InfOsinergmin A. PRESENTACIÓN. Plan de Inversiones en Transmisión y reconsideraciones B. PROCESOS REGULATORIOS EN CURSO. Contenido.

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1 Año 14 Nº 8 Setiembre 2012 Data al 4 de setiembre de 2012 InfOsinergmin A. PRESENTACIÓN Plan de Inversiones en Transmisión y reconsideraciones Como se ha destacado en múltiples oportunidades, el marco normativo de la regulación de las tarifas de energía (electricidad y gas natural) garantizan a los interesados su derecho a interponer recursos o pedidos de reconsideración contra las decisiones tarifarias que adopte Osinergmin en la ejecución de cualquier procedimiento regulatorio. Al amparo de este derecho, catorce empresas del sector eléctrico han presentado pedidos de reconsideración contra la resolución del organismo regulador que aprobó el Plan de Transmisión para el periodo , en agosto último. Estas peticiones están siendo evaluadas por Osinergmin para emitir su decisión definitiva el primero de octubre próximo. Licitaciones de largo plazo Empresas Acontecimientos de la Regulación y los Mercados de Energía Otro hecho relevante ocurrido en el mes de agosto último ha sido la convocatoria a licitación para un suministro eléctrico (potencia y energía asociada) de largo plazo realizada por la empresa Edelnor, concesionaria de la distribución eléctrica en la zona norte de la ciudad de Lima y el Norte Chico. La situación de las bases, los requerimientos específicos y el cronograma de la licitación se consigna en la página 6 de esta publicación. B. PROCESOS REGULATORIOS EN CURSO Gráfico 1 Contenido A. Presentación (pag. 1) B. Procesos regulatorios en curso (pag. 1) - Plan de Inversiones en Transmisión (pag. 2) - Costos Unitarios Adicionales (pag. 6) C. Licitaciones (pag. 6) - Licitación de Largo Plazo conducida por Edelnor (pag. 6) D. Indicadores de la Regulación Tarifaria (pag. 7) E. Índices Tarifarios (pag. 8) Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria 1

2 B.a. Plan de Inversiones en Transmisión Catorce empresas de electricidad sustentaron sus recursos de reconsideración presentados contra la Resolución N OS/CD, que aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión (PIT) en audiencias públicas realizadas en Lima el 27 de agosto último. Las empresas recurrentes son: Ensa, Enosa, Electrocentro, Electrodunas, Luz del Sur, SN Power Perú, Conenhua, Proyecto Especial Olmos Tinajones, Egasa, Hidrandina, Edelnor, Egemsa, Seal, y Electro Oriente. Los principales extremos de sus pedidos de reconsideración se resumen en la Tabla Tabla 1 Recursos de reconsideración presentados Empresa ENSA ENOSA Electrocentro Petitorio Considerar dentro de las Inversiones del Plan de Transmisión , el transformador 60/23KV, de 30MVA para la NUEVA SET PAMPA PAÑALA considerada dentro del Plan de Inversiones aprobado en la Resolución 15 Incluir el Transformador de 60/22,9/10 kv de 30 MVA de reserva para Piura centro, dentro del Plan de Inversiones de la Resolución de aprobación, en concordancia con la Prepublicación con Resolución 065, que lo admite. Revisar los costos y consideraciones del IT, así como condicionar la implementación de la nueva SET Piura Sur a la gestión de conformidad del COES, REP y fi nanciamiento del MEM, y mantener como opción la implementación de la LT Piura Oeste Grau y SET de 60/22,9/10 kv de 50 MVA como se indicó en el Estudio presentado por ENOSA. Corregir dimensionamiento del Transformador y ajustar costo y fecha que demanda esta inversión. Numeral 1 de la Pág. 30 del Informe Técnico. Omitir la ejecución de la LST de 60 kv Piura Oeste Paita (segunda terna), considerando que la localidad de Paita tiene alta confi abilidad al tener suministro