Observaciones al Informe Técnico - Económico Presentado por Luz del Sur S.A.A.

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1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Informe OSINERG-GART/DGT N Observaciones al Informe Técnico - Económico Presentado por Luz del Sur S.A.A. Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión Regulación de 2003 Lima, 28de marzo de 2003

2 ÍNDICE I. Introducción 3 II. Aspectos Regulatorios 4 III. Observaciones al ESTUDIO 8 III.1. III.2. III.3. III.4. III.5. III.6. Proyección de la Demanda y Consumo de Energía 8 Determinación del SEA 12 Costos de Inversión 19 Costos de Operación y Mantenimiento 27 Evaluación de los Peajes Secundarios, Ingresos Tarifarios y Factores de Pérdidas Marginales 38 Determinación de las Fórmulas de Actualización 39 IV. Audiencia Pública 40 Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 2 de 2

3 I. Introducción Con fecha 31 de enero de 2003 la Empresa Concesionaria Luz del Sur S.A.A. (en adelante LDS ) ha presentado ante el Organismo Supervisión de la Inversión en Energía (en adelante "OSINERG") el Estudio Técnico Económico con la propuesta de tarifas y compensaciones para su Sistema Secundario de Transmisión (en adelante el SST ) correspondiente al presente período regulatorio (en adelante el ESTUDIO ). El presente documento contiene las Observaciones al ESTUDIO que efectúa el OSINERG de conformidad con lo dispuesto por la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, aprobada con la Resolución OSINERG N OS/CD, y que fue implementada para cumplir con las exigencias establecidas por la Ley N Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos. Para el análisis del ESTUDIO y la formulación del conjunto de observaciones que se desarrolla más adelante, el organismo regulador ha empleado los criterios, modelos y metodología que utilizará asimismo para la fijación de los cargos de transmisión. Debe entenderse que la presentación de las respectivas observaciones contiene, por extensión, la manifestación del parecer del regulador con relación al proceso y, por tanto, son la expresión de los criterios, modelos y metodología que empleará el OSINERG para la fijación de los precios regulados. Este informe de observaciones está dirigido para ser respondido por LDS. La referida respuesta deberá ser remitida tanto en forma impresa como en medio magnético a fin de permitir su evaluación dentro de los límites de tiempo establecidos en las normas para el desarrollo del proceso. De esta manera los cálculos justificatorios que se realicen deberán venir acompañados de las respectivas planillas de cálculo que le permitan al OSINERG efectuar una evaluación rápida y objetiva de las mismas. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 3 de 3

4 II. Aspectos Regulatorios El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8 y 42 de la Ley 1 de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ). Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del literal b) de Artículo 43 de la LCE 2. En el caso de las tarifas de transmisión, la referida regulación será efectuada por el OSINERG, independientemente de si las referidas tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia 3. De forma similar el Artículo 62 de la LCE 4 establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por el OSINERG. 1 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. 2 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) b) Las tarifas y compensaciones a titulares de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...) 3 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. (...) 4 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. (...) Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 4 de 4

5 Para cumplir con estos mandatos de la LCE y, considerando el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, el OSINERG aprobó la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, en cuyo Anexo B se describe el Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. En la figura siguiente se presenta el cronograma correspondiente al presente periodo de regulación: Figura 2.1 Proceso de tarifas y Compensaciones del SST Año 2003 Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, la LCE ha establecido como criterio el reconocimiento del 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 6. 5 Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Costo Medio de dicho Sistema Económicamente Adaptado. 6 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. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 5 de 5

6 El Costo Medio, está definido en el Anexo de la LCE 7 y corresponde a los costos de inversión, operación y mantenimiento, en condiciones de eficiencia (en adelante CI y COyM, respectivamente ) El SEA, también se encuentra definido en el Anexo de la LCE 8 y corresponde al sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y demanda. Para la determinación y 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 organismo regulador resolver las situaciones particulares que pudieran presentarse, indicando para estas únicamente las directrices que deben tomarse en cuenta para su determinación. 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. 7 COSTO MEDIO: Son los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia. 8 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. 9 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. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 6 de 6

7 Recientemente, mediante Decreto Supremo N EM 10 del 25 de setiembre de 2002, se dictaron disposiciones específicas para la determinación del SEA en aquellos SST que sirven de forma exclusiva a la demanda. El referido decreto, especifica adicionalmente, que sus Artículos 1 y 2, relativos con la determinación del SEA, son aplicables a partir del presente proceso de regulación de tarifas y compensaciones. 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. 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 Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 7 de 7

