenio - Rumichaca 22.9 kv km 225, , , SISTEMA ELECTRICO OXAPAMPA VILLARICA Yaupi - Oxapampa 138 kv km 235, , , Línea Primaria en 22.9 Kv Oxapampa(Villarica) 23.7Km 270, , , SISTEMA ELECTRICO PASCO Linea 60 kv Derivación Alto Marcavalle a Marcavalle 23, , , total 6,317, ,395, ,712, Regulación del año 2005 Página 40 de 98

45 Regulación del año 2005 Página 41 de 98

46 Regulación del año 2005 Página 42 de 98

47 Anexo B Instalaciones comprendidas en el SEA de la PROPUESTA FINAL de ELECTROCENTRO Regulación del año 2005 Página 43 de 98

48 Regulación del año 2005 Página 44 de 98

49 Regulación del año 2005 Página 45 de 98

50 Regulación del año 2005 Página 46 de 98

51 Anexo C Resumen del Análisis de la Absolución de Observaciones Regulación del año 2005 Página 47 de 98

52 El análisis de la Absolución de Observaciones se ha realizado sobre la base de los siguientes documentos: 1. Documento de ELECTROCENTRO de Absolución de Observaciones. 2. Informe OSINERG-GART/DGT N Observaciones al Informe Técnico - Económico Presentado por ELECTROCENTRO S.A. A continuación se resume el análisis de la absolución de observaciones realizada por ELECTROCENTRO. Al respecto, se ha empleado la numeración original de las observaciones. Observación Observaciones Generales 1. La proyección de demanda contiene omisiones y una serie histórica insuficiente. 2. Las instalaciones incluidas en el ESTUDIO no corresponden a un Sistema Económicamente Adaptado. 3. Falta de información que sustente los costos de recursos. 4. Los cálculos y archivos sustentatorios presentados están incompletos. 5. Se ha presentado información que no esta relacionada con los resultados. Observaciones Específicas Proyección de la demanda 6. No se ha presentado la información de sustento para la proyección de la demanda de energía. 7. No se ha presentado el sustento de la proyección de la máxima demanda de potencia (MW) Absolución Evaluación y Análisis de las Absoluciones ELECTROCENTRO propone un nuevo No levantada. La metodología emplea modelo econométrico para la proyección de la variables nacionales y no emplea variables demanda., en función de la variable regionales, que sean explicativas de la demanda interna con datos históricos desde demanda de energía de ELECTROCENTRO, el año Se incluyó la demanda de los cuyo ámbito es regional y no nacional. Así clientes libres. mismo, los datos de ventas de energía y número de clientes presentan Manifiesta que los cálculos relacionados a las instalaciones y costos de inversión, han sido hechos en concordancia con el D.S. Nº EM, además, que el criterio de dimensionamiento de las líneas es la caída de tensión, la cantidad de celdas de salida se escoge para mantener una mayor confiabilidad y selectividad de fallas. Además, considera una implementación gradual de las inversiones ELELCTROCENTRO indica que presenta la información que sustenta los costos de los recursos manteniendo algunos de la regulación vigente Indica que ha realizado las correcciones del caso y que los archivos de los anexos están vinculados Se ha depurado la información Presentó la información de sustento inconsistencias. No levantada. No se ha presentado un análisis comparativo de alternativas que demuestren que la configuración presentada corresponde a la de mínimo costo total. Por otro lado, las instalaciones continúan sobredimensionadas. No levantada. No se ha levantado adecuadamente esta observación, faltando presentar información que sustente los costos unitarios empleados Levantada parcialmente. No se encuentran los cálculos de mínimo costo total. Observación levantada. Levantada parcialmente. La información contiene inconsistencias. Por ejemplo, el número de clientes asumido para el año 1997 es de mientras que para los años 1996 y 1997 es y respectivamente. Presentó las hojas de cálculo correspondiente Levantada parcialmente. Se debe corregir con la nueva proyección de demanda de energía Regulación del año 2005 Página 48 de 98

