Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de EGASA

Transcripción

1 Informe OSINERG-GART/DGT N 012A-2004 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de EGASA Regulación de 2004 Lima, 07 de abril de 2004

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 Santuario Chilina 138 kv, de la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A., correspondiente a la regulación del año Al respecto, de acuerdo con el análisis realizado por el OSINERG, se han efectuado los siguientes cambios, con relación a la propuesta final presentada por la empresa de electricidad: Respecto al pronóstico de la demanda, se ha considerado la demanda de todo el Sistema Arequipa incluyendo la carga del sistema Yura. Se ha empleado el mismo pronóstico del proceso regulatorio de SST del año 2003 y se ha considerado una tasa de crecimiento de la demanda de Yura de 0,5%. Respecto a la determinación del Sistema Económicamente Adaptado (SEA): Se ha cambiado la sección del conductor de la línea de transmisión de 240 mm 2 a 200 mm 2, se ha empleado un sistema de comunicaciones basado en trampa de onda en lugar de cable de guarda con fibra óptica; y, se está empleando la configuración topológica del SEA de Arequipa del año 2003, con configuración radial, en lugar de la configuración en anillo propuesto por EGASA. Respecto a los Costos de Inversión: Se han racionalizado los costos de la línea de transmisión con costos de mercado y se ha actualizado el valor de la tasa ad valorem CIF. Respecto a los Costos de Operación y Mantenimiento: No se ha considerado el costo de mantenimiento de la propuesta final de EGASA, por contener errores sustanciales, en su lugar, se ha considerado la información proporcionada por la misma EGASA como parte de sus opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución. Se ha racionalizado los costos de operación, principalmente en los rubros de servicio de movilidad de operadores y limpieza de las subestaciones. El costo de movilidad propuesto por EGASA, ascendente a US$ anuales es bastante elevado, teniendo en cuenta que corresponde al traslado ida y vuelta de los operadores de las subestaciones Chilina y Santuario para lo cual, propone el alquiler de una camioneta a tiempo completo con un costo mensual de US$. Al respecto se ha Regulación de 2004 Página i

3 valorizado el costo de alquiler de movilidad considerando como tiempo de alquiler, el necesario para el traslado de los operadores. En el caso de limpieza, de la subestación Chilina, de igual manera, el costo propuesto por EGASA asciende que asciende a US anuales, es muy elevado y no es congruente con el costo que paga EGASA por la limpieza de sus 7 centrales de generación, que asciende a US$ , que incluye un total de 6 operarios de limpieza. Al respecto, se ha procedido a racionalizar el rubro de limpieza, y se ha considerado como el costo equivalente el de un único operario para efectuar la limpieza de las dos subestaciones. Se ha actualizado el costo de gestión en proporción al costo de inversión del SEA. Respecto a la evaluación de peajes, ingreso tarifario y factores de pérdidas marginales: Se ha determinado el cálculo del cargo CPSEE01 de la Subestación Base Arequipa considerando toda la demanda del sistema Arequipa y Yura, a diferencia de EGASA que considera como demanda, únicamente la carga que circula por la línea como resultado de los flujos de carga. En el cálculo de tarifas, no se han considerado los factores de pérdidas propuestos, habida cuenta que los precios en las subestaciones Santuario 138 kv y Arequipa 138 kv son fijados en el proceso de Tarifas en Barra. Por otro lado, la empresa EGASA presentó sus opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución, donde se debe resaltar lo siguiente: EGASA, solicita que no se considere el SEA contenido en su Propuesta Final de Tarifas, y que por el contrario se retome el SEA propuesto en su Propuesta Inicial, en el sentido que se debe incluir como parte del SEA un transformador en la subestación Chilina. EGASA sustenta esta solicitud sobre la base de la operatividad del transformador correspondiente al sistema de transmisión físico existente. Indica que el desconocer el peaje por el transformador 138/33kV significaría que en la práctica la demanda del sistema de Arequipa en 33 kv no sería abastecida por la energía entrante por la línea Santuario Chilina. El OSINERG considera que esta solicitud no es procedente, dado que, los Sistemas Secundarios de Transmisión se remuneran mediante precios regulados determinados sobre la base del Costo Medio de un Sistema Económicamente Adaptado, el cual no necesariamente es coincidente con el sistema eléctrico físico real. En efecto, el Sistema Económicamente Adaptado de Arequipa corresponde a un nivel de tensión de 138kV distinto al nivel de tensión 33kV del sistema eléctrico físico. Se debe señalar que durante la Audiencia Pública, para la exposición de los criterios, metodología y resultados empleados por el OSINERG, llevada a cabo en la ciudad de Arequipa, se planteó una interrogante en el sentido que se aclaré porqué la línea en regulación debe ser asignada a la demanda. Al respecto, se ha tenido en cuenta el criterio de necesidad de existencia de la línea, es decir, si se retira una central de generación se analiza si es necesaria la existencia de la línea de transmisión, si acontece que no es necesaria, entonces dicha instalación debe ser asignada a la generación, Regulación de 2004 Página ii