8 III. Observaciones al ESTUDIO III.1. Proyección de la Demanda y Consumo de Energía Tal como se indica en la propuesta presentada por LDS, se deben desarrollar técnicas de proyección de la demanda con altos grados de confiabilidad, identificando los nichos de mercados crecientes los futuros requerimientos de grandes clientes y estimar el crecimiento vegetativo, todo esto en base a su experiencia en la composición y comportamiento de su mercado eléctrico. La dificultad mayor de pronosticar radica en la posibilidad de eventos que no hayan ocurrido anteriormente, como el desarrollo de nuevas tecnologías, la incorporación de competidores, variaciones en las políticas económicas gubernamentales, etc. Los antecedentes históricos son, por tanto, variables referenciales para el analista, quien debería usar los métodos de proyección como técnicas complementarias antes que como alternativas estimativas certeras. La validez de los resultados está íntimamente relacionada con la calidad de los datos de entrada que sirvieron de base para el pronóstico. Las fuentes de información de uso más frecuentes son las series históricas de la empresa o de organismos públicos o privados, el resultado de encuestas o análisis especiales y las opiniones de expertos. La efectividad del método elegido se evalúa en función de su precisión, objetividad y sensibilidad. Los resultados que se obtienen de los métodos de proyección son indicadores de referencia para una estimación definitiva, la cual, aunque Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 8 de 8

9 difícilmente será exacta, en este sentido, deberá complementarse con el juicio y las apreciaciones cualitativas del analista. Los modelos de series de tiempo (o de tendencias) se utilizan cuando el comportamiento del mercado futuro puede determinarse en gran medida por lo sucedido en el pasado y siempre que esté disponible la información histórica en forma confiable y completa. Cualquier cambio en las variables que caracterizaron un determinado contexto en el pasado, como una recesión económica, una nueva tecnología o un producto sustituto, hace que pierdan validez los modelos de este tipo. Sin embargo, es posible ajustar en forma subjetiva una serie cronológica para incluir aquellos hechos no reflejados en datos históricos. Se debe analizar estos datos históricos, teniendo en cuenta que la economía del país ha mostrado etapas recesivas, así como lo que sucederá con la llegada del gas natural de Camisea como eventual producto sustituto. Finalmente, se tiene los métodos subjetivos que se basan en opiniones de expertos. Se usa cuando el tiempo para elaborar el pronóstico es escaso cuando no se dispone de todos los antecedentes mínimos necesarios o cuando los datos disponibles no son confiables. Lo más común es reunir a un grupo de expertos en panel, a quienes se les somete a un cuestionario, obteniéndose como producto información que, tratada estadísticamente, produce una convergencia de la que nace una predicción. Bajo estas consideraciones, se han efectuado las siguientes observaciones al modelo de proyección utilizado por LDS. A. Modelo Econométrico de Regresión 1. Variables dependientes sin sustento En el estudio presentado por LDS, no se sustentan ninguna de las variables dependientes escogidas para explicar la proyección de la demanda. En este sentido, LDS deberá efectuar pruebas econométricas individuales a fin de establecer relevancia de cada una de dichas variables. 2. Resultados de la regresión no analizados LDS no ha efectuado un análisis y prueba de los resultados de la regresión. Es decir, no se ha verificado que las variables independientes, en conjunto, expliquen en buena parte los consumos de energía proyectados. Así mismo, LDS deberá verificar que no exista autocorrelación entre sus variables y los términos de error de la regresión, así mismo deberá verificar la ausencia colinealidades entre sus variables independientes seleccionadas (PBI, tarifa, etc.). En general, deberán efectuar las pruebas estadísticas correspondientes que permitan asegurar que los resultados de la regresión no contengan resultados falsos ocasionados Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 9 de 9

10 por los fenómenos de multicolinealidad, heterocedasticidad, correlación de las variables explicativas con los errores de la regresión o autocorrelación de los propios errores.. 3. Valor único de crecimiento del PBI por sectores En el cuadro del ESTUDIO se consigna el mismo valor de crecimiento anual del PBI para todos los sectores de consumo de cada año. Aparentemente, hay un error de presentación que debe ser aclarado o, en caso contrario sustentado debidamente por LDS. 4. Inconsistencia entre crecimiento del PBI y del consumo En el informe se indica que la demanda en la concesión del LDS ha presentado tasas de crecimiento sostenido superiores a 6% anual en el periodo Esto indicaría que no habría una adecuada correlación con el PBI, el cual, como se sabe, ha registrado algunos años con crecimientos negativos (decrecimiento). En consecuencia, LDS deberá explicar las razones por las cuales utiliza esta variable independiente para explicar el crecimiento del consumo de electricidad. 5. Valores del PBI no actualizados LDS ha considerado como pronóstico del PBI, una fuente elaborada en el año 2000, el mismo que ha sido obtenido bajo un escenario que ha variado sustancialmente a la fecha. B. Modelo de Tendencias 6. Periodo corto de las series históricas LDS indica que por haberse constituido en 1994 no le es posible contar con datos anteriores a La razón presentada no constituye justificación para no utilizar fuentes secundarias de información. Al respecto, se puede recurrir a estadísticas oficiales del sector, ya que 7 años constituye un período muy corto para validar un modelo de proyección de 15 años y obtener resultados adecuados. 7. Criterios y parámetros utilizados en el modelo de tendencias no han sido sustentados LDS deberá sustentar los siguientes aspectos relacionados con el modelo de tendencias: La consideración del parámetro H/V de forma constante. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 10 de 10