53 8. Los datos históricos del año 2004 no son los reales ejecutados. 9. No incluyó el sustento de los datos históricos de PBI e IPM Determinación del SEA 10. Se ha modificado la configuración de las subestaciones incluidas en la fijación tarifaria vigente. 11. Las instalaciones propuestas están sobredimensionadas 12. Se han incluido instalaciones redundantes. 13. No se ha presentado el sustento del Centro de Control. 14. No se ha tomado en cuenta el Sistema Económicamente Adaptado de Electroandes en la SE Junín 15. No se ha tomado en cuenta el Sistema Económicamente Adaptado de Cemento Andino. 16. Se han considerado instalaciones que no forman parte del Sistema de Transmisión, por ser menores de 30 kv 17. Los archivos de cálculo están incompletos 18. Las valorizaciones de las subestaciones no corresponden a sus diagramas unifilares 19. Falta información relevante para el análisis Costos de Inversión ELECTROCENTRO, no toma la demanda del año 2004 como dato y es parte de la proyección. En el nuevo modelo se emplean la variable demanda interna. El PBI e IPM no se empelan en el modelo definitivo. Levantada parcialmente, se debe corregir con la nueva proyección de demanda Levanta. ELECTROCENTRO ha modificado la No levantada. configuración de las subestaciones incluidas en la fijación tarifaria vigente, debido a la variación de las condiciones del sistema; sin embargo, no presenta el sustento técnico económico que corrobore que dichos cambios corresponden a la alternativa de mínimo costo. Se mantiene las sobredimensiones y la No levantada. configuración anillo en el Sistema Huancayo; sin embargo, no presenta el análisis técnico económico que sustente que cambios corresponden a la alternativa de mínimo costo Se ha reformulado el Sistema Adaptado en Levantado parcialmente. No se ha 22.9kV desde la SE Concepción hasta la SE presentado el sustento técnico económico de Sinaycocha. Se mantiene la configuración en la configuración anillo en el Sistema anillo para el ST de Huancayo. Huancayo Presentó el sustento Levantada parcialmente. Se verificarán los Mantiene la configuración en 50 kv en la SE Junín. ELECTROCENTRO propone un nuevo SEA, en el que la subestación Carpapata 60 kv es el punto de alimentación del sistema Tarma- Chanchamayo. ELECTROCENTRO, mantiene las instalaciones menores a 30 kv, amparado en la definición 17 de la Ley de Concesiones Eléctricas Adjunta los archivos de flujo de carga ELECTROCENTRO aclara que los diagramas corresponden al sistema existente y no al SEA. Adjunta un plano de ubicación de su SST. costos promedios de mercado de los equipos No levantada. No necesariamente las regulaciones tarifarias son idénticas, lo que corresponde en cada una de ellas es verificar que se cumpla el criterio de mínimo costo. Al respecto, ELECTROCENTRO no presenta un estudio técnico económico que sustente la configuración de mínimo costo. No levantada. El SEA vigente de Cemento Andino no incluye la subestación Carpapata. No levantada. Las instalaciones menores 30 kv no corresponden a un sistema de transmisión, tal como se ha definido en todas las regulaciones tarifarias realizadas por el OSINERG. Al respecto, la definición 17 de la LCE, claramente precisa que los SST son parte del sistema de transmisión; por lo tanto no incluyen instalaciones menores de 30 kv. En ese sentido, las tarifas para instalaciones menores a 30 kv corresponden ser reguladas en el proceso de Valor Agregado de Distribución (VAD). Levantada. Levantada No levantada. El plano no es legible. Regulación del año 2005 Página 49 de 98