4 debido a que esta sirve exclusivamente a la generación. En el caso particular de la línea Santuario Chilina, si dejasen de existir las centrales Charcani y Chilina, esta línea seguiría siendo necesaria para abastecer de energía a la demanda. En el caso contrario, si no existiese la línea de transmisión, las centrales Charcani no se verían perjudicadas dado que las otras líneas Santuario - Socabaya tiene suficiente capacidad para que Charcani V puedan colocar toda su energía en el sistema interconectado a través de ellas. Lo mismo sucede con las centrales Charcani I, II, III y IV y VI, dado que la demanda local de Yura y Arequipa, supera la capacidad de dichas centrales, por lo que pueden colocar toda su producción. Como resultado, el Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE) por las instalaciones del SST de EGASA es 0,1045 ctms S/. / kwh, en el cuadro siguiente se compara con la propuesta presentada por EGASA: Propuesta Original EGASA (A) Propuesta Modificada EGASA (B) Propuesta OSINERG NT (Acumulado) A/C -1 Total B/C -1 Total (C) Peaje MAT 0,6297 0,4028 0, % 285% Estos cargos tarifarios han sido determinados con un Tipo de Cambio de 3,461 S/./USS$ y un índice de Precios al Por Mayor de 161, que corresponde al 31 de marzo de La variación porcentual con relación a la tarifa a usuario final en Arequipa es: SISTEMA AREQUIPA COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE SECUNDARIO (ctm. s/. S//kWh) Valor NT Vigente 1 (Acumulado) (A) Con Propuesta Original EGASA (B) Con Propuesta Modificada EGASA (C) Con Propuesta OSINERG B/A -1 Total C/A -1 Total D/A -1 Total (D) BT5B-2 31,50 32,16 31,92 31,61 2,1% 1,3% 0,3% 1 Valor vigente a abril de 2004 Regulación de 2004 Página iii

5 INDICE 1.INTRODUCCIÓN PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA PROPUESTA INICIAL DE EGASA Pronóstico de la Demanda Determinación del SEA Determinación de los Costos de Inversión Línea de Transmisión Subestaciones Sistema de Comunicaciones Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento Costos de Mantenimiento Costos de Operación Costos de Gestión Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por EGASA PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA OBSERVACIONES DE OSINERG A LA PROPUESTA INICIAL DE EGASA ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES Y PROPUESTA FINAL DE EGASA PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN PREPUBLICADO ANÁLISIS DE OSINERG Pronóstico de la Demanda Determinación del SEA del SST de EGASA Líneas y Subestaciones Comunicaciones Evaluación del Costo de Inversión Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento Mantenimiento Operación Gestión Seguridad Seguros Determinación de Tarifas para SST EGASA Factores de Pérdidas Cargo CPSEE Fórmula de Actualización CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ANEXOS 42 Anexo A Cuadros Comparativos Anexo B Análisis de las intervenciones realizados por los asistentes a la Audiencia Pública de exposición del OSINERG Anexo C Análisis de la Opiniones y Sugerencias de EGASA al Proyecto de Resolución Anexo D Costos de Sistemas de Onda Portadora Registrados en Aduanas REFERENCIAS Regulación de 2004 Página 2 de 64

6 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 ) Santuario Chilina 138 kv de la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (en adelante EGASA ), correspondiente a la regulación del año Para la elaboración del referido informe se ha considerado el estudio técnico económico presentado por el titular del referido SST, de acuerdo con el procedimiento establecido en el Anexo B de la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados aprobado mediante Resolución OSINERG No OS/CD; así como los estudios propios desarrollados, sobre el particular, por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG (en adelante GART ). 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 ), el Reglamento de la LCE y en la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados. El estudio realizado por el OSINERG determina los cargos de transmisión, definidos en los Artículos 44 y 62 de la LCE 1, y en los Artículos 128 y 139 del Reglamento de la LCE 2. Estos cargos están constituidos por los factores 1 2 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: (...) Regulación de 2004 Página 3 de 64