11 La razón para utilización de la relación energía/suministro (ESR) que se traduce en la selección de un suministro nuevo en lugar de uno antiguo. La proyección del número de suministros comerciales e industriales por distrito. 8. Comparación incompleta entre el modelo econométrico y las tendencias históricas LDS no ha presentado un análisis completo y debidamente sustentado de la comparación que efectúa entre los resultados del modelo econométrico y los correspondientes al modelo de tendencias. En la convergencia de los modelos utilizados, se debe detallar y sustentar qué nivel de ajuste se ha efectuado a las tendencias históricas, para compatibilizarlas con el modelo econométrico. C. Resultados de la Proyección y Otros 9. Proyección espacial de la demanda no es explícito y claro En el ESTUDIO no se explica adecuadamente el procedimiento seguido para efectuar la proyección espacial de la carga, es decir, por distrito y por tipo de carga. LDS, deberá establecer explícitamente dónde se van a presentar los incrementos de demanda por tipo de clientes (pronóstico de crecimiento horizontal y/o vertical por zonas urbanas, consumo residencial, industrial, comercial, etc.). Así mismo, LDS debe ampliar los sustentos y la documentación utilizada para determinar las proyecciones de demanda espacial. 10. Adición de nuevas cargas a las proyecciones globales sin justificación alguna LDS adiciona a la proyección resultante del modelo econométrico o de tendencias, el consumo que correspondería a nuevos clientes con cargas iguales ó mayores a 500kW (con lo cual se estaría incluyendo a nuevos clientes libres y regulados) sin mayor justificación. Al respecto, debe tomarse considerarse que la proyección global ha tomado en cuenta dichos crecimientos ya que los mismos estarían explicados por el comportamiento del pasado. En consecuencia, LDS debe explicar y sustentar el porqué trata a estas nuevas cargas como incrementos externos a su modelo de proyección. 11. Inconsistencia de la Información Existe una diferencia entre las cifras de venta de energía correspondientes al año 1995, que figuran en el cuadro y la Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 11 de 11

12 indicada en el cuadro 8.1-1, ambos cuadros del ESTUDIO. LDS, deberá subsanar dicha inconsistencia. 12. Resultados optimistas para la proyección LDS deberá subsanar y levantar las observaciones señaladas anteriormente, a fin de corregir la proyección optimista que ha efectuado, tanto para el mercado libre como para el mercado regulado. Cabe destacar que el crecimiento calculado para el mercado regulado (5,0%), y en especial para la media tensión (cuadro del ESTUDIO), resulta demasiado elevado. Así mismo, resulta elevado el crecimiento promedio utilizado para el mercado libre (4,4%). También, se debe indicar que la tasa de crecimiento anual promedio para los 15 años, que LDS presentó en el informe Propuesta de Cálculo de Peajes correspondientes al Sistema Secundario de Transmisión 2002 fue menor a la que dicha empresa ha presentado en el informe actual, tal como se puede apreciar en el cuadro adjunto. III.2. Determinación del SEA El plan de desarrollo de 15 años tiene por objeto definir el sistema económicamente adaptado y cuantificar el monto de las inversiones y de los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión que conforman dicho sistema. Para ello, en primer lugar se debe diagnosticar el nivel de seguridad que soporta la red existente, es decir, definiendo de forma explícita las condiciones de operación y capacidad del sistema eléctrico existente para atender las cargas actuales. Seguidamente, se debe definir el plan de obras requerido a corto, mediano y largo plazo, para lo cual se deben formular diversas alternativas viables; analizarlas técnicamente para asegurar el cumplimiento de las condiciones y metas de calidad de servicio establecidas; compararlas económicamente y finalmente seleccionar la alternativa técnica y económica más conveniente Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 12 de 12

13 13. Criterios utilizados por LDS sin sustento A fin de analizar con mayor objetividad la propuesta de LDS, dicha empresa concesionaria deberá aclarar, detallar y sustentar los aspectos relacionados con: Análisis del sistema existente: Niveles de carga de las redes y transformadores Niveles de tensión Análisis de los índices de interrupciones de servicio en comparación con las metas establecidas y los recursos disponibles para transferencia de cargas y restablecimiento del servicio. Alternativas consideradas para el desarrollo del sistema, precisando la forma en que se ha definido el dimensionamiento óptimo de redes y transformadores, criterios de regulación de tensión y análisis de contingencias de cada alternativa. Selección de la mejor alternativa técnica y económica. 14. Criterio n-1 para garantizar la confiabilidad del servicio LDS debe sustentar y documentar el procedimiento para establecer el criterio n-1 como referencia para el diseño de la configuración confiable de la red de AT. El criterio adoptado deberá estar sustentado y validado mediante los registros de número y duración de las interrupciones El nivel de confiabilidad que se obtiene con el criterio N-1 otorga un excesivo grado de seguridad al sistema. Para su aceptación debería justificarse su necesidad ya que el mismo es puesto al criterio de mínimo costo. Con ello se estaría garantizando un servicio casi con cero interrupciones, exigencia tal que no está prevista en el marco regulatorio actual. 15. Determinación de nuevas SET bajo consideración de excesiva caída de tensión en 22,9kV Para determinar la necesidad de una nueva SET se indica que se ha utilizado como uno de los criterios, que la nueva SET es necesaria cuando la red de MT presenta problemas de excesiva caída de tensión. Por otro lado, LDS ha considerado cambiar la tensión de MT, de 10kV a 22,9kV. Considerando, que el radio medio de la red de 22.9kV será mayor que la de 10kV, Con este criterio ya no sería necesario nuevas SET por caída de tensión. En consecuencia, debe sustentar la selección de nuevas SETs debido a caida de tensión en MT, aún cuando ésta se ha elevado de 10kV a 22,9kV. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 13 de 13

14 16. Carga asignada a las nuevas SET no es la adecuada Según el criterio utilizado por LDS, una nueva SET se requiere cuando las SET vecinas han alcanzado su máxima potencia o cuando se presentan caídas de tensión excesiva en las redes de MT. Según el método de definir la asignación de cargas por SET éstas se determinan por asignación de áreas de servicio determinado por el método de las bisectrices. Esto da lugar a que las SET vecinas se descarguen abruptamente y que se incremente la capacidad total de transformación. LDS debe ampliar la justificación del procedimiento seguido y evaluar la conveniencia económica de transferir cargas en forma gradual. 17. Metodología dinámica de expansión sin sustento El ESTUDIO determina el SEA considerando inicialmente el año final (2017) y luego ajusta los años anteriores para alcanzar la meta establecida por el año final. Al respecto, LDS deberá demostrar que dicha metodología es mejor y más robusta que aquellas que parten del año inicial y van evolucionando año tras año. 18. Preestablecimiento equivocado del número de transformadores por subestación El ESTUDIO considera 2 transformadores como máximo en las subestaciones AT/MT, sin ningún sustento técnico económico, lo cual además compromete la potencia firme que actualmente se tiene con la configuración de 3 transformadores de 25 MVA. Al respecto, la adopción de la tensión de 22,9kV, conjuntamente con la limitación de instalación de hasta 2 transformadores por SET de 40 MVA, constituye un contra sentido. Por un lado estamos potenciando la capacidad de la red mediante el incremento de tensión MT, con mayor capacidad de transporte, menor celda de tensión y menores pérdidas y por otra parte no se estaría aprovechando esta circunstancia al limitar la potencia instalada en SET S a dos transformadores. En este sentido, LDS deberá sustentar porqué limita a 2 el número de transformadores en cada subestación del sistema económicamente adaptado, considerando alternativas de configuración con tres transformadores y distintas potencias. 19. Pronóstico de la demanda espacial no es claro Para lograr un sistema económicamente adaptado a lo largo de los 15 años de estudio, se deberá planificar las ampliaciones y mejoras del sistema, considerando el desarrollo futuro de la demanda en magnitud, ubicación e importancia de las cargas. Un buen plan a largo plazo asegura que las ampliaciones anuales se ajusten mejor a un equilibrio entre la oferta y la demanda. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 14 de 14

15 En este sentido, es importante que LDS aclare lo mejor posible el estudio de pronóstico de la demanda efectuado, absolviendo las observaciones planteadas al capítulo de proyección de la demanda. 20. Topología del año base sin sustento técnico económico El ESTUDIO parte como base inicial con la topología existente del año 2002, sin ningún sustento técnico económico que ésta corresponde al sistema económicamente adaptado. LDS deberá sustentar la topología inicial en base a un estudio técnico económico, que considere los criterios de definición de un sistema económicamente adaptado. 21. No se adapta la potencia de los transformadores del año Inicial LDS no ha justificado debidamente que las instalaciones existentes correspondan al SEA para el año inicial. Como se ha indicado, el procedimiento deberá buscar, para las condiciones de demanda actual y proyectada, una configuración que optimice el costo del servicio. Bajo el criterio de LDS, en el caso la SET Chorrillos, se tienen dos transformadores de 60/10kV, uno de 12,5MVA y otro de 25MVA, los mismos que pueden ser reemplazados por uno de 40MVA. 22. Determinación de la redes de transmisión sin sustento De manera similar a la determinación de la potencia de los transformadores, se ha verificado que no está debidamente sustentado la determinación del SEA correspondientes a las redes de transmisión. En efecto, no se presentan criterios, no se detalla el procedimiento de cálculo ni las alternativas empleadas para la selección óptima del conductor. Por lo tanto, LDS deberá revisar y sustentar la determinación de la sección óptima de los conductores para las redes aéreas y subterráneas de transmisión de 220 y 60 kv,. Además deberá revisar y sustentar el SEA de las líneas de transmisión tal que el año inicial también corresponda al criterio de adaptación económica, considerando los costos de inversión, mantenimiento y pérdidas 23. No se toma en cuenta la Red de Distribución LDS no ha considerado la interconexión del SST con la Red de Distribución. Las modificaciones e innovaciones tecnológicas, requeridas para satisfacer las normas de calidad, no son responsabilidad aislada del SST, sino del conjunto SST y Red de Distribución. Así mismo, LDS tampoco ha considerado los estudios realizados, y que fueron supervisados por OSINERG, con ocasión de la regulación de la Red de Distribución para el período En dicha regulación Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 15 de 15