54 20. Los costos de líneas de transmisión son elevados respecto a la fijación de tarifas vigentes 21. No se ha presentado el sustento para la selección del material de las estructuras y de los aisladores 22. Se ha duplicado los costos de cimentación, montaje electromecánico y transporte en los módulos de líneas de transmisión. 23. No se ha presentado los cálculos de selección óptima de conductor. 24. Los módulos estándar presentados no se han empleado en la valorización de las líneas 25. No hay consistencia en la información presentada 26. Los gastos financieros se han calculado con una tasa distinta a la empleada en la fijación vigente. 27. Se ha elevado los costos de las celdas respecto a la fijación vigente 28. No se ha presentado el sustento del costo de inversión del Centro de Control 29. Se ha considerado, incorrectamente, un gasto de aduanas único de 14 %. 30. No se ha presentado el sustento de los Costos Indirectos Para L.T. de 60 y 66kV se emplean costos basados en la fijación tarifaria vigente y, para las líneas 22.9kV, en los módulos estándares del SICODI. Se ha empleado lo valores de la fijación tarifaria vigente. ELECTROCENTRO reafirma en considerar la partida:" excavación, relleno y compactación" y que el rubro "estructuras vestidas" de la fijación tarifaria vigente no refleja los costos reales. ELECTROCENTRO afirma que en la mayoría de casos ha utilizado la fijación tarifaria vigente y cuando aumentó el calibre del conductor, fue debido al tipo de carga, densidad de corriente y sobre todo la caída de tensión. Se ha corregido correlacionado los módulos con la valorización Se ha corregido, correlacionando la información presentada con el volumen impreso ELECTROCENTRO indica que corrigió los gastos financieros utilizando la tasa TAMEX vigente y que incluye el programa de ejecución de los sistemas adaptados en el Anexo 7 ELECTROCENTRO afirma que ha respetado los costos de la fijación tarifaria vigente, pero menciona que ha corregido errores y reformulado las valorizaciones respetando en lo posible la fijación vigente. ELECTROCENTRO indica que el costo fue determinado en base a la mejor propuesta técnica económica del concurso internacional, para la implementación de su centro de control. ELECTROCENTRO indica que ha determinado los costos utilizando los módulos de la fijación tarifaria vigente. ELECTROCENTRO afirma emplear los mismos porcentajes de la fijación tarifaria vigente. Costos de Operación y Mantenimiento 31. Los costos de Operación y ELECTROCENTRO ha modificado el costo Mantenimiento son de operación y mantenimiento. considerablemente superiores a los valores vigentes Levantada parcialmente. No ha presentado el sustento de los costos de las líneas de transmisión de 60 kv. Los costos de líneas 22,9kV que emplea ELECTROCENTRO, no corresponden al SICODI vigente. Levantada. No levantada. El rubro estructuras vestidas, ya contiene los costos de las partidas de excavación relleno y compactación. No levantada. ELECTROCENTRO no ha presentado los archivos de cálculo solicitados que sustente la selección óptima de los conductores. Levantada Levantada No levantada. El anexo 7 no contiene ningún sustento de los gastos financieros, ni el programa de ejecución de los sistemas adaptados. Levantada parcialmente. ELECTROCENTRO no presenta el sustento de la corrección de los mencionados errores. Levantada parcialmente. Se debe verificar si los costos de los recursos corresponden a costos promedios de mercado actuales. Por otro lado no se ha presentado el prorrateo de dicho costos ala transmisión. Levantada parcialmente. Se debe verificar los costos vigentes de los recursos y de las tasas arancelarias. Levantada parcialmente. No se ha presentado el sustento del porcentaje por gastos financieros, que varió con respecto al a fijación tarifaria vigente. No levantada. Los costos de mantenimiento se han determinado en base a un único módulo aplicado a todas las líneas sin diferenciar los tipos de estructuras, ni ubicación geográfica. Por otro lado, no se ha presentado el sustento requerido sobre el costo de operación de subestaciones. Regulación del año 2005 Página 50 de 98