eléctrico a través de un sistema anillado en 60 kv que incluye dos nuevas CT en su cercanía (ADCH y SdE). Y en su lugar para el periodo del PIT - se sugiere considerar un regulador de compensación estático. Tomar en consideración la aprobación con que cuenta en el PIT (transformador de SET El Arenal de 30 MVA para el Área de Demanda 1); así como la gestión de Bases, fi nanciamiento, concurso, Buena pro y el Contrato en curso. Corregir la fecha según el plazo que demanda del Transformador de SET Chulucanas, sujeto al SNIP, demanda como mínimo 2 años, por lo que esto debe considerarse en su programación. Excluir del PIT la Nueva LT Bayovar - Puerto Rico y SET, para evitar falsas expectativas, y supeditarlo a la autorización de conexión y al plazo de gestión del Proyecto bajo lineamientos SNIP (mínimo 3 años). Poner a consideración de Electroperú la transferencia de carga (3 MW) de la barra de 33 kv a la barra de 10 kv, a partir del 2016 y así evitar su repotenciación(*). Considerar dos celdas de transformación para un transformador de 25 MVA de la SET Parque Industrial que fueron excluidos del PIT Aceptar el retiro de 15 elementos del PIT (**), referidos a las SET AT/MT Concepción, SET AT/MT Chala Nueva y SET MAT/MT Yanango. 2 Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

3 Electrodunas Adelantar la implementación de la nueva subestación 220/60 kv 75 MVA denominada Nazca nueva para el 201 Asignar el proyecto de implementar Bancos de Capacitores de 4 MVAr - Barra 29kV (2014), en la Subestación Puquio a Electrodunas, ya que esta subestación le pertenece y por lo tanto que las inversiones de los bancos de capacitores de esta Subestación y de las otras subestaciones sean incluidas en el cálculo de peaje de transmisión de dicha empresa. Modifi car modifi que el proyecto de refuerzo (el cambio de conductor de la LT Ica Parcona Ica Norte de 120mm2 a 240mm2 para el año 2017) a 240mm2 por la implementación de la segunda terna con 120mm 2. Modifi car el proyecto (la derivación en T a las Subestaciones Tacama e Ica Norte, con la implementación de la segunda terna de la LT Deriv. Ica Norte Ica Norte de 120mm 2 (2013)) considerando una nueva Línea de 120mm Valorizar la inversión de la LT Ica Norte Señor de Luren, considerando la infraestructura preparada para una segunda terna. Adelantar la implementación de la nueva subestación 220/60 kv 75 MVA denominada Chincha Nueva para el 201 Adelantar la ampliación de la capacidad de transformación de la SE Paracas con un nuevo transformador 60/22,9/10 kv 40 MVA para el 2012, por las solicitudes de carga y el nivel de sobrecarga de la subestación (***) Valorizar la inversión de la LT Alto La Luna Paracas, considerando la infraestructura preparada para una segunda terna. Dar de baja a transformadores distintos a los establecidos por Osinergmin, rotar transformadores, montos de inversión reconocidos y fl ujo de inversiones. Reconocer el costo del área diferencial de terreno en la SET Puente que se utilizará para la SET Los Industriales. Reconocer los tramos de líneas de 60 kv asociados con el proyecto subestación Los Industriales. Incluir (para la LT 220 kv Planicie REP Los Industriales) en el PIT las celdas de línea 220 kv en la subestación Planicie REP. Reconocer dos transformadores de reserva 50 MVA. Reconocer una (1) celda de seccionamiento longitudinal de 60 kv en SET Limatambo. Reconocer dos (02) celdas de línea de 60 kv en la SET Las Praderas, para llegada de línea de 60 kv doble terna Nueva Lurín Praderas. Eliminar duplicidad de celdas de transformación de 220 y 60 kv en la SET Córpac. La valorización de enlaces subterráneos de doble terna cuya implementación es en dos etapas, debe ser reconocida