16 tarifaria, el Valor Agregado de Distribución ha sido establecido con base en el desarrollo de una red técnico - económicamente adaptada a la demanda que cumple con las reglamentaciones vigentes, incluyendo la norma técnica de calidad. 24. No existen evidencias de haber analizado otras alternativas de expansión En el ESTUDIO no se ha incorporado las alternativas evaluadas para la configuración de la red de MAT y AT y la localización de las SET s MAT/AT y AT/MT. LDS ha presentado soluciones que sugieren la alimentación con línea subterránea y el uso de equipos GIS sin que haya la documentación técnica de los estudios que demuestren con que alternativas se las compara y si efectivamente son las mas económicas y convenientes. 25. No hay coherencia en el uso de transformadores con devanado de 22,9kV LDS, no presenta una adecuada coherencia en la especificación del plan de implementación de transformadores con devanado de 22,9kV. Según las premisas señaladas por LDS, el cambio de la red de MT de 10kV a 22,9kV se efectúa cuando la demanda supera los 6,0 MVA o cuando la operación normal en la red de media tensión presenta problemas de caída de tensión. Sin embargo, se aprecia, por ejemplo, que para la SET Limatambo se considera el devanado de 22,9kV a partir del año 2004 cuando la demanda es de 5,8MVA, mientras que para la SET Chorrillos se considera a partir del año 2006 siendo que en el año 2005 se registra una demanda de 5,8MVA. 26. La evolución de la capacidad de transformación no es acorde con el crecimiento de la demanda En el ESTUDIO, se aprecia que la capacidad de los transformadores y el número de unidades no guardan relación con la demanda proyectada. Así por ejemplo para la SET Limatambo, la demanda en 10kV va disminuyendo, sin embargo la capacidad de los transformadores presentan aumentos y disminuciones de la potencia que no corresponden a la demanda. Así mismo se observa que los transformadores presentan un factor de utilización muy bajo, tal como se aprecia en el cuadro que sigue. LDS deberá revisar sus criterios de expansión de manera tal de garantizar un desarrollo racional del sistema de transmisión, es decir que busque un equilibrio entre el crecimiento de las nuevas inversiones con el crecimiento de la demanda, de manera tal de mantener un factor de utilización razonable que evite la instalación de capacidad ociosa. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 16 de 16

17 Descripción Max Demanda 10 kv (MVA) 50,91 35,57 35,57 35,57 35,57 35,57 30,36 30,36 30,36 30,36 30,36 30,36 30,36 Max Demanda 22,9 kv (MVA) 9,02 6,95 8,90 10,77 12,88 15,14 14,45 16,31 18,24 20,25 22,35 24,55 26,83 Pot. Trafos 1x40 + 1x25 + 1x25 + 1x40 + 1x40 + 1x40 + 1x25 + 1x40 + 1x40 + 1x40 + 1x40 + 1x25 + 1x25 + (MVA) 1x25/25/25 1x25/25/25 1x25/25/15 1x25/25/10 1x25/25/10 1x25/25/10 1x25/25/10 1x25/25/10 1x25/25/10 1x25/25/10 1x25/25/10 1x40/30/20 1x40/30/20 Pot. Inst. 10 kv (MVA 65,0 50,0 40,0 50,0 50,0 50,0 35,0 50,0 50,0 50,0 50,0 45,0 45,0 Factor Utilización 78,3% 71,1% 88,9% 71,1% 71,1% 71,1% 86,7% 60,7% 60,7% 60,7% 60,7% 67,5% 67,5% Pot. Inst. 22,9 kv (MVA) 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 30,0 30,0 Factor Utilización 36,1% 27,8% 35,6% 43,1% 51,5% 60,5% 57,8% 65,2% 72,9% 81,0% 89,4% 81,8% 89,4% 27. Pre establecimiento de capacidad máxima de SET no ha sido sustentado LDS deberá sustentar técnica y económicamente la definición de la capacidad máxima de 80MVA para SET de AT/MT en áreas urbanas y la instalación 2 unidades de transformación, así como de la potencia de 25 MVA para zonas fuera del área urbana. La práctica de la industria sugiere que potencias mayores podrían dar lugar a soluciones más económicas, sin afectar la calidad del servicio. 28. No se reportan los resultados de los estudios de flujo de carga en contingencias LDS no ha proporcionado los resultados de flujos de carga para situaciones de contingencias, incluyendo los niveles de tensión en barras resultantes, y los criterios de aceptación de caída de tensión. En este sentido, se deberá demostrar que las tolerancias de caída de tensión en contingencia son, en general, mayores que las aceptadas en condiciones normales, debido a que la probabilidad y duración de las contingencias coincidentes con las horas de punta no es muy alta. Se deberá considerar, además, que en las barras donde no se tienen clientes no es necesario mantener una alta regulación de tensión, puesto que para las barras de MT la regulación de tensión se mantiene con la regulación automática de los transformadores. LDS deberá revisar la operatividad de las redes y el plan de equipamiento tomando en cuenta lo señalado en el párrafo previo. 29. Determinación del número de celdas 10kV y 22.9 kv LDS deberá presentar el factor de coincidencia empleada para determinar las potencias asignadas a las barras en 10kV y 22,9kV de las SETs. Igualmente, el criterio utilizado para la determinación del número de celdas, deberá ser sustentado por LDS. Así, el criterio para usar 4MVA y Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 17 de 17

