Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de ELECTROANDES S.A.

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1 Informe OSINERG-GART/DGT N 023A-2003 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de ELECTROANDES S.A. Regulación de 2003 Lima, 07 de julio de 2003

2 INDICE 1. RESUMEN PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA PRINCIPALES MODIFICACIONES A LAS PROPUESTAS DE LOS TITULARES DE TRANSMISIÓN RESUMEN DE RESULTADOS ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA PROPUESTA INICIAL DE ELECTROANDES Pronóstico de la Demanda Determinación del SEA Determinación de los Costos de Inversión Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por ELECTROANDES PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA OBSERVACIONES DE OSINERG A LA PROPUESTA DE ELECTROANDES Observaciones generales Pronóstico de la demanda Determinación del Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ) Costos de Inversión Costos de Operación y Mantenimiento Cálculo de Tarifas y Compensaciones ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES Y PROPUESTA FINAL DE ELECTROANDES Pronóstico de la demanda Determinación del SEA Costos de Inversión Costos de Operación y Mantenimiento Cálculo de Tarifas y Compensaciones PUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN PREPUBLICADO ANÁLISIS DEL OSINERG Pronóstico de la demanda Determinación del SEA Costos de Inversión Costos de Operación y Mantenimiento Cálculo de Tarifas y Compensaciones Determinación de los Factores de Pérdidas Marginales Determinación de las Fórmulas de Actualización CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Regulación de 2003 Página 2 de 70

3 5. ANEXOS REFERENCIAS Regulación de 2003 Página 3 de 70

4 1. Resumen El siguiente informe contiene el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante OSINERG ), para la fijación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante SST ) de la Empresa ELECTROANDES S.A. (en adelante ELECTROANDES ) correspondiente a la regulación del año Para la elaboración del referido informe se ha considerado el estudio técnico económico presentado por dicho titular del SST de acuerdo con el procedimiento establecido en el Anexo B de la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados aprobado mediante Resolución OSINERG N OS/CD y complementada con la Resolución OSINERG N OS/CD; así como los estudios propios desarrollados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG (en adelante GART ) sobre el particular. 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 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 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 2003 Página 4 de 70

5 Estos cargos están constituidos por los factores 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 01 de febrero 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 ELECTROANDES, fueron consignadas en la página WEB de OSINERG hasta el 14 de febrero de Como parte del proceso regulatorio se convocó a una primera audiencia pública, la que se llevó a cabo el día viernes 7 de marzo 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 28 de marzo de 2003, el OSINERG remitió a los titulares de los SST los informes correspondientes con las observaciones encontradas a los estudios técnico económicos señalados anteriormente. Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por los titulares de transmisión con fecha 22 de abril de Los informes con las propuestas finales de las empresas concesionarias fueron consignadas en la página WEB de OSINERG hasta el día 25 de abril 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 2003 Página 5 de 70

6 El 2 de junio se realizó la prepublicación de los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, de modo que los agentes interesados pudiesen remitir sus observaciones y sugerencias al respecto. El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 24 de junio de 2003, en la cual la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en la presente regulación tarifaria, así como el sustento de los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión del año 2003, previamente publicados. El 27 de junio de 2003, fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. En este sentido, el OSINERG ha recibido y analizado las sugerencias presentadas por ELECTROANDES y SOCIEDAD MINERA CORONA a los proyectos de resolución relacionados con las tarifas y compensaciones aplicables a la concesión de la primera. En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recolectada a lo largo del procedimiento descrito, incluidos los resultados de los estudios encargados por el OSINERG a consultores especializados sobre temas específicos de la regulación de la transmisión secundaria. 1.2 Principales Modificaciones a las Propuestas de los Titulares de Transmisión Los Peajes Secundarios Unitarios determinados se obtuvieron a partir de las propuesta de ELECTROANDES con las modificaciones efectuadas por el OSINERG. La siguiente relación describe los principales cambios incorporados: (a) En el pronóstico de la demanda se ha procedido a determinar la tasa efectiva de crecimiento con información histórica de los clientes libres y regulados. Los nuevos proyectos mineros se han incluido externamente, determinándose la demanda para el largo plazo. (b) En la determinación del SEA, se ha realizado un análisis de largo plazo (15 años), aplicado a alternativas de componentes y configuraciones equivalentes en capacidad suficientes a la demanda a servir, bajo el criterio de mínimo costo de estas alternativas. (c) Para la valorización de los costos de inversión se ha tomado en cuenta los valores establecidos en la regulación tarifaria del año 2002 modificándose en aquellos casos en los cuales se cuenta con mayor información obtenida de cotizaciones solicitadas a las principales empresas del sector, licitaciones de compras de la DEP/MEM, información de aduanas e información de obras ejecutadas recientemente. Regulación de 2003 Página 6 de 70