7 de pérdidas marginales, peajes y compensaciones por el uso de las instalaciones que conforman los SST; así como sus respectivas formulas de actualización. 1.1 Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de fijación de tarifas y compensaciones para los SST se inició antes del 13 de octubre de 2003 con la presentación de los Estudios Técnico Económico con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones, preparados por los titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su evaluación. De acuerdo con el procedimiento aprobado, las referidas propuestas, dentro de las cuales se encontraba la de EGASA, fueron consignadas en la página WEB del OSINERG hasta el 14 de noviembre de Como parte del proceso regulatorio se convocó a Audiencia Pública, que se llevó a cabo el día viernes 05 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 12 de diciembre de 2003, el OSINERG remitió a los titulares de los SST los informes correspondientes con las observaciones encontradas a los estudios técnicos económicos señalados anteriormente. Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por los titulares de transmisión con fecha 23 de enero de Los informes con las propuestas finales de las empresas concesionarias fueron consignados en la página WEB de OSINERG hasta el día 28 de enero de 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 de 2004 Página 4 de 64

8 Con fecha 01 de Marzo, mediante Resolución OSINERG N OS/CD, se prepublicaron los proyectos de Resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los SST, la misma que se encuentra publicada en la página web del OSINERG. Seguidamente, el día 22 de marzo de 2004 se realizó la Segunda Audiencia Pública en la que el OSINERG expuso los criterios, metodología y resultados contenidos en los citados proyectos de Resolución, y, los interesados realizaron las preguntas correspondientes. Hasta el día 25 de marzo, se recibieron las opiniones y sugerencias respecto a los proyectos de Resoluciones, los que se encuentran publicados en la página web del OSINERG. En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recolectada a lo largo del procedimiento descrito. Regulación de 2004 Página 5 de 64

9 2. Aspectos Regulatorios y Metodológicos El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado en los Artículos 8 y 42 de la LCE 3. 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 4. En el caso de las tarifas de transmisión, la referida regulación será efectuada por el OSINERG, independientemente de sí las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia. De forma similar el Artículo 62 de la LCE 5 establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por el OSINERG. Para cumplir con estos mandatos de la LCE y el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, OSINERG aprobó 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 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; (...) 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. (...) Regulación de 2004 Página 6 de 64

10 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 6 y en los Artículos 128 y 139 del Reglamento de la LCE. El Costo Medio, está definido en el Anexo de la LCE 7 y corresponde a los costos de inversión (en adelante Costo Medio de Inversión ), operación y mantenimiento (en adelante COyM ), en condiciones de eficiencia. El SEA, también se encuentra definido en el Anexo de la LCE 8 y corresponde al sistema eléctrico en el cual existe un equilibrio entre la oferta y 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 9, establece el procedimiento a seguir, en los casos en que una generación o una demanda está siendo abastecida por instalaciones exclusivas 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. Recientemente, mediante Decreto Supremo N EM 10 del 25 de septiembre de 2002, se dictaron disposiciones específicas para la 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. 10 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 de 2004 Página 7 de 64

11 determinación del SEA en las demandas que son servidas exclusivamente por SST. Finalmente, siendo el presente un proceso de fijación de precios regulados para los Sistemas Secundarios de Transmisión, no corresponde revisar la actual composición del Sistema Principal de Transmisión (en adelante SPT ). Dicha revisión, de acuerdo con lo señalado en el Artículo 132 del Reglamento de la LCE 11, es efectuada cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el sistema. 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 Artículo 132º. Las condiciones y criterios a considerarse para definir el Sistema Principal de Transmisión serán las siguientes: a) Deberá comprender instalaciones de alta o muy alta tensión; b) Deberá permitir el flujo bidireccional de energía; c) Cuando el régimen de uso de los sistemas no permite identificar responsables individuales por el flujo de las mismas. Cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el sistema, se evaluarán los sistemas de transmisión calificados como principales y en mérito a las modificaciones que se hubieran presentado se procederá a su redefinición. Regulación de 2004 Página 8 de 64