18 8MVA como demanda promedio para las celdas de 10kV y 22,9 kv, respectivamente, no ha sido debidamente fundamentado por LDS. 30. Falta de archivos magnéticos de planos LDS no ha adjuntado los archivos magnéticos de los planos mencionados en el INFORME. 31. Resultados del SEA son antieconómicos La metodología y criterios utilizados por LDS en la determinación del SEA ha llevado a configurar un sistema eléctrico antieconómico, en el cual se pueden observar un conjunto de ineficiencias, como las que se señalan a continuación: La necesidad de instalar tres SETs de MAT/AT parece excesiva, considerando que se plantea que las mismas se pongan en servicio entre los años 2006 y 2013, es decir, en un lapso de 7 años. La incorporación de dos SET S 220/60kV (Surquillo y Los Industriales) ubicados en forma muy próxima a las existentes SET S (Balnearios, San Juan, y Santa Rosa,) no proporciona ninguna ventaja técnica económica, y por el contrario genera un costo adicional muy elevado, debido a la adopción de equipamiento, en 220kV y en 60kV, con tableros GIS tanto. LDS ha dejado de evaluar alternativas más eficientes como es el aprovechamiento de las subestaciones actualmente existentes. Exceso de subestaciones AT/MT nuevas (9) en el área céntrica, debido a la limitación de utilizar únicamente 2 transformadores por SET. Exceso de potencia de transformación en 220/60kV. Proponen 1705MVA, cuando con 1620MVA sería suficiente. En efecto, si se considera que la potencia instalada para el año 2002 es de 805MVA para una carga de 720MVA, entonces el factor de utilización es de aproximadamente 0,89. Si este factor es utilizado para el año final del horizonte de análisis, es decir, para el año 2017, la necesidad de potencia instalada sería de 1620 MVA en lugar de los 1705 MVA propuestos. Si el escenario de evolución de demanda fuera más moderado que el propuesto, es decir, que se acerque más a la realidad, el requerimiento de SET nuevas sería aún mucho menor. LDS propone que en 15 años se incrementaría la potencia instalada en SET en 900MVA; es decir, en dicho periodo esta empresa concesionaria estaría más que duplicando la capacidad actual en su área de concesión. Incluso en el nivel 22,9kV la capacidad se incrementaría de 110MVA a 1145MVA. Lo anterior claramente demuestra la inviabilidad práctica de su aplicación, y mas aún si se toma en cuenta la evolución histórica que ha tenido dicha empresa. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 18 de 18

19 La especificación de subestaciones de MAT/AT en zonas urbanas ha conllevado a LDS a utilizar redes subterráneas muy caras. En consecuencia, LDS deberá modificar su propuesta del SEA, tomando en cuenta las observaciones planteadas en esta sección. III.3. Costos de Inversión 32. No existe análisis de costos unitarios de líneas y subestaciones LDS no ha presentado los análisis de costos unitarios que sustenten las partidas consideradas en los módulos de líneas, tampoco ha presentado ningún sustento de los costos unitarios de equipos y materiales empleados en las líneas y subestaciones. B. Observaciones en las Subestaciones de Transformación 33. Uso de transformadores de reserva sin sustento LDS no ha sustentado la inclusión de transformadores de reserva y subestaciones móviles como parte del CI. Se requiere que dicha empresa sustente el requerimiento de tales activos a partir de un análisis estadístico de interrupciones e índices de indisponibilidad correspondientes. 34. Utilización de bancos monofásicos de transformadores LDS ha definido algunas SET s típicas utilizando bancos de transformadores de 120MVA, cada uno, formado por tres unidades monofásicas de 40MVA. Al respecto, LDS deberá sustentar los cálculos que expliquen la selección de estos bancos monofásicos en lugar de los transformadores trifásicos. Sobre este particular, es sabido que: Un banco de transformadores monofásicos cuesta 40% más que un transformador trifásico. El banco monofásico requiere de mayor espacio y mayores obras civiles, aproximadamente un 50% más que el trifásico (fundaciones, canaletas, poza de almacenamiento de aceite, etc). Adicionalmente el banco monofásico por normas de seguridad requiere de muros rompe fuegos que lo encarecen aún más. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 19 de 19

20 35. Uso de subestaciones GIS sin sustento Técnico Económico LDS deberá justificar la selección de Subestaciones MAT/AT tipo GIS en 220kV y 60 kv, en lugar de las subestaciones compactas. Al respecto, es sabido que:: Las instalaciones GIS son mucho más caras que las compactas al interior. Dado que las instalaciones de LDS se encuentran a nivel del mar no se necesita un elevado BIL de aislamiento que justifique la utilización de subestaciones tipo GIS. Actualmente se fabrican equipos compactos al interior que no requieren mucho espaciamiento y esto puede distribuirse en edificios de dos o tres pisos con un área limitada de terreno. 36. Omisión de características técnicas de equipos LDS ha omitido señalar algunas características, indispensables para el análisis de costos, de los equipos electromecánicos. Así mismo se deberá completar la información siguiente de los pararrayos: tipo (de porcelana o polimérico), clase 3,2, ó 1, MCOV (kv), tensión de operación (kv), incluye contador de descarga ó no, tipo estación o distribución 37. Selección del aislamiento sin sustento LDS deberá sustentar la opción de utilización de aislamiento polimérico por porcelana o vidrio, de acuerdo con los siguientes criterios: Los aisladores poliméricos tienen casi el mismo precio que la porcelana; sin embargo, presentan mejores características ante la contaminación. Son de fácil montaje. El mantenimiento es muy reducido en zonas muy contaminadas. 38. No hay sustento de los costos de terrenos Para la evaluación del costo de terreno por módulos, LDS debe presentar los planos de planta y de ubicación general de las subestaciones propuestas; asimismo, los datos e informes del Estudio Valuación Comercial de Terrenos en el área de Concesión de LDS elaborado por el Cuerpo Técnico de Tasaciones del Perú (CTTP) y precios unitarios calculados por la Consultora Costos. Asimismo, LDS deberá sustentar técnicamente que éstas áreas son las óptimas para los diferentes niveles de tensión. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 20 de 20

