GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491 Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión de las Empresas ISA, REP y REDESUR Regulación para el período 2007-2011 Lima, marzo 2007
Resumen Ejecutivo El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la Fijación de las Tarifas y Compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión de las empresas concesionarias de transmisión eléctrica, que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM: Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A., Red Eléctrica del Perú S.A. y Red de Energía del Perú S.A., como parte del proceso de fijación de tarifas y compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión para el periodo 2007-2011. Se ha tomado en cuenta los procesos de liquidación de los ingresos anuales de dichas empresas; así como, lo dispuesto en los respectivos contratos de concesión y en las minutas modificatorias en materia de fijación tarifaria. Así mismo, se ha considerado lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas ( LCE ), en su Reglamento y en el Decreto Supremo N 005-2007-EM, mediante el cual se suspende la aplicación de los Artículos 128º y 139º del Reglamento de la LCE para la fijación de nuevas tarifas con excepción de aquellas instalaciones de transmisión secundaria de las empresas mencionadas en el párrafo anterior. A continuación, se