como dos enlaces subterráneos de simple terna. Corregir errores en el Formulario F-303 de valorización de subestaciones. Luz del Sur Para la SET Nicolás Ayllón, la celda de acoplamiento de 220 kv y la celda de seccionamiento longitudinal de 10 kv, están valorizadas por separado del resto de elementos de la subestación. Las valorizaciones de algunos proyectos no tienen asignadas el % de Gastos Financieros: Balnearios, Los Ingenieros, Las Praderas, San Juan y el transformador de reserva Corregir la valorización del segundo circuito de la LT 60 kv Chilca Bujama. Asignar correctamente los Costos Comunes de la SET Nueva Lurín, valorizados con módulos equivocados. Corregir la valorización incremental correspondiente al Centro de Control en la subestación Los Industriales, según su nivel de automatización. Solicitud de Módulos para líneas subterráneas enductadas. Reconocer los costos asociados a la Rotación de Transformadores. No dar de baja 2 celdas de línea-transformador 60 kv, una en SET Cantera y otra en SET San Vicente. Reconocer la implementación de Sistema Doble Barra 220 kv en SET Cantera y su respectiva celda de acoplamiento. Considerar el cambio de conductores de la actual línea 60 kv Cantera San Vicente, de 120 a 304 mm 2. Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria 3

4 SN Power Perú Conenhua Proyecto Especial Olmos Tinajones Egasa Hidrandina El monto de inversión determinado debe incluir el Costo de Inversión en Servidumbre en Líneas de Transmisión. Modifi car la designación de obligatoriedad de inversión de un Sistema Complementario de Transmisión. Cambiar la tensión de entrega de la SE Huancavelica a REP, ya que la tensión nominal en los puntos de entrega Generador Distribuidor en Subestación Huancavelica es de 60 kv. El fl ujo de potencia resultante de OSINERGMIN debe ser revisado para determinar las verdaderas instalaciones que se requieren en el Sistema Huancavelica para que el Sistema cumpla con la NTCSE. Considerar para el Área de Demanda 5 lo siguiente: Celdas para Banco de Condensadores: i) SE Ingenio: 01 y ii) SE Caudalosa: 01 Banco de Condensadores: i) SE Ingenio: 1 MVAR y ii) SE Caudalosa: 1 MVAR Eliminar la baja correspondiente a la celda de Línea de Transmisión 60 kv, SET/ AT/MT Íllimo Programada para el 2017, la cual debe independizar la LT 6032 y LT 6033, tal como opera actualmente. Instalar una nueva celda en 60 kv o mantener la actual celda de línea Transformador 60 kv, ya que se ha programado la instalación de un nuevo transformador de potencia de 15 MVA en la Subestación Íllimo. Corregir el Plano Diagrama Unifi lar del SER , ya que la inversión en dos celdas 60 kv en la Subestación Íllimo, es mínima, comparada con la inversión de las líneas 6032 y 603 Excluir la barra de 3 kv de la C. H. Charcani VI como inicio del proyecto de la línea de transmisión Charcani VI Cono Norte 33 kv, destinada a abastecer la demanda del Cono Norte de la concesión de SEAL. Incorporar que en la implementación de un transformador 220/60/10 kv, 75/75/15 MVA para la S.E. Cajamarca Norte se reconozca de acuerdo a lo establecido en el Artículo 3 de la Resolución Ministerial N MEM, publicado el Así mismo se debe tener en cuenta lo establecido en el Decreto de Urgencia (DU) N , Decreto Supremo (DS) N EM, DU N y DS N EM. Adelantar el ingreso del transformador de 15 MVA, 138/60/23 kv en la SET Sihuas para el año 201 Considerar el devanado en 29kV en la nueva SE Malabrigo, así mismo considerar un nuevo transformador de 03 devanados 60/23/10 kv en la SE Pacasmayo y elementos en 23kV (III Etapa del Proyecto Chavimochic). Considerar lo siguiente: Se requiere en SET Chimbote Sur la aprobación de: i) Celda Transformador 23kV, ii) Celda