12 3. Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones se lleva a cabo de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N 25844, LCE y en el Reglamento de la LCE, aprobado mediante Decreto Supremo N EM. El OSINERG, en aplicación del principio de transparencia contenido en el Artículo 8 del Decreto Supremo N PCM, ha incluido audiencias públicas dentro del procedimiento de regulación de las tarifas de generación, transmisión y distribución, con la finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestas tarifarias respectivas. En el esquema mostrado en el Cuadro Nº 3-1 se resume el proceso que se sigue para la fijación de las tarifas y compensaciones para los SST, correspondiente al año El referido 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 en el SST. Asimismo, con posterioridad a la decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración, a través de los cuales, los interesados pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas. Este estudio corresponde al análisis del Estudio Técnico Económico presentado por EGASA, el mismo que contiene su propuesta de Tarifas y Compensaciones para las Instalaciones de su SST Santuario - Chilina 138 kv, cuyo SEA esta conformado por: - Línea de Transmisión 138 kv Santuario Chilina - Celda de línea en 138 kv en la subestación Santuario - Celda de línea en 138 kv en la subestación Chilina Regulación de 2004 Página 9 de 64

13 Cuadro Nº 3-1 Procedimiento de Fijación de Tarifas y Compensaciones de SST Año 2004 Regulación de 2004 Página 10 de 64

14 3.1 Propuesta Inicial de EGASA De acuerdo con lo dispuesto por el ítem a) y la Segunda Disposición Transitoria del Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, EGASA presentó, con fecha 24 de octubre de 2003, su Estudio Técnico-Económico conteniendo su Propuesta de Tarifas y Compensaciones del Sistema de Transmisión Santuario Chilina 138 kv (en adelante PROPUESTA INICAL ). La PROPUESTA INICIAL de EGASA involucra lo siguiente: (a) Análisis del Sistema Eléctrico. (b) Pronóstico de la demanda. (c) Determinación del Sistema Económicamente Adaptado ó SEA. (d) Valorización del Sistema Adaptado: Costo de Inversión. Costos de Operación y Mantenimiento. (e) Propuesta de Peaje Secundario para su Sistema de Transmisión Pronóstico de la Demanda Para el pronóstico de la demanda EGASA consideró un horizonte de 14 años, del 2004 al 2017 y realizó un pronóstico de la demanda de potencia que fluirá por su SST, sobre la base de la proyección de la máxima demanda de potencia del Sistema Arequipa. Para ello, ha considerado una demanda base para el año 2003 de 102,875 MW, que manifestó fue proporcionada por SEAL, y la proyectó con una tasa de crecimiento constante de 3,5%. Como resultado obtuvo una tasa de crecimiento de demanda de potencia en la Línea Santuario Chilina de 4,41% anual. EGASA determinó la proyección de la demanda de energía en la Línea de Transmisión Santuario - Chilina, empleando la potencia proyectada y asumiendo un factor de carga de 60% para el periodo , 65% para el periodo y 67% para el periodo El siguiente cuadro muestra los valores de demanda de la propuesta inicial del titular de transmisión. Cuadro Nº 3-2 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 SISTEMA AREQUIPA Año Potencia kw ,4% ,1% ,3% ,3% Crecim.MW (%) Regulación de 2004 Página 11 de 64

15 Año Potencia Crecim.MW kw (%) ,3% ,3% ,3% ,3% ,3% ,3% ,3% ,4% ,4% 2018* ,4% Nota: EGASA determinó la proyección de la demanda hasta el año 2017, es decir para un horizonte de 14 años Determinación del SEA EGASA definió el SEA de su propuesta inicial, sobre la base del análisis para solucionar el problema de congestión que se presentaba en el sistema de transmisión existente de 33 kv del sistema eléctrico de Arequipa, el cual se alimentaba desde un sólo punto ubicado en la subestación Socabaya, antes de la construcción de la línea Santuario Chilina. Para lo cual, evaluó dos alternativas con el fin de demostrar que las instalaciones contenidas en su propuesta, corresponden al sistema más conveniente económica y técnicamente, para suministrar energía a la ciudad de Arequipa. - Alternativa 1: Línea de Transmisión en 138kV Socabaya Río Seco, la cual considera además una nueva subestación Río Seco de 138/33kV de 40 MVA. El costo total de esta alternativa es de miles US$. - Alternativa 2: (seleccionada) Línea de Transmisión en 138 kv Santuario Chilina, con un costo total de miles US$. En ambas alternativas, EGASA basa su análisis sobre el sistema eléctrico existente de transmisión de Arequipa, el cual tiene una tensión en 33 kv. Como resultado, el SEA propuesto inicialmente por EGASA consideró: Ítem 01 Cuadro Nº 3-3 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 SEA DE PROPUESTA INICIAL EGASA Descripción Línea de Transmisión 138 kv Santuario Chilina, con conductor 240 mm2 02 Celda de línea 138kV en Subestación Santuario 03 Celda de línea - transformador en 138kV en Subestación Chilina 04 Celda de transformador en 33kV en Subestación Chilina 05 Transformador 138/33kV, 60 MVA en Subestación Chilina 06 Sistema de comunicaciones (cable de fibra óptica) Regulación de 2004 Página 12 de 64

16 En la figura siguiente se muestra el SEA de la propuesta inicial de EGASA Figura Nº 3-1 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 SEA DE PROPUESTA INICIAL EGASA SST DE EGASA SST de SEAL Existente en 33kV Fuente: Propuesta inicial de EGASA EGASA señala además, que estas instalaciones entraron en servicio en agosto de 2002, desde entonces, permiten el tránsito de flujos de potencia de las empresas de generación como EGEMSA y SAN GABÁN, para atender a clientes libres ubicados en el anillo de SEAL. En tal sentido, EGASA, sostiene se trata de una instalación que debe ser pagada por la demanda Determinación de los Costos de Inversión Para la determinación de los costos de inversión, EGASA en su PROPUESTA INICIAL, ha realizado una valorización ad-hoc de cada ítem de su SEA propuesto. Los costos totales de inversión están compuestos por costos de línea, costos de subestaciones y costos del sistema de comunicaciones. Los aspectos más resaltantes de la PROPUESTA INICIAL se resumen a continuación. Regulación de 2004 Página 13 de 64

17 Línea de Transmisión EGASA ha determinado el costo de la línea Santuario Chilina 138 kv sobre la base de una valorización de metrados y costos unitarios de las partidas que la conforman, sin embargo no presentó los análisis de los costos unitarios, el material de los conductores empleado es aleación de aluminio de 240 mm 2, los materiales de las estructuras son estructuras metálicas, y los aisladores son de porcelana. El costo total está compuesto por costos directos e indirectos. Los costos directos por las obras civiles y obras electromecánicas. Los costos indirectos comprenden gastos generales y utilidades del contratista (15% de los costos directos) Subestaciones El costo de las subestaciones está compuesto por las celdas de conexión (línea y transformador) y el transformador. Los costos de las celdas de transformación y de línea están conformados por costos directos e indirectos. Los costos directos están conformados por obras civiles, obras electromecánicas gastos generales y utilidades del contratista. Sobre los costos de celdas y transformador se tiene un agregado correspondiente a los costos indirectos, lo cuales están conformados por: el costo del terreno (1 a 1,5% del costo directo), los gastos de ingeniería y supervisión (5% del costo directo), gastos financieros (4% del costo directo) y gastos administrativos (4% del costo directo) Sistema de Comunicaciones EGASA propone un sistema de comunicaciones, conformado por un cable de guarda con fibra óptica (OPGW), montado sobre las estructuras de la línea de transmisión; y, equipos terminales de fibra óptica. El costo del sistema de comunicaciones se compone por costos directos e indirectos. Los costos directos lo conforman el cable de guarda, ingeniería de detalle y pruebas, gastos generales y utilidades del contratista. Los costos indirectos están conformados por costos de ingeniería y supervisión (5% del costo directo), gastos financieros (5% del costo directo) y gastos administrativos (5% del costo directo). El Cuadro Nº 3-4 resume los costos de inversión propuestos por EGASA: Regulación de 2004 Página 14 de 64

18 Cuadro Nº 3-4 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 PROPUESTA INICIAL EGASA COSTO DE INVERSIÓN (Miles US$) Año Líneas Subestaciones NE Total Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento Los costos de operación y mantenimiento, en la PROPUESTA INICIAL de EGASA, están compuestos por: costos directos de mantenimiento, costos de operación, costos de gestión y seguridad Costos de Mantenimiento EGASA ha obtenido los costos directos de mantenimiento a partir de módulos de mantenimiento de líneas y subestaciones. Los módulos están compuestos por actividades, recursos, frecuencia y alcance requeridos por cada actividad, tanto para líneas como para subestaciones. Así mismo, los módulos de mantenimiento incluyen los costos del personal propio de la empresa que interviene directamente en las actividades de supervisión Costos de Operación EGASA ha considerado que las subestaciones son atendidas por operadores, así mismo, considera que el costo de mano de obra y servicios asignables a las celdas de su SST, equivalen al 40% del costo total por estos conceptos. Los costos de operación comprenden el personal de operaciones, costos de servicios, vehículos y herramientas. Regulación de 2004 Página 15 de 64

19 Costos de Gestión Estos costos lo conforman los costos indirectos de gestión personal y los costos no personales asignados al SST EGASA. Para la determinación de los costos de personal indirecto asignado a transmisión, EGASA propuso una estructura organizacional teórica para la empresa EGASA con un total de 51 personas, distribuidas en una Gerencia General, una Gerencia de Operaciones, una Unidad de Operación, una Unidad de Mantenimiento y 5 Unidades de Negocios. Ha valorizado el costo de gestión personal asignable al SST EGASA, a partir de esta estructura, de haberes mensuales y factores de dedicación a la actividad de transmisión de cada puesto, y adicionalmente por un factor de 25% que representa la dedicación del personal al SST EGASA. En el caso de gastos de gestión no personal, EGASA ha asumido un porcentaje equivalente al 30% del costo de gestión personal, sobre el cual no presentó ningún sustento En el Cuadro Nº 3-5 se muestran los costos de Operación y Mantenimiento de su PROPUESTA INICIAL. Cuadro Nº 3-5 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 PROPUESTA INICIAL EGASA COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$) Año Operación Mantenimiento Gestión, y Seguridad Total Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por EGASA A partir de los costos de explotación señalados en las secciones anteriores, EGASA ha determinado el Costo Medio de su SEA propuesto. Para la determinación del Peaje Secundario Unitario (en adelante PSU ) para SST EGASA, la empresa ha considerado el valor actual neto de los costos Regulación de 2004 Página 16 de 64

20 anuales entre el valor actual de las cargas anuales de energía que circulan por la línea de transmisión. Cabe señalar, que el valor propuesto por EGASA como cargo de peaje unitario, tiene varios errores de cálculo, debido entre otros, a que fue calculado sin considerar el ingreso tarifario, además de considerar el íntegro del costo de inversión al inicio del período en lugar de las anualidades del mismo. EGASA no ha incluido en su PROPUESTA INICIAL los factores de pérdidas marginales de potencia, factores de pérdidas marginales de energía, ni las formulas de actualización. En el Cuadro Nº 3-6 se muestra los peajes propuestos por EGASA en su PROPUESTA INICIAL: Cuadro Nº 3-6 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 PROPUESTA INICIAL EGASA PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS (ctms. S/./kWh) Concepto Ctms S/. /kw h Transformación 0,2411 Transmisión 0,3886 Total 0,6297 EGASA considera que el pago del peaje propuesto se asigne a la demanda. 3.2 Primera Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia pública para el 05 de diciembre de 2003, con el objeto que EGASA, al igual que el resto de los titulares de transmisión, exponga 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, de los estudios técnico-económico 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 de 2004 Página 17 de 64

21 3.3 Observaciones de OSINERG a la Propuesta INICIAL de EGASA Con fecha 12 de diciembre de 2003, el OSINERG, a través del Informe OSINERG-GART/DGT N , comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al estudio técnico económico presentado por EGASA. En este mismo informe se incluyeron las observaciones y/o comentarios emitidos por los interesados durante la primera audiencia pública. El referido documento ha sido consignado en la página WEB de 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, tuvieran acceso al documento mencionado y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas de la audiencia pública. Las principales observaciones planteadas por el OSINERG fueron las siguientes: Las observaciones realizadas a la PROPUESTA INICIAL se clasifican en generales y específicas. Las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas. Observaciones Generales (a) EGASA no ha considerado una evaluación integral del SST de Arequipa, dentro del cual está ubicado su SST, teniendo en cuenta que el SST de propiedad de SEAL fue determinado en el proceso regulatorio del año 2003 y que las instalaciones correspondientes a un SEA no son necesariamente las existentes. (b) EGASA ha propuesto, que el pago de las instalaciones propuestas se asigne la demanda, manifestando que en virtud a dichas instalaciones se descongestionaron las líneas del Sistema Secundario Transmisión de Arequipa. Al respecto, se indicó a EGASA que determine la asignación de las responsabilidades de pago de las instalaciones adaptadas propuestas sobre al base de los criterios establecidos en el Artículo 139º del Reglamento de la LCE. (c) EGASA no ha alcanzado la documentación que sustente los costos unitarios de los recursos empleados tanto en inversión como en operación y mantenimiento. Al respecto, se indicó que deberá presentar la información que sustente los costos unitarios de los equipos, materiales, herramientas, maquinarias y personal utilizados. (d) La información presentada en la PROPUESTA INICIAL no contiene los cálculos justificativos. Se indicó a EGASA que presente los cálculos en forma impresa y, adjunte los archivos magnéticos correspondientes, conservando las fórmulas y vínculos de manera que permitan su revisión. Regulación de 2004 Página 18 de 64