21 39. No se encuentra sustento del costo de almacenamiento LDS ha considerado un costo equivalente al 3%, del costo de suministros, por concepto de almacenamiento. Al respecto, es sabido que: La Ingeniería de detalle indica donde se debe montar o instalar los equipos. El Contratista que realice el montaje electromecánico debe tomar todas las previsiones del caso para que el equipamiento una vez llegado al puerto Peruano sea trasladado directamente a la subestación para su inmediato montaje y puesta en servicio. En consecuencia, no se justifica la utilización de este concepto. En todo caso, LDS deberá sustentar la necesidad del mismo. 40. Costos elevados de transformadores En el cuadro Nº 2 del ESTUDIO se aprecia que el costo de los Transformadores de potencia es elevado con respecto a los precios del mercado Nacional e Internacional, como ejemplo citamos. Potencia Nominal (MVA) Relación de Transformación (kv) Nº de fases Costo LDS (Miles US$) Precio Mercado (Miles US$) 12,5 60/10 Trifásico /10/3,3 60/22,9/10 Trifásico LDS debe revisar y sustentar sus precios de referencia 41. Interés intercalario elevado El interés intercalario para las subestaciones MAT/AT y AT/MT resulta muy elevado. LDS presenta intereses intercalarios que oscilan entre 8,1% y 13,4%, sin embargo, no presentan la justificación necesaria. En este sentido, LDS deberá sustentar adecuadamente el interés intercalario mediante los respectivos cuadros de: Estimación de costos de ingeniería y supervisión de Obras. y Cronograma de desembolsos. Tiempos de construcción optimizados 42. No se han alcanzado los planos correspondientes LDS debe alcanzar un esquema unifilar eléctrico de cada una de las subestaciones estándar propuestas. En el referido esquema deberá mostrar los equipos principales que componen cada una de las celdas de conexión de las líneas y transformadores. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 21 de 21

22 43. Gastos Generales sin sustento En el ESTUDIO LDS emplea un porcentaje elevado, 3.5% de Gastos Generales, sin señalar sustento alguno. C. Observaciones en las Líneas de Transmisión 44. Determinación de la sección de los conductores de líneas aéreas y subterráneas carece de justificación No está debidamente sustentado la determinación de las secciones adaptadas de las redes de transmisión aéreas y subterráneas ni las capacidades de transporte correspondientes. LDS debe revisar y ampliar los procedimientos de determinación de la sección económica adaptada con el criterio de mínimo costo total para el periodo de estudio. 45. Líneas compartidas con otros Concesionarios LDS debe indicar claramente qué Líneas e instalaciones se están compartiendo con otros servicios u empresas, como es el caso, por ejemplo, de la Línea en 60kV Salamanca Balnearios. 46. Líneas con un solo tipo de estructura Para la elaboración de los módulos de líneas de transmisión LDS utiliza un solo tipo de estructura, bien sea con postes de madera, postes de concreto, postes de acero, o estructuras metálica (torres). En la elaboración de los diseños estándar de líneas económicamente adaptadas no utilizan el criterio de seleccionar la mejor combinación de materiales de soporte de acuerdo a los costos, a los requerimientos de seguridad, a la realidad del país y al recorrido del las líneas. En este sentido, LDS deberá justificar que el diseño considerado en el ESTUDIO es más económico que otras alternativas como las que se señalan a seguir: Para líneas urbanas de 220kV: Postes de acero galvanizado. Para Líneas urbanas de 60kV: Postes de concreto para los soportes de suspensión y postes de acero galvanizado para los soportes restantes. Para Líneas rurales en Costa de 60kV y 220kV: Postes de madera. Para Líneas rurales en Sierra de 60kV y 220kV: Torres de acero galvanizado. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 22 de 22

23 47. Falta sustento de costos de estructuras Respecto a los costos unitarios de estructuras no se cuenta con el sustento basado en referencias de fabricantes de estructuras, o adquisiciones recientes, ni se detallan los componentes de la vestimenta de las estructuras. 48. No se incluyen análisis de costos unitarios En los costos de montaje de obras civiles y montaje electromecánico no se incluye el análisis de costos unitarios, que según lo indicado en el informe de LDS ha sido realizado por la firma Consultora Costos. LDS debe incluir copia de estos estudios como parte del sustento de costos de montaje y obras civiles. 49. Costos unitarios de obras civiles elevados Los costos unitarios para el área de sierra resultan elevados, especialmente en lo concerniente a las obras civiles. LDS debe incluir un cuadro comparativo entre los diversos módulos de líneas de transmisión. Así mismo, se requiere presente como sustento el análisis unitario de las obras civiles y electromecánicas. 50. Obras provisionales incongruentes En las obras provisionales de las Líneas se establece un valor único de ,26 US$ independientemente de la longitud y de la ubicación de la Línea. Este valor debe guardar cierta proporcionalidad con el costo de la Línea y es básicamente el costo de alquiler de un terreno cercado por el tiempo de duración de la obra incluido guardianía y almacenero. Por tanto, se requiere el sustento de la evaluación efectuada de acuerdo al volumen de materiales y del trabajo a realizarse. 51. Gastos generales sin sustento La relación de gastos generales de las Líneas se está realizando respecto al costo directo total + Ingeniería y Supervisión + Almacenamiento como un porcentaje único (3,5%) sin un análisis para una Línea típica. Se solicita presentar dichos análisis para: Una Línea de 60 kv de menos de 10 km. aérea Una Línea de 60 kv de más de 10 km. aérea Una Línea de 220 kv aérea Una Línea de 60 kv subterránea Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 23 de 23

24 Una Línea de 220 kv subterránea 52. Falta sustento de doble terna y doble transformador En relación al uso de doble terna y de doble transformador por subestación LDS deberá justificar, con un análisis técnico económico y una función objetivo que incluya: FO = Costo directo + costo de mantenimiento + costo por penalidades por falta de servicio + costo por pérdidas joule y de energía + costo por pérdida de venta de energía, 53. Inconsistencia de resultados Los costos resultantes del análisis de ingeniería y supervisión no coinciden con los correspondientes al costo total de los módulos. Por lo tanto LDS debe revisar y verificar la coherencia de los costos obtenidos. 54. Costos de líneas subterránea son muy elevados Los costos por km. de líneas subterráneas resultan muy altos considerando que los precios de los suministros han disminuido en los años recientes. La proporción que se registra en instalaciones similares está entre 2 ó 3 veces de una línea aérea. LDS debe sustentar adecuadamente los costos calculados. 55. Falta de información de diseño Con el metrado presentado por módulo no es posible verificar si la ruta de la línea, la localización y la determinación de los tramos subterráneos es el adecuado. Por ello, LDS deberá: Presentar los planos de planimetría general de las líneas. Presentar los planos de localización aérea. Indicar las razones que justifiquen los tramos subterráneos en cada línea. 56. Costos de ingeniería y supervisión duplicados En el ESTUDIO se están duplicando los costos de ingeniería de detalle e inspección y pruebas con el rubro de ingeniería y supervisión. 57. Costos excesivos en líneas subterráneas En el ESTUDIO se ha verificado, excesiva incidencia de terminal de transición en líneas de 60kV, por haber tomado como ejemplo un tendido de solo 0,45 km. Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 24 de 24

25 El costo de caseta y almacén es demasiado elevado e innecesario para esta longitud de línea (26,2 mil US$), además que se duplica con el rubro de almacén de 3%. 58. No se ha especificado los porcentajes de tasa arancelarias LDS no ha especificado los porcentajes de tasas arancelarias consideradas en el costo de sus equipos y materiales importados, por lo que deberá informar las tasas correspondientes. D. Inversiones no eléctricas 59. Inclusión de equipos que corresponden al COYM LDS ha incluido equipos que están valorizándose en las actividades de mantenimiento (por ejemplo. equipo de tratamiento de aceite, bomba de aceite de cable con purificador). Esos equipos deben retirarse del costo de inversión no eléctrica. 60. Falta sustento en el prorrateo de áreas compartidas entre las actividades de transmisión y distribución En la asignación de áreas de terreno y edificaciones, LDS deberá sustentar con mayor detalle el prorrateo de las áreas asignadas a las actividades de transmisión y distribución eléctrica, así como los costos unitarios utilizados. 61. Campo de pruebas innecesario En la Página 166 del ESTUDIO, en el Cuadro de Costo Medio de Inversión No Eléctrico Adaptado Edificio y Construcciones, se ha incluido el rubro Campo de Pruebas Gerencia de Transmisión. Al respecto, se debe señalar que este rubro no tiene razón técnica de ser incluido dado que las pruebas son realizadas por terceros y directamente en el mismo lugar donde se encuentran estos, es decir, en las propias subestaciones. Además de valorizar las instalaciones del campo de prueba también se ha valorizado el terreno correspondiente al mismo. Por la misma razón señalada este concepto también no se justifica. 62. Equipos de almacén, maestranza, medición y control sin sustento LDS no ha sustentado adecuadamente la asignación de los recursos, y equipos a las actividades de transmisión y distribución. Por lo que se requiere que dicha empresa demuestre la necesidad o conveniencia económica del requerimiento de estos equipos como parte de su inversión inmovilizada. Así también, deberá evitar que los mismos, en Tarifas y Compensaciones en SST Regulación de 2003 Página 25 de 25