55 32. No se ha presentado el sustento de la información de actividades de mantenimiento 33. Se están aplicando módulos iguales para instalaciones distintas 34. Se ha adicionado, con relación a la fijación vigente, costos indirectos a las actividades de mantenimiento Se presenta sustento de la necesidad de las actividades de mantenimiento de subestaciones y líneas de transmisión. No se presenta el sustento de las periodicidades y rendimientos asumidos. Se adjunta una orden de servicio de pruebas eléctricas de transformadores. ELECTROCENTRO indica que se ha corregido el error cuyo sustento está en el anexo 8.3. ELECTROCENTRO indica que ha retirado el rubro de Gastos Generales y Utilidades en los cuadros de Costos Unitarios, anexo 8.4. Levantada parcialmente. No se ha presentado el sustento de la periodicidad de las actividades ni de sus rendimientos asumidos. Por otro lado, de la orden de servicio no se puede deducir los costos unitarios de dicha actividad, ni la periodicidad. Levantada parcialmente. Los módulos de mantenimiento de líneas se han diferenciado únicamente por el nivel de tensión, pero no toman en cuenta los diferentes tipos de estructuras, conductores, ni ubicación geográfica, entre otros. No levantada. El archivo ANEXO 5 Costos Unitarios Mtto. Transmisión_Salesianospa~1.xls, hoja Actividades SEP, aun contiene el rubro de Gastos Generales y Utilidades. Por otro lado, el Anexo 8.4 no contiene lo mencionado por ELECTROCENTRO. 35. Se ha presentado un costeo de actividades de mantenimiento desagregadas que genera ineficiencias 36. No se ha considerado el valor del dinero en el tiempo 37. No se ha presentado el sustento de la operación de las subestaciones en forma atendida ELECTROCENTRO afirma que ha optimizado las actividades de mantenimiento basándose en las prácticas modernas de la industria. ELECTROCENTRO indica que utiliza la tasa de actualización de la LCE, donde los costos mensuales de O&M se llevan a valores individuales, tomando datos históricos de mantenimiento. ELECTROCENTROC mantiene la operación de subestaciones en forma atendida. Presenta un sustento del costo de operador en el Anexo 8.7 No levantada. Se aprecia ineficiencias en el costeo, por ejemplo en el sustento expuesto en el anexo 8.5, se aprecia que no se ha optimizado las actividades de medición de la tensión de paso y toque las cuales siguen siendo actividades individuales, sin embargo estas pueden concentrarse en una sola tal como mediciones eléctricas que permite ahorro en recursos comunes, como transporte. Del mismo modo y con el objetivo de optimizar, se pueden concentrar las actividades de verificación de los relees de protección en una sola actividad tal como pruebas del sistema de protección, asimismo las actividades de mantenimiento de transmisores VHF, UHF y HF, pueden concentrarse en una sola actividad. Levantada parcialmente. ELECTROCENTRO ha aplicando el costo del dinero en el tiempo considerando que todas las actividades se suceden con periodicidad menor a un año, sin embargo existen actividades que se realizan con periodicidad mayores a un año, tal como el mantenimiento de transformadores. No levantada. No se ha presentado un análisis de distintas alternativas para seleccionar la opción de operación de mínimo costo. Por otro lado el anexo 8.7 contiene un resultado que no concuerda con el monto total de operación de subestaciones empleado. 38. No se ha prorrateado los costos de operación a la transmisión ELECTROCENTRO señala que sus costos han sido obtenidos del programa de presupuesto del 2004 "Pirámide", adjuntando el anexo 8.8. No levantada. No se ha efectuado el prorrateo del costo de la operación a la transmisión. Por otro lado el texto de la absolución esta incompleto. Regulación del año 2005 Página 51 de 98

56 39. No se ha presentado el sustento del costo de personal de operaciones 40. La estructura de costos del módulo del centro de control presenta un metrado excesivo de materiales ELECTROCENTRO indica que en el anexo 8.9 incluye una boleta de pago, como sustento. No modificó el metrado Levantada parcialmente. Se ha presentado un boleta de pago que no corresponde a la empresa Electrocentro, ni tampoco lleva la firma del empleador. No levantada. ELECTROCENTRO no se percata del error cometido en el archivo RESUMEN DE CO&M-ADINELSA0.xls, en el cual, en la columna cantidad se metran los 8 RTUs a los que se da mantenimiento, y además de ello se multiplica por la cantidad 9 de la columna NÚMERO DE SS.EE. DONDE SE APLICAN con lo cual se da mantenimiento a un total de 9*8=72 RTUs, cuando lo correcto sería en el caso propuesto, únicamente Los cálculos de costos de gestión no coinciden con el procedimiento descrito 42. No se ha presentado el sustento de los costos de seguridad de subestaciones Se ha descrito el procedimiento seguido para el cálculo. Presenta el anexo 8.12 conteniendo la justificación de la vigilancia en las subestaciones, y los costos por pago a personal policial. Por otro lado lo archivos de cálculo presentados contienen valores en numero sin el sustento de detalle del costo de seguridad en cada subestación, las mismas que no tienen relación con el anexo No se debe incluir el costo de patrullaje Se retiro el rubro de patrullaje Levantada Evaluación de los Peajes Secundarios, Ingresos Tarifarios, y Factores de Pérdidas Marginales 44. Existen errores en el procedimiento de cálculo descrito ELECTROCENTRO indica que ha corregido el procedimiento de cálculo del peaje unitario, corrección que se adjunta en el anexo 9. Levantada 45. No se ha aplicado lo dispuesto en el Decreto Supremo N EM 46. Se ha empleado datos equivocados de demanda 47. Cambio de criterio de cálculo del peaje de Pasco 48. Error en la composición de Peajes de Transformación y Transmisión ELECTROCENTRO indica que en el anexo 9, el procedimiento de cálculo de peaje unitario incluye lo señalado en el artículo nº 1 del Decreto Supremo EM Se corrigió, se ha empleado la demanda del periodo 2005 al ELECTROCENTRO afirma que el Sistema Pasco y el sistema Tarma-Chanchamayo son sistemas independientes, por lo que en el cálculo del peaje unitario de Electrocentro Pasco, no se considera la demanda Tarma Chanchamayo Se ha corregido la composición del peaje Levantada. Sin embargo, dado que este costos depender del monto de inversión, el resultado variará si se varía el monto de inversión. No levantada. No se presenta el sustento de los costos de seguridad empleado. La información presentada en el Anexo 8.12 no se toma en cuenta en el costo de seguridad finalmente empleado. No se ha prorrateado el costo de seguridad a la transmisión. Levantada parcialmente. No se ha tomado en cuenta el literal a) del artículo 1º La demanda anual mínima a considerar será igual al 50% de la capacidad de transporte de dichas instalaciones ; Levantada No levantada. Las instalaciones de Electrocentro ubicadas en el sistema Pasco, son parte de todo el sistema eléctrico que incluye las instalaciones de Electroandes. Por lo tanto, aplicando el mismo criterio empleado con otros sistemas de similar condición, el peaje unitario se debe calcular con la demanda total de dicho sistema, que en este caso viene a ser la demanda total del SST de Electroandes y de los clientes regulados del sistema Pasco. Es correcto no incluir la demanda alimentada de la barra Caripa (Tarma Chanchamayo y Cemento Andino) en dicho cálculo. Levantada Regulación del año 2005 Página 52 de 98

57 49. No se ha propuesto los valores de los factores perdidas marginales 50. No se ha propuesto los valores de ingreso tarifario 51. Se ha encontrado inconsistencias entre el texto y los archivos informáticos 52. Se ha incluido erróneamente la subestación Incho desde el año inicial 53. No se ha revisado el régimen de uso de las instalaciones 54. No se ha presentado el cálculo de los índices de las fórmulas de actualización Se ha presentado factores de pérdidas En el cálculo se peaje se ha incluido el ingreso tarifario, considerando el porcentaje de la regulación vigente. Se ha corregido la inconsistencia señalada Se ha tenido en cuenta el equipamiento progresivo. Se señala que el régimen de uso de las instalaciones es exclusivamente de tipo carga, ya que las minicentrales sólo operan extemporáneamente, por lo que ésta generación es despreciable. ELC presenta la fórmula y describe cada variable pero no presenta el cálculo de los índices. Levantada parcialmente. Los factores presentados corresponden a los factores de pérdidas medias y no a los factores de pérdidas marginales. Levantada parcialmente. Dado que los factores de pérdidas marginales han variado con respecto a la regulación vigente, también debe recalcularse el valor del Ingreso Tarifario. Levantada parcialmente. Se presentan nuevas inconsistencias. Por ejemplo el cuadro de la página 56, no corresponde al valor efectivamente utilizado en el cálculo de operaciones de subestaciones. Levantada parcialmente. Se ha hallado un promedio de las inversiones en lugar de calcular el peaje en base a un flujo de inversiones. No levantada. La central hidroeléctrica Llusita, de acuerdo a la información del Anexo E, influye en el flujo de energía en la línea Ayacucho Cangallo, por lo que influye en el SEA. Levantada parcialmente. Regulación del año 2005 Página 53 de 98

58 Anexo D Instalaciones comprendidas en el SEA resultado del análisis del OSINERG. Regulación del año 2005 Página 54 de 98

59 Nro Sistema Propietario Inicio Final Tensión Longitud Tipo de Sección del (kv) (km) Estructura conductor 1 Electrocentro Huayucachi Salesianos PCO AAAC 240mm 2 2 Electrocentro Salesianos Parque Industrial PCO AAAC 240mm 2 3 Electrocentro Parque Industrial Concepción PCO AAAC 120mm 2 4 Electrocentro Concepción Jauja PCO AAAC 120mm 2 5 Electrocentro Parque Industrial Chupaca EMA AAAC 70mm 2 6 HYO-VALLE DEL Electrocentro Chupaca Huarisca EMA AAAC 50mm 2 7 MANTARO Electrocentro Huarisca Chala Nueva EMA AAAC 50mm 2 8 Electrocentro Concepción Ingenio EMA AAAC 70mm 2 9 Electrocentro Ingenio Comas EMA AAAC 70mm 2 10 Electrocentro Comas Derv.Sinaycocha EMA AAAC 70mm 2 11 Electrocentro Derv.Sinaycocha Sinaycocha EMA AAAC 70mm 2 12 Electrocentro Derv.Sinaycocha Matapa EMA AAAC 70mm 2 13 Electrocentro Condorcocha Ninatambo EMA AAAC 240mm 2 TARMA- 14 Electrocentro Ninatambo Simsa PME AAAC 240mm 2 CHANCHAMAYO 15 Electrocentro Simsa Chanchamayo PME AAAC 120mm 2 16 Electrocentro Cobriza II Machahuay EMA AAAC 240mm 2 17 Electrocentro Machahuay Huanta EMA AAAC 240mm 2 AYACUCHO 18 Electrocentro Huanta Ayacucho EMA AAAC 240mm 2 19 Adinelsa Ayacucho Cangallo EMA AAAC 120mm 2 20 Electrocentro Campo Armiño Derv.Huancayoccasa EMA AAAC 120mm 2 21 Electrocentro Derv.HuancayoccaTablachaca EMA AAAC 70mm 2 HUANCAVELICA 22 Electrocentro Derv.HuancayoccaHuancayoccasa EMA AAAC 70mm 2 23 Electrocentro Tablachaca Pampas EMA AAAC 70mm 2 24 OXAPAMPA Adinelsa Yaupi Oxapampa EMA AAAC 95mm 2 Regulación del año 2005 Página 55 de 98

60 Regulación del año 2005 Página 56 de 98

61 Regulación del año 2005 Página 57 de 98

62 Anexo E Información proporcionada por ELECTROANDES. Regulación del año 2005 Página 58 de 98

63 Regulación del año 2005 Página 59 de 98

64 Regulación del año 2005 Página 60 de 98

65 Regulación del año 2005 Página 61 de 98

66 Regulación del año 2005 Página 62 de 98

67 Regulación del año 2005 Página 63 de 98

68 Anexo F Información proporcionada por ADINELSA sobre la línea Ayacucho - Cangallo. Regulación del año 2005 Página 64 de 98