22 Observaciones Específicas Con relación al pronóstico de la demanda: (e) EGASA no presentó el sustento de los factores de carga, ni de la tasa de crecimiento de la potencia asumidos; así mismo, empleó un horizonte de estudio del 2003 a 2017, no considerando el año (f) No presentó el sustento del valor de demanda para el año 2003 empleada como base para su proyección. Con relación a la determinación del SEA: (g) No ha considerado la valorización de las pérdidas ni los costos de operación y mantenimiento en la evaluación de las alternativas. (h) Presentó un sistema de comunicaciones basado en fibra óptica sin el sustento correspondiente. Al respecto, deberá emplear un sistema que resulte ser el más económico, a partir de la evaluación de distintas alternativas. (i) No alcanzó archivos conteniendo los cálculos de sustento para la determinación del SEA. Con relación al costo de inversión: (j) No presentó el análisis de costos unitarios que sustente las partidas de obras civiles y montaje electromecánico de la línea, subestaciones y el sistema de comunicaciones propuestos. (k) No presentó ningún sustento de los costos unitarios de equipos y materiales empleados. (l) No presentó los cálculos justificativos de los metrados de las instalaciones que valoriza, tales como peso de las estructuras, concreto, acero de refuerzo, encofrado, excavación, entre otros. (m) No presentó el sustento de los costos de partidas globales en módulos de subestaciones, tales como cables de control, red de tierra profunda, sistema de barras y estructuras metálicas. (n) No presentó el sustento de los costos comunes e indirectos asumidos en las subestaciones Chilina y Santuario. (o) No presentó el sustento de los costos directos varios ni costos indirectos asumidos en la línea de transmisión. (p) Ha realizado una asignación excesiva del costo de comunicaciones (100%) a la transmisión, teniendo en cuenta que estas instalaciones también se utilizan por en la actividad de generación. (q) No presentó el sustento de los costos directos varios y costos indirectos asumidos para el sistema de comunicaciones. Regulación de 2004 Página 19 de 64

23 Con relación a los costos de operación y mantenimiento: Mantenimiento (r) No ha considerado el valor del dinero en el tiempo para determinar el costo anual de operación y mantenimiento (OyM). (s) No se ha presentado la información que sustente los costos unitarios de los recursos empleados en los módulos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad. (t) No ha considerado el rendimiento en el cálculo del costo total de los repuestos y materiales en las actividades de mantenimiento, lo cual ocasiona una sobre estimación del costo de mantenimiento. (u) Error en el empleo de unidades de dólares en lugar de soles. (v) Los costos de supervisión de mantenimiento se duplican, dado que los valorizan tanto en los módulos de mantenimiento como en los costos de gestión personal. (w) Se ha considerado un rendimiento bajo en la actividad de limpieza de aisladores. (x) Se ha incluido el costo de mantenimiento de celda de medición, la cual no es parte de las instalaciones del SST EGASA. Operación (y) EGASA manifiesta que ha considerado el 40% del total del costo de operación de las subestaciones Santuario y Chilina, en razón que estas son subestaciones existentes; sin embargo, en los cálculos efectuados no se ha considerado dicho factor de asignación, ya que realmente ha empleado el 100% del costo de operación de dichas subestaciones. (z) Falta el sustento de los costos de servicios empleados en la operación de las subestaciones. Gestión (aa) Los sueldos propuestos para los cargos gerenciales están sobre los costos de mercado. (bb) EGASA consideró que a las instalaciones propuestas les corresponde un costo de gestión equivalente al 25% del costo total de gestión de EGASA. Esta empresa no ha presentado ningún sustento de dicho porcentaje, el cual por otro lado, es bastante elevado, teniendo en cuenta que la principal actividad de la empresa es la generación con 5 centrales de generación hidráulica y 2 centrales de generación térmica (cc) La estructura organizacional de su PROPUESTA INICIAL corresponde a toda la empresa EGASA, dentro de la cual ha considerado unidades de negocios cuya función no está claramente definida ni sustentada. (dd) No ha presentado ningún sustento del rubro otros costos de gestión ni del monto propuesto para el rubro de seguridad. Regulación de 2004 Página 20 de 64

24 Con relación a la valorización a los peajes, factores de pérdidas y fórmulas de actualización: (ee) Se han cometido errores en el cálculo del peaje: consideró el total de la inversión al inicio del horizonte en lugar de la anualidad 12, se ha empleado erróneamente sólo la carga que fluye por la línea en lugar del total de la demanda, no se ha considerado los valores mensuales de energía (ff) No ha realizado el análisis para determinar el valor de la demanda empleado en el cálculo del peaje, de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 1º, literal a) del Decreto Supremo EM. (gg) No ha incluido en la PROPUESTA INICIAL, los valores de los factores de pérdidas marginales de potencia y de energía, tampoco se ha propuesto valores de ingreso tarifario ni fórmulas de actualización. 3.4 Absolución de las Observaciones y Propuesta Final de EGASA El 23 de enero de 2004, EGASA remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG y presentó un informe con los resultados modificados de su estudio (en adelante PROPUESTA FINAL ), cuyo contenido se resumen como sigue: Con relación al pronóstico de la demanda se tiene lo siguiente: (a) EGASA, no ha cambiado la metodología de pronóstico de demanda, sin embargo ha modificado los valores de tasa de crecimiento y máxima demanda del año base. Para la tasa de crecimiento, EGASA manifiesta que utiliza el valor determinado en la regulación del año 2003 igual a 2,91%, y para la demanda base emplea un nuevo valor de 102,730 MW, que manifiesta es dato proporcionado por la empresa SEAL. Como resultado, los valores del pronóstico de demanda de su PROPUESTA FINAL son: Cuadro Nº 3-7 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 PROPUESTA FINAL EGASA DEMANDA SISTEMA AREQUIPA Año Potencia Crecim. MW kw (%) ,91% ,91% ,91% ,91% 12 Artículo 2º del Decreto Supremo Nº EM, 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 79 de la Ley de Concesiones Eléctricas.... Regulación de 2004 Página 21 de 64

25 Año Potencia Crecim. MW kw (%) ,91% ,91% ,91% ,91% ,91% ,91% ,91% ,91% ,91% ,91% ,91% Con relación a la determinación del SEA: (b) EGASA manifiesta que ha tomado en cuenta el SEA definido para la ciudad de Arequipa en la regulación de SST del Año Sin embargo, se observa diferencias entre el SEA empleado por EGASA y lo determinado en el año 2003: - No incluye la línea Jesús Rió Seco, ni la subestación Rió Seco. - Incrementa las subestaciones Challapampa y San Lázaro y la línea 138 kv Chilina Challapampa Parque Industrial. EGASA justifica su propuesta, indicando que bajo esa configuración en anillo, se reducen las pérdidas del sistema, sin embargo no presenta los cálculos que sustente esa afirmación. (c) El SST propuesto ya no incluye el transformador en la subestación Chilina 138/33 kv, 60 MVA, ni sus respectivas celdas. (d) EGASA ha presentado los cálculos de selección del conductor y el reporte de flujo de carga de los años 2004 y 2018 para el SEA propuesto, sin embargo no adjunta los archivos magnéticos de flujos de carga correspondientes. Como resultado, el SEA propuesto finalmente por EGASA consideró: Ítem 01 Cuadro Nº 3-8 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 SEA DE PROPUESTA FINAL EGASA Descripción Línea de Transmisión 138 kv Santuario Chilina, con conductor 240 mm2 02 Celda de línea doble barra 138kV en Subestación Santuario 03 Celda de línea simple barra 138kV en Subestación Chilina 04 Sistema de comunicaciones (cable de fibra óptica) En la figura siguiente se muestra el SEA de la propuesta final EGASA Regulación de 2004 Página 22 de 64

26 Figura Nº 3-2 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 SEA DE PROPUESTA FINAL DE EGASA SST DE EGASA SEA de Regulación 2003 MODFIICADO* *Instalaciones añadidas *Se retiró la SE Rió Seco y la línea Jesús Rió Seco Con relación a la responsabilidad de pago: EGASA justifica la asignación de responsabilidad de pago a la demanda, manifestando que en merito a ella se ha evitado que colapse el sistema de transmisión 33 kv de la ciudad de Arequipa. Así mismo, indica que la mencionada línea no fue construida para evacuar energía de la central hidroeléctrica Charcani V, puesto que, hasta antes de su puesta en servicio, EGASA evacuaba toda la energía generada sin limitaciones al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional a través de las líneas 138 kv Santuario - Socabaya y Santuario Tintaya. Así mismo, indica que el SEA de Arequipa, determinado en la regulación de SST del año 2003, considera como punto de suministro a la barra Chilina en 138 kv. Con relación al costo de inversión: (e) Se observa que el costo de la línea de transmisión se ha elevado con respecto a su propuesta inicial, de US$ a US$ , debido principalmente al incremento en la partida de acero refuerzo para las fundaciones y por modificación en los costos indirectos: costos de servidumbre, costos de ingeniería y supervisión (5% de costo directo), administración (2% del costo directo), gastos financieros (4% de costo Regulación de 2004 Página 23 de 64