7 (d) Se racionalizaron los costos de operación y mantenimiento sobre la base del análisis de la propuesta final presentada por ELECTROANDES y teniendo en cuenta las actividades y costos eficientes, así como, las instalaciones de transmisión consideradas por OSINERG en el Costo Medio de Inversión del Sistema Económicamente Adaptado. (e) Se ha calculado un único peaje para las instalaciones del SST de ELECTROANDES y no por zonas geográficas como la concesionaria propuso. 1.3 Resumen de Resultados En el siguiente cuadro se presenta un resumen con los Peajes Secundarios Unitarios obtenidos para el SST de ELECTROANDES (Sistema Eléctrico Pasco), así como el cargo Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE) común a la zona y la compensación mensual que deberá pagar HUANCHOR a ELECTROANDES por el uso de las redes del SST. Cuadro No. 1.1 FIJACIÓN TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2003 PEAJES Y COMPENSACIONES SISTEMA ctm S/./kWh Pasco Acumulado AT 0,6347 Pasco Acumulado MT 1,3044 CPSEE 0,0694 OTRAS COMPENSACIONES Compensación Mensual asignable a C.H. Huanchor Soles/mes Los valores mostrados en el cuadro anterior han sido determinados con un Tipo de Cambio igual a 3,472 S/./US$ y un índice de precios al por mayor de 155, que corresponden al 30 de junio de Regulación de 2003 Página 7 de 70

8 2. Aspectos Regulatorios y Metodológicos El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8 y 42 de la LCE 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 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 2003 Página 8 de 70

9 el Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, la LCE reconoce el Costo Medio de un Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ); tal como se señala en el Artículo 49 de la LCE 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 estas 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 Regulación de 2003 Página 9 de 70

10 determinación del SEA cuando se trate de atender las demandas servidas exclusivamente por instalaciones del SST que sirven 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. 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, solo podrá ser efectuada cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el sistema. 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 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 2003 Página 10 de 70

11 3. Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones se llevó a cabo de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N 25844, LCE y en el Reglamento de 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 Este esquema, que obedece a las disposiciones legales vigentes, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de las tarifas y compensaciones en el SST. Asimismo, con posterioridad a la decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas. Este estudio corresponde al análisis del Estudio Técnico Económico presentado por ELECTROANDES, el mismo que contiene la propuesta de Tarifas y Compensaciones para su SST. Regulación de 2003 Página 11 de 70

12 Cuadro No. 3.1 Regulación de 2003 Página 12 de 70

13 3.1 Propuesta Inicial de ELECTROANDES De acuerdo con lo dispuesto por el Ítem a) del Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, ELECTROANDES presentó, con fecha 31 de enero de 2003, el Estudio Técnico Económico que sustenta su propuesta inicial de Tarifas y Compensaciones para su SST (en adelante PROPUESTA INICAL ). La PROPUESTA INICIAL de ELECTROANDES involucra lo siguiente: (a) La determinación del Sistema Económicamente Adaptado ó SEA (b) La evaluación del Costo Medio (c) La propuesta de Peaje Secundario A continuación se describe cada una de ellas Pronóstico de la Demanda La tasa de crecimiento de la demanda global propuesta por ELECTROANDES para el periodo equivale a 0,72% anual. Esta tasa de crecimiento vegetativa fue determinada sobre la base de la información considerada en el modelo PERSEO de la Fijación de Tarifas en Barra de Noviembre 2002 y la información de consumos de energía registrados durante el año ELECTROANDES sustenta su propuesta señalando que la zona atendida desde su SST corresponde en su mayoría a clientes mineros y ninguna de ellas están efectuando trabajos de exploración minera o ampliaciones apreciables en sus instalaciones. Asimismo, los datos propuestos son flujos anuales de demanda, los mismos que son utilizados en el cálculo de los peajes y compensaciones de su SST Determinación del SEA Para la definición del SEA, correspondiente a sus instalaciones de transmisión, ELECTROANDES señala que ha observado los criterios establecidos por el OSINERG en la regulación de su SST del año La Concesionaria dividió el periodo en dos sub periodos: el primero que comprende de , y el segundo de , luego del inicio de operaciones comerciales de la C.H. Yuncán, durante el cual se propone incrementar la potencia del transformador de 138/50/12kV ubicado en la subestación Paragsha II de 44MVA a 60MVA. Asimismo, se plantea que para evitar la congestión en la línea de transmisión Carhuamayo-Paragsha II en 220kV que, según la concesionaria se observa a partir del año 2005, es necesaria implementar una línea en 138kV Carhuamayo-Paragsha II. ELECTROANDES propone se incluya como parte del SEA la línea en 50kV Pachachaca-Carlos Francisco sustentada en el cierre del anillo en la subestación Carlos Francisco, la misma que permite la operación en paralelo Regulación de 2003 Página 13 de 70

14 de la línea señalada con las líneas Pachachaca-Morococha y Morococha- Carlos Francisco. También, la PROPUESTA INICIAL de ELECTROANDES considera a partir del 2005 un enlace 50 kv entre Shelby y Carhuamayo de 23 km de longitud para servir una demanda de 0,4 MW en Carhuamayo. Por otro lado, en el capítulo correspondiente a la responsabilidad en el pago de compensaciones de su PROPUESTA INICIAL, ELECTROANDES propone que: Las líneas Yaupi-Carhuamayo, Oroya Nueva-Carhuamayo y Carhuamayo- Paragsha II en 138kV, Malpaso-Oroya Nueva, así como los transformadores de 138/50kV ubicados en la subestación Oroya Nueva y Carhuamayo continúen siendo considerados como uso exclusivo de la generación de ELECTROANDES. Uno de los enlaces paralelos entre Pachachaca, Morococha y Carlos Francisco, sea compensado por el propietario de la Central Hidroeléctrica Huanchor, debido a que según el concesionario corresponde su uso exclusivo a la generación, ya que los flujos de uno de los circuitos en paralelo tienen un sentido que va de Carlos Francisco a Pachachaca. El transformador de 100MVA 220/50kV ubicado en la subestación Oroya Nueva y la línea de transmisión Oroya Nueva-Caripa en 50kV sea asignada a la demanda de los sistema eléctricos de Pasco y Tarma- Chanchamayo a partir del año Del mismo modo, se plantea que el enlace 138 kv Carhuamayo-Paragsha II y el transformador de 80MVA ubicado en subestación Carhuamayo, a partir del 2005 sea asignado a la demanda. Las demás instalaciones del SEA de su SST continúen siendo consideradas como instalaciones de uso exclusivo de la demanda Determinación de los Costos de Inversión De acuerdo con lo que señala ELECTROANDES en el texto de la PROPUESTA INICIAL, los Costos de Inversión propuestos han sido determinados considerando costos de mercado. El detalle de los montos propuestos se encuentran en el Anexo B de su propuesta. En el caso de los costos del Centro de Control, ELECTROANDES señala que han sido distribuidos entre la generación y transmisión en función a los puntos monitoreados y en función a los canales empleados en el caso de los costos de inversión de la Telecomunicaciones. El costo de inversión total, el mismo que incluye las instalaciones cuyo uso es asignada a la generación y demanda, asciende a Miles de US$ para el año 2003, de los cuales el costo de inversión de las instalaciones asignables a la C.H. Huanchor asciende a Miles de US$. El Cuadro 3.2 resume los costos de inversión asignables a la demanda y a Huanchor, propuestos por ELECTROANDES Regulación de 2003 Página 14 de 70

15 Cuadro No. 3.2 FIJACIÓN TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2003 COSTOS DE INVERSIÓN (Miles US$) Año Líneas Subestaciones CC y NE Total Incluye las instalaciones asignables a Huanchor Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento Los costos de operación y mantenimiento contenidos en la PROPUESTA INICIAL se compone de un porcentaje equivalente al 3,08% del Costo Medio de Inversión, obtenido según menciona ELECTROANDES, de los valores fijados en la regulación del año Este porcentaje es aplicado uniformemente en el análisis de largo plazo, tal como se indica en el Cuadro 3.3. Cuadro No. 3.3 FIJACIÓN TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2003 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$) Año Total Regulación de 2003 Página 15 de 70

16 Los valores incluyen las instalaciones asignables a Huanchor Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por ELECTROANDES A partir de los costos de explotación señalados en las secciones anteriores, ELECTROANDES ha determinado el Costo Medio por zonas de su SEA propuesto. Para ello determinó las inversiones y centro de control asignables a cada zona. La zonas propuestas corresponden a: La zona norte integrada por las instalaciones comprendidas entre la barra Carhuamayo 50kV y la subestación Goyllar. La zona Oroya integrada por las instalaciones comprendidas entre la barra Oroya Nueva 50kV y las subestaciones Alambrón, Fundición, C.H. Oroya, Mayupampa y Junín, y La zona oeste integrada por las instalaciones comprendidas entre la barra Oroya Nueva 50kV y las subestaciones San Mateo, Andaychagua y Chumpe. ELECTROANDES señala que el ingreso tarifario considerado en su PROPUESTA INICIAL corresponde a los determinados por el OSINERG en la regulación anterior, los mismos que la concesionaria señala que ascienden a 20% para la transmisión en MAT, 2% para las transformación MAT/AT, 10% para la transmisión en AT y 2% para la transformación AT/MT. Para el cargo de CPSEE01 indica que no es aplicable el ingreso tarifario debido a que existen aguas abajo de estas instalaciones, Barras de Referencia de Generación que imposibilitan al titular del SST recuperar el ingreso tarifario correspondiente. Para la determinación del Peaje Secundario Unitario (en adelante PSU ) para las instalaciones exclusivas de la demanda, ELECTROANDES obtiene el cociente del valor actualizado de los flujos anuales de los peajes proyectados entre el valor también actualizado de los flujos anuales de la demanda proyectada para el horizonte de largo plazo. Los valores propuestos son los siguientes: Cuadro No. 3.4 FIJACIÓN TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2003 PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS (ctms. S/./kW.h) SISTEMA Alta Tensión (AT) Media Tensión (MT) Pasco Oeste 2,1832 5,3101 Pasco Oroya 0,3620 4,2936 Pasco Norte 1,6236 2,0890 Pasco - 3,1977 CPSEE - 0,1424 Regulación de 2003 Página 16 de 70

17 En el cuadro anterior, el Peaje del Sistema Pasco que corresponde ser aplicado a los consumidores de servicio público de electricidad, fue calculado utilizando la misma proporción empleada en la regulación de mayo Asimismo, ELECTROANDES propone la compensación mensual correspondiente a las instalaciones exclusivas de la generación, cuyos valores son los siguientes: Cuadro No. 3.5 FIJACIÓN TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2003 OTRAS COMPENSACIONES Asignable a Huanchor (S/./mes) Celda Morococha (ctm S/.kW.h) 0,9983 El cuadro siguiente muestra la propuesta de los factores de pérdidas marginales de potencia y energía determinados por ELECTROANDES para las zonas Oeste, Oroya, Norte y Pasco. Cuadro No. 3.6 FIJACIÓN TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2003 FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES ACUMULADOS POTENCIA ENERGÍA SISTEMA Alta Tensión (AT) Media Tensión (MT) Alta Tensión (AT) Media Tensión (MT) Pasco Oeste 1,0235 1,0392 1,0329 1,0421 Pasco Oroya 1,0035 1,0189 1,0037 1,0127 Pasco Norte 1,0139 1,0294 1,0140 1,0230 Pasco - 1,0302-1, Primera Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia pública para el 07 de marzo de 2003, con el objeto que ELECTROANDES, 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 logra 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 mayor 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 2003 Página 17 de 70

18 3.3 Observaciones de OSINERG a la Propuesta de ELECTROANDES De acuerdo con lo previsto en el procedimiento regulatorio, con fecha 28 de marzo 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 ELECTROANDES. 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: Observaciones generales En general, los costos de la propuesta de ELECTROANDES son más elevados que su propuesta del año Además, ELECTROANDES no ha presentado un estudio de los Costos de Operación y Mantenimiento, Ingreso Tarifario, ni propuesta de fórmulas de actualización de las tarifas que propone Pronóstico de la demanda Con relación a la determinación del pronóstico de la demanda, se formularon las siguientes observaciones: (a) Uso de tasa de crecimiento de demanda no adecuada. ELECTROANDES determina la tasa de crecimiento sobre la base de la información considerada en el modelo PERSEO. Sin embargo, no ha sustentado que la metodología para proyectar la demanda para un horizonte de 4 años, pueda ser utilizada para especificar el crecimiento de las zonas para un horizonte de 15 años. (b) Uso de flujos anuales de demanda. La propuesta de Tarifas y Compensaciones propuesta por ELECTROANDES fueron determinados sobre la base de demandas acumuladas al año, sin considerar el efecto de la tasa mensual. (c) No se han considerado nuevas cargas. La PROPUESTA INICIAL no ha considerado nuevas cargas tales como las minas Rosaura y Tamboraque, cuyos propietarios han declarado su puesta en operación en el corto plazo. Regulación de 2003 Página 18 de 70

19 3.3.3 Determinación del Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ) Con relación a la determinación del SEA, se formularon las siguientes observaciones: (a) La propuesta de ELECTROANDES no ha considerado la aplicación del D.S. N EM en la determinación del SEA. (b) No se justifica técnica y económicamente la puesta en paralelo del enlace de Transmisión 138 kv Carhuamayo Paragsha II con el enlace 220 kv Carhuamayo Paragsha II (c) ELECTROANDES no ha justificado el uso de dos enlaces, en 50 kv, en paralelo en el eje Pachachaca Morococha - Carlos Francisco. (d) El incremento de la capacidad del transformador 138/50/12 kv de la Subestación Paragsha I no es consistente con la demanda. (e) El enlace de transmisión 50 kv Shelby Carhuamayo no cuenta con el sustento técnico y económico. (f) La propuesta del enlace de transmisión 50 kv Oroya Pachacayo - Chumpe se encuentra sobredimensionada. (g) La empresa solicita que se determine la compensación por la Celda de 50 kv en Morococha, enlace entre Pachachaca Morococha y Carlos Francisco (Casapalca), y enlace 138 kv Carhuamayo Paragsha II. Al respecto, se debe precisar que antes de realizar la definición de las responsabilidades por el pago de tarifas y compensaciones, se requiere la definición del SEA Costos de Inversión Con relación a la determinación de los costos de inversión, se formularon las siguientes observaciones: (a) Existen variaciones incrementales de los costos de inversión propuestos con respecto a la propuesta presentada en el año 2002, sin sustento técnico económico. (b) ELECTROANDES propone el uso de contrapesos de líneas sin el sustento técnico económico correspondiente. (c) Los costos de materiales propuestos no cuentan con la justificación que la sustente. (d) Las celdas tipo metalclad utilizadas no cuentan con el sustento técnico económico. Tampoco se presenta la evaluación de otras alternativas. (e) Falta de información detallada correspondiente a los puntos de centro de control por cada celda (f) Falta el sustento técnico económico de las instalaciones de telecomunicaciones Regulación de 2003 Página 19 de 70

20 3.3.5 Costos de Operación y Mantenimiento Con relación a este rubro, ELECTROANDES no ha presentado un estudio de costos eficientes del COyM. Su propuesta sobre este rubro corresponde a un porcentaje de la inversión Cálculo de Tarifas y Compensaciones Con relación a la determinación de las Tarifas y Compensaciones, se formularon las siguientes observaciones: (a) La PROPUESTA INICIAL propone tarifas por zonas. De acuerdo al D.S. N EM las tarifas del SST deben ser determinadas por concesionario. (b) Las tarifas y compensaciones propuestas por ELECTROANDES son determinados con flujos anuales de demanda. Se requiere que dichos cargos sean determinados con flujos mensuales de demanda (c) ELECTROANDES no ha presentado el detalle y sustento de los ingresos tarifarios. (d) No se han presentado los factores de pérdidas (e) No se ha presentado las fórmulas de actualización de las tarifas y compensaciones propuestas 3.4 Absolución de las Observaciones y Propuesta Final de ELECTROANDES Con fecha 22 de abril de 2003 ELECTROANDES ha presentado ante el OSINERG el documento que contiene la Absolución de Observaciones al Estudio Técnico Económico para la determinación de las tarifas y compensaciones de su SST correspondiente al período regulatorio del año 2003 (en adelante la PROPUESTA FINAL ). A continuación de indica en forma resumida el contenido de la PROPUESTA FINAL presentada por ELECTROANDES: Pronóstico de la demanda ELECTROANDES presenta datos históricos anuales de las cargas mineras y realiza la proyección de demanda en base a encuestas solicitadas a las empresas que hacen uso de su sistema de transmisión, determinando que el crecimiento global de la energía representa un 0,86% anual. Ha procedido a calcular las tarifas y compensaciones empleando flujos mensuales de demanda Ha incorporado en la proyección de la demanda la Mina Rosaura hasta el año Sin embargo, la Mina Tamboraque no ha sido incluida bajo el Regulación de 2003 Página 20 de 70

21 argumento de que el suministro normal de energía a esta mina es desde la redes de Luz del Sur Determinación del SEA Como respuesta a la observación formulada por OSINERG-GART, ELECTROANDES presenta una propuesta de SEA que difiere al sistema existente, en el que se realizan modificaciones en los diseños de gran parte de los componentes del SST así como variaciones de costos. ELECTROANDES señala que para hacer su PROPUESTA INICIAL ha tomado en cuenta lo establecido por el Decreto Supremo No EM, en concordancia con las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ), su Reglamento y un análisis legal efectuado por la empresa. Con relación a la puesta en paralelo del enlace de Transmisión 138 kv Carhuamayo Paragsha II con el enlace 220 kv Carhuamayo Paragsha II, ELECTROANDES ha procedido a retirarlo de su propuesta. ELECTROANDES se ratifica, bajo argumentos legales, en su propuesta inicial referente al uso de dos enlaces 50 kv en paralelo en el eje Pachachaca Morococha - Carlos Francisco. La empresa concesionaria se ratifica en el incremento de la capacidad del transformador 138/50/12 kv de la Subestación Paragsha I, por que consideran que se debe al cambio de la configuración del SST del anillo radial y no al crecimiento de la demanda. Con relación al enlace de transmisión 50 kv Shelby Carhuamayo, ELECTROANDES ha procedido a cambiar el nivel de tensión del enlace de 50kV a 22,9 kv. En lo referente al enlace de transmisión 50 kv Oroya Pachacayo Chumpe, ELECTROANDES se ratifica en su propuesta inicial, bajo el argumento de que cumple con los requisitos exigidos por las normas vigentes para la determinación del SEA. Con relación a la asignación de las compensaciones antes de definir el SEA, la empresa se ratifica en su propuesta inicial Costos de Inversión Referente a la observación de las variaciones incrementales de los costos de inversión sin sustento técnico económico, ELECTROANDES ha revisado los costos de su propuesta inicial. En el rubro del uso de contrapesos de líneas, ELECTROANDES ha modificado su propuesta de utilizar contrapesos continuos por contrapesos radiales. En lo referente a los elevados costos de materiales, la nueva propuesta de ELECTROANDES recoge los costos utilizados en la regulación de mayo Regulación de 2003 Página 21 de 70

22 ELECTROANDES se ratifica en la utilización de celdas tipo metalclad. Se ha presentado el detalle de los puntos de centro de control por cada celda. Con relación a la falta del sustento técnico económico de las instalaciones de telecomunicaciones, ELECTROANDES menciona que éstos han sido revisados acorde a lo solicitado en las observaciones Costos de Operación y Mantenimiento Para los Costos de Operación y Mantenimiento, ELECTROANDES ha procedido a presentar los cálculos correspondientes. El valor propuesto asciende a US$, el mismo que fue determinado teniendo en cuenta las instalaciones incluidas en su propuesta Cálculo de Tarifas y Compensaciones ELECTROANDES se ratifica en determinar los peajes por zonas, basados en un análisis legal del D.S. N EM. Ha procedido a determinar los ingresos tarifarios, así como las fórmulas de actualización de su propuesta tarifaria. En los siguientes cuadros se resume la propuesta de ELECTROANDES después de la absolución de las observaciones. El Cuadro 3.7 presenta los costos de inversión propuestos, el Cuadro 3.8 presenta los costos de operación y mantenimiento. Los Cuadros 3.9 y 3.10 presentan los Peajes Unitarios Secundarios y compensaciones propuestos. Finalmente el Cuadro 3.11 muestra los factores de pérdidas de energía y potencia. Cuadro No. 3.7 FIJACIÓN TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2003 COSTOS DE INVERSIÓN (Miles US$) Año Líneas Subestaciones CC y NE Total Incluye las instalaciones asignables a Huanchor Regulación de 2003 Página 22 de 70

23 Cuadro No. 3.8 FIJACIÓN TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2003 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$) Año Operación Mantenimiento Gestión, y Seguridad Total Los valores incluyen las instalaciones asignables a Huanchor Cuadro No. 3.9 FIJACIÓN TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2003 PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS (ctms. S/./kW.h) SISTEMA Alta Tensión (AT) Media Tensión (MT) Pasco Oeste 1,9119 3,2940 Pasco Oroya 0,3645 3,9208 Pasco Norte 1,1190 1,6510 Pasco - 2,3902 CPSEE - 0,1494 En el cuadro anterior, el Peaje del Sistema Pasco que corresponde ser aplicado a los consumidores de servicio público de electricidad, ha sido calculado utilizando la misma proporción empleada en la regulación de mayo Cuadro No FIJACIÓN TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2003 OTRAS COMPENSACIONES Asignable a Huanchor (S/./mes) Celda Morococha (ctm S/.kW.h) 0,9452 El cuadro siguiente muestra la propuesta de los factores de pérdidas de potencia y energía determinados por ELECTROANDES para las zonas Oeste, Oroya, Norte y Pasco. Regulación de 2003 Página 23 de 70

24 Cuadro No FIJACIÓN TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2003 FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES ACUMULADOS POTENCIA ENERGÍA SISTEMA Alta Tensión (AT) Media Tensión (MT) Alta Tensión (AT) Media Tensión (MT) Pasco Oeste 1,0248 1,0347 1,0368 1,0468 Pasco Oroya 1,0085 1,0182 1,0086 1,0188 Pasco Norte 1,0254 1,0356 1,0245 1,0350 Pasco - 1,0327-1, Publicación del Proyecto de Resolución Con fecha lunes 02 de junio de 2003 se publicó la Resolución de Consejo Directivo OSINERG Nº OS/CD, conteniendo la Prepublicación de los Proyectos de Resolución que Fijan las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, la cual incluyó las tarifas correspondientes al SST de ELECTROANDES; asimismo, se publicó en la pagina WEB del OSINERG la información que la sustenta. 3.6 Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 24 de junio de 2003, en la cual la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en la presente regulación tarifaria, así como el sustento de los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión del año Cabe resaltar que, la realización de esta audiencia pública se produjo de manera descentralizada y simultánea en tres ciudades del país: Pisco, La Oroya y Lima, a través de un sistema de multivideoconferencia. En esta audiencia pública, los consumidores, las empresas concesionarias, las asociaciones de usuarios y demás personas interesadas en la regulación de las tarifas de transmisión secundaria, pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el procedimiento en ejecución y su resultado tarifario. Las opiniones y comentarios vertidos durante dicha audiencia han sido analizados por el OSINERG. 3.7 Opiniones y Sugerencias respecto al Proyecto de Resolución Prepublicado El 27 de junio de 2003, fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los Regulación de 2003 Página 24 de 70

25 proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. El OSINERG ha recibido y analizado las sugerencias presentadas por las empresas ELECTROANDES y SOCIEDAD MINERA CORONA a los proyectos de resolución, en relación con las tarifas y compensaciones determinadas para la empresa ELECTROANDES. El análisis de las mismas se ha incorporado en la redacción del Anexo C del presente informe. 3.8 Análisis del OSINERG El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por ELECTROANDES tanto en su estudio inicial como en el informe remitido en respuesta a las observaciones formuladas a su estudio técnico económico para la fijación de las Tarifas y Compensaciones para los SST. A raíz del análisis que se indica, se ha elaborado esta sección que contiene el resultado de los estudios realizados. En este sentido, en el caso de las observaciones al estudio técnicoeconómico de ELECTROANDES, que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG, correspondió a este Organismos Regulador establecer los valores finales y fijar las Tarifas y Compensaciones dentro de los márgenes que se señalan en la Ley Pronóstico de la demanda La proyección de la demanda que presenta ELECTROANDES no se considera sustentada, por las razones que se exponen a continuación: Se plantea utilizar la metodología de proyección de la demanda de las Tarifas en Barra que tiene un horizonte de 4 años para los SST cuyo horizonte es de 15 años. En la proyección de demanda sustentada en encuestas realizada por ELECTROANDES a los usuarios de su SST no es representativa por que se hace uso de probabilidades de ocurrencia de las cargas. Es decir, ELECTROANDES aplica la probabilidad de ocurrencia al crecimiento de la demanda en el año en que se indica, reduciendo sistemáticamente la demanda. Este procedimiento empleado es incorrecto por cuanto la información recabada en las señaladas encuestas es incompleta y no refleja los distintos escenarios y sus correspondientes probabilidades, que permita efectuar un análisis de escenarios y sensibilidad necesarios para tomar decisiones bajo incertidumbre. El escenario pesimista para la proyección de la demanda planteado por ELECTROANDES no es adecuado, por que si bien el actual desenvolvimiento del sector minero no es el mejor, debido a situaciones atípicas, tampoco es consistente considerar que éste será igual en el horizonte de 15 años. Lo razonable es considerar un escenario moderado, sustentado en un crecimiento económico promedio, sustentable en el tiempo. Regulación de 2003 Página 25 de 70

26 Asimismo, es cierto que en una situación coyuntural como la actual depresión de precios de algunos metales, no se tengan proyectos en cartera. Sin embargo, en un horizonte de largo plazo no puede esperarse que esta situación se mantenga y presentar a éste como un escenario adecuado de Largo Plazo. Tan es así que, aún en la situación actual, se presentan proyectos como Rosaura en la zona de Casapalca, y la reactivación de la mina de Tamboraque. Por lo anterior el crecimiento vegetativo de la proyección global de la demanda del SST, inclusive podría ser mayor al crecimiento histórico, debido a que, como se sabe, en décadas pasadas el crecimiento de las inversiones en el sector eran menores por razones de limitación de acceso del país a capital de inversión en el sector minero. Por tanto, se ha procedido a determinar la tasa efectiva del crecimiento de la demanda con información histórica de clientes libres proporcionado por ELECTROANDES, obteniéndose una tasa anual de crecimiento representativo. Para las cargas reguladas se consideró la tasa de crecimiento de la regulación tarifaria de noviembre de Luego se procedió a añadir externamente los nuevos proyectos de Rosaura y Tamboraque, con los cuales la tasa de crecimiento de la energía es 1,342% anual, valor con el cual se determinó la proyección de la energía para los próximos 15 años Determinación del SEA De acuerdo al análisis de la PROPUESTA FINAL de ELECTROANDES, en la determinación del SEA, se tiene los siguientes aspectos que no se consideran absueltas y/o sustentadas: Aún cuando ELECTROANDES señala que ha aplicado el D.S. N EM en la determinación del SEA, una revisión de su propuesta muestra que en ninguno de sus sistemas de transmisión radiales ha aplicado lo señalado por la citada norma. No ha sustentado ni cuantificado el beneficio económico que la línea redundante Pachachaca Morococha Casapalca brinda a los usuarios y al sistema. Tampoco ha demostrado si este beneficio es mayor que el costo que este enlace hace incurrir a los usuarios, de forma que pueda ser considerado como económicamente adaptado. Si bien se propone cambiar el nivel de tensión del enlace de transmisión Shelby-Carhuamayo de 50kV a 22,9kV, el equipamiento y componentes de líneas y subestaciones no corresponden a costos eficientes. No ha sustentado económicamente el incremento de sección del conductor en el enlace de transmisión 50 kv Oroya Pachacayo Chumpe. Se sabe que para reducir la caída de tensión en la carga puede considerarse otros métodos, como cambio de tomas ( taps ) de transformadores cuando se entrega energía en media tensión. Se ha verificado que corresponde incluir la celda del interruptor L-531-EAN de la subestación Morococha en el SEA del SST de ELECTROANDES; sin embargo, la misma no se encuentra adaptada y su valorización tampoco corresponde a costos eficientes. Regulación de 2003 Página 26 de 70