69 Regulación del año 2005 Página 65 de 98

70 Regulación del año 2005 Página 66 de 98

71 Anexo G Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ELECTROCENTRO al Proyecto de Resolución Regulación del año 2005 Página 67 de 98

72 Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ELECTROCENTRO al Proyecto de Resolución El presente Anexo contiene el análisis del documento Observaciones, Opiniones y sugerencias a la Prepublicación del Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas y Compensaciones del sistema Secundario de Transmisión en adelante OBSERVACIONES, presentado por ELECTROCENTRO mediante comunicación GR del 16 de marzo de G.1 Opiniones y Sugerencias A continuación se resume las OBSERVACIONES presentadas por ELECTROCENTRO: G.1.1. Observaciones Metodológicas a la Proyección de la Demanda ELECTROCENTRO observa que la metodología empleada por el OSINERG (tendencias) para la proyección de la demanda no está sostenida por una correlación estadística y que el método de extrapolación suele dar resultados útiles sólo para periodos relativamente de corto plazo. Manifiesta también que la variable clientes fue descartada en el modelo econométrico propuesto por ELECTROCENTRO y por tanto no tiene participación en la proyección de la demanda. ELECTROCENTRO cita el artículo IV, inciso 1.11 de la Ley de Procedimientos Administrativos Generales (en adelante LPAG) para manifestar que el OSINERG no ha cumplido con enviar el procedimiento de sustento, que considera es obligación se remita de oficio. Por otro lado manifiesta que ha efectuado un modelo conforme lo dispone el Artículo 123º del Reglamento de la LCE, y observa que el modelo presentado por OSINERG no se ciñe a lo que establece la ley marco por lo que se esta vulnerando el principio de legalidad establecida en la LPAG, artículo IV, inciso 1.1. Así mismo manifiesta que su modelo presentado ha superado todas las pruebas estadísticas y que de acuerdo al artículo 196 del código procesal civil, el OSINERG debe probar técnica y legalmente que el modelo y sus resultados son erróneos. Concluye que no actuar conforme a ley comprometería su validez legal. ANALISIS DEL OSINERG Con relación al modelo basado en variables económicas, presentado por ELECTROCENTRO, el OSINERG informó oportunamente, en la etapa de observaciones a la propuesta presentada por ELECTROCENTRO, que la propuesta inicial contenía una serie de deficiencias e inconsistencias que debía superar. Al levantar las observaciones, ELECTROCENTRO presentó un nuevo modelo con metodología que no se ajustaba al ámbito regional en que desempeña sus actividades, además de contener datos de ventas de energía y número de clientes con inconsistencias. En resumen, el nuevo modelo presentado no levantaba las observaciones formuladas por el OSINERG. Regulación del año 2005 Página 68 de 98

73 El modelo empleado por ELECTROCENTRO, correlaciona variables económicas ( demanda interna ), que no representan las actividades económicas que se desarrollan en su área de concesión. Es decir, la evolución de la demanda interna nacional, está fuertemente influenciada por el comportamiento de los hogares de la ciudad de Lima, el cual no es el mismo que el comportamiento de gasto de los hogares del ámbito de ELECTROCENTRO. De esa manera, proyectar el consumo de energía eléctrica sobre la base de la evolución de esta variable a nivel nacional no es apropiada. Por otro lado, el modelo presentado por ELECTROCENTRO no es correcto por que se basa en datos equivocados. En efecto, ELECTROCENTRO basa su modelo de proyección de la demanda en función de la variable económica Demanda Interna, sin embargo los datos que empleó para esta variable, los mismos que se muestran en el Gráfico 1, no son los que el Banco Central de Reserva del Perú ( BCRP ) publica, los cuales se muestra en el Gráfico 2. Grafico 1 Valores de Demanda Interna Empleados por ELECTROCENTRO Fuente: Absolución de Observaciones de ELECTROCENTRO Grafico 2 Valores de Demanda Interna Publicados por el BCRP Fuente: Página web del Banco Central de Reserva del Perú Regulación del año 2005 Página 69 de 98