Alimentador 23 kv y iii) Celda medición. Se requiere en SET Nepeña la aprobación de: i) Celda Transformador 23kV, ii) Celda Alimentador 23 kv, iii) Celda medición y iv) Dejar sin efecto la celda alimentador en 10kV. Se requiere en SET Chimbote Norte la aprobación de: i) Celda Transformador 10kV, ii) Celda Alimentador 10 kv, iii) Celda medición 10 kv y iv) Celda de medición 23 kv. Al determinar Osinergmin una nueva SET en Guadalupe 02, en 60/29/10kV, 30MVA la implementación de sus elementos deben ser nuevas y completas. Atender inversiones no reconocidas en el PIT , y otras relacionadas a: I) las bajas del SST, ii) el reconocimiento de celdas de medición en las nuevas SET s Malabrigo Nueva, Guadalupe 2 Nueva (barra 10kV) y Derivación Pierina; y en las nuevas barras en 23kV de las SET Porvenir, Nepeña y Chimbote Sur, y iii) el reconocimiento de los costos de rotación transformadores hacia otras subestaciones. 4 Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

5 Edelnor Egemsa Seal Aprobar de la instalación de un transformador de 30 MVA en la SET Paramonga Nueva sea a nombre de una empresa NN Incluir de la nueva línea 60 kv Chillón Oquendo en el Plan de Inversiones en Transmisión para el Área de Demanda Reconsiderar e incluir en el PIT las 2 celdas de línea 220 kv de la Subestación Chavarría, que fueron reemplazadas por Edelnor en el presente año. Asimismo, se incluya el cambio de las 2 celdas de línea 60 kv en la SET Santa Rosa Antigua. Incluir las 14 celdas de alimentadores que no han sido incluidas en el PIT para el Área de Demanda 6; y la inclusión de las 7 celdas de alimentadores que fueron propuestas, pero no han sido incluidos en el Plan de Inversiones en Transmisión aprobado para el Área de Demanda Cambiar la relación de transformación de 60/10 kv por 60/20/10 kv de los transformadores de potencia aprobados, incluido los elementos complementarios en las subestaciones de Tomás Valle, Santa Marina y Caudivilla. Corregir o modifi car los códigos estándar de los módulos de los 37 elementos incluidos en el PIT Incluir los 14 elementos faltantes (12 del Plan y 2 instalados en el periodo ) en el PIT Excluir los 12 elementos excedentes indicados del PIT Reconsiderar en el PIT las inversiones requeridas para el soterramiento de los tramos propuestos por Edelnor. Considerar que en el Banco Capacitivo, al tratarse de un módulo de 3 pasos, debe tener la siguiente confi guración: Barra de 10,6 Kv, SE Dolorespata 3 celdas de compensador Banco Capacitivo de 3 x 3,75 MVAr La Celda de Transformador (Módulo Estándar: CE-010SIU3MCISBTR1) se compone de un equipo Metal Clad transformador de 10 kv, 125 kvp (BIL), 630 A, simple barra, por lo cual se debe instalar un equipo con características de mayores prestaciones. Considerar en el PIT un módulo aéreo (módulo LT-138SIU0ACS1C1240A con una longitud de 9.46 km) y otro subterráneo (módulo LT-138COU0XXS0C3400S, conductor 145 kv XLPE 400 mm 2 con una longitud 0.92 km) para la L.T. 138 kv Socabaya Parque Industrial. Implementar una línea subterránea de 4 kilómetros en doble terna (para la repotenciación de las L.T. 33 kv Chilina San Lázaro y Chilina Challapampa): Cable de aluminio aislado tipo unipolar insulado Uo/U 26/45 KV de 500 mm 2. Terminaciones y empalmes para 45 KV. Reconsiderar el tercer devanado de 10 a 29 kv (Transformador de 138/60/29 kv-30 /20/15 MVA ONAN/ONAF, a fi n de poder atender localidades alejadas (15-50 km), como son los distrito de Morales, Lamas, Cuyumbuque, Maceda, Tacatachi, Zapatero y otros. Reconsiderar la LT Pongo de Cainarachi-Yurimaguas en 60 kv y SET Yurimaguas. Reconsiderar el tercer devanado de 10 a 29 kv (Transformador de 138/60/29 kv-30 /20/15 MVA ONAN/ONAF, que permita atender localidades alejadas como: Jepelacio, San Roque y Pacayzapa. Además de la carga de Plaza Vea) Electro Oriente (1) Reconsiderar un transformador de Reserva para el sistema eléctrico de San Martín, Propuesta Electro Oriente S.A. al año 201 Considerar las alícuotas por Centro de Control y Telecomunicaciones al año 2013 Considerar los tramos de ejecución de la Obra de Repotenciación de Línea Moyobamba- Rioja al año Considerar el Costo de Inversión de las compensaciones instaladas en la SET Tarapoto y SET Bellavista incluye un transformador de Potencia de 138/10 kv de 15 MVA en la SET Bellavista. 8. Reconocer la LT Tocache Bellavista-Electro Oriente S.A. (*) Electroperú desea evitar invertir en repotenciar el Transformador de 60/33/10 kv de la CT Charán, por sobrecarga en el devanado de 33 kv, en el 2016 a lo cual estaría obligado. Sin embargo hay una opción para que lo evite, sin transgredir su obligación. (**) En el Anexo D-3 del informe N GART, se indica solo tres elementos que deben ser retirados del Plan de Inversiones por no ser necesaria su ejecución. (***) Electrodunas ya inició la adquisición de un nuevo Transformador 60/22,9/10 kv de 37.5 MVA (ONAF) en el presente año; el cual ya se tiene programado ponerlo en servicio para Noviembre del 201 (1) Los 6 primeros pedidos presentados por Electro Oriente están orientados a la modificación del PIT y los restantes están referidos a la modificación del PIT Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria 5

6 De acuerdo al cronograma del procedimiento Osinergmin debe publicar la resolución que resuelve los petitorios de las empresas el 01 de octubre del presente año. B.b. Costos Unitarios Adicionales de la Concesión de Lima y Callao Osinergmin aprobó los Costos Unitarios de inversión adicionales de elementos de la Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao, mediante la Resolución N OS/CD, publicada el 23 de agosto de 201 Asimismo, dispuso que los valores aprobados se consideren en el Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao fijada mediante Resolución N OS/CD y sus modificatorias. De acuerdo al cronograma del procedimiento, 17 de setiembre de 2012 vence el plazo para que las empresas interesadas presenten sus recursos de reconsideración. Osinergmin debe resolver estos recursos hasta finales de octubre próximo. C. LICITACIONES Licitación de Largo Plazo conducida por Edelnor El 05 de agosto último, la empresa Edelnor publicó, la convocatoria a licitación para el suministro de energía eléctrica, en un medio escrito de circulación nacional. Este proceso tiene como finalidad contar con contratos para el suministro de potencia contratada y energía asociada requerida por el licitante, para atender al demanda de electricidad para el periodo enero diciembre Los montos a licitar en MW se muestran en la Tabla 2: Tabla 2 Mercado Regulado Potencia Requerida Fija 134,0 Potencia Requerida Variable 26,8 Total 160,8 El cronograma del proceso de licitación es el que se muestra en la Tabla 3: Tabla 3 Evento Fecha Máxima Venta de Bases Formulación de consultas Aprobación de Bases Integradas Presentación de Sobre de Precalifi ación Comunicado de Pecalifi cación Presentación de Garantías Presentación de propuestas y Adjudicación de la Buena Pro 15/nov/12 04/set/12 31/oct/12 16/nov/12* 21/nov/12 05/dic/12 19/dic/12 Publicación de resultados 20/dic/12 * Hasta las 12 Hrs. En la notaria DANNON sito: Av. Javier Prado Oeste Magdalena, Lima. 6 Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

7 D. INDICADORES DE LA REGULACIÓN TARIFARIA D.a. Variación de los indicadores macroeconómicos La Tabla 4 muestra las variaciones de los índices macroeconómicos que intervienen en la regulación de las tarifas eléctricas, en el periodo comprendido entre el 04 de agosto y el 03 de setiembre del presente año. Las variaciones indicadas en dicha tabla han determinado a su vez la modificación de las actividades reguladas tal como se muestra en la Tabla Tabla 4 Variación de los indicadores de la regulación tarifaria (Agosto vs julio) Índices Macroeconómicos 04/09/ /08/2012 Variación IPM 208, ,551 0,2% TC (S/,/US$) 2,61 2,629-0,7% PGN (S/,/MMBtu) 6,504 6,551-0,7% FOBCB (US$/tn) 113,45 115,96-2,2% Diesel B5+ISC (S/,/gl) - Callao 9,8 9,11 7,6% Residual+ISC (S/,/gl,) - Callao 6,89 6,44 7,0% Diesel B5+ISC (S/,/gl) - El Milagro 10,39 10,23 1,6% Diesel B5+ISC (S/,/gl) - Iquitos 9,69 9,53 1,7% Residual+ISC (S/,/gl,) - Iquitos 7,81 7,78 0,4% Por otra parte, la evaluación de dichos factores determino que el regulador hiciera reajustes al alza en el precio a nivel generación, el peaje Diesel B5+ISC (S/,/gl) - Cusco IPCu (ctv,us$/lb) IPAl (US$/tn) 10,89 362, ,362 10,92 370, ,085-0,3% -2,1% -2,7% por conexión al sistema de transmisión y el valor agregado de distribución, lo que determinó alzas en las tarifas eléctricas de aplicación en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN. D.b. Variación de las actividades reguladas Tabla 5 Variación acumulada de precios por actividad regulada Actividad Regulada Límite Inferior Límite Superior Límite Tarifario Generación SEIN -1,1% 0,4% +/- 5% Generación Aislada -0,9% 1,9% +/- 1,5% Transmisión Principal -4,8% -1,1% +/- 5% Transmisión Secundaria -2,1% -1,1% +/- 5% Distribución -1,7% -0,6% +/- 1,5% Precio a Nivel Generación 0,00% +/- 1,0% D.c. Variación de la tarifa eléctrica Para el periodo comprendido entre el 04 de setiembre y el 03 de octubre las tarifas eléctricas en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados han experimentado los siguientes ajustes. En el SEIN, el reajuste ha sido en promedio de -0.5% para los usuarios residenciales y de -0.3% para los usuarios comerciales e industriales. En los Sistemas Aislados, el reajuste ha sido de -0.2% para los usuarios residenciales y de 0.1% para los usuarios comerciales e industriales. El impacto de los ajustes indicados en las principales localidades del país y las causas de los referidos reajustes tarifarios están contenidos en el folleto InfOsinergmin - Usuarios correspondiente al presente mes. Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria 7

8 E. ÍNDICES TARIFARIOS Gráfico 2 Gráfico 3 Este factor se actualiza trimestralmente. La última actualización estará en vigencia desde el 04 de agosto hasta el 03 de noviembre de 201 Gráfico 4 Este factor se actualiza trimestralmente. La última actualización estará en vigencia desde el 04 de agosto hasta el 03 de noviembre de 201 Gráfico 5 F. LO QUE SE VIENE Costos Unitarios Adicionales de gas natural en Lima y Callao 20 setiembre: Publicación de los recursos de reconsideración presentados contra la resolución que aprobó los cargos unitarios adicionales de la concesión de Lima y Callao. Plan de Inversiones en Transmisión de octubre: Publicación de la resolución que resuelve los recursos de reconsideración presentados contra la decisión del regulador. InfOsinergmin es una publicación mensual de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria - GART, de ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA Av. Canadá 1460, San Borja, Lima 41 Perú, Tel. (511) , Fax (511) Web site: Para cualquier comentario, sugerencia o contribución favor comunicarse con infosinerg@osinerg.gob.pe Para suscribirse a las publicaciones de la GART ingrese a la página web wwwosinerg.gob.pe y provea el formulario correspondiente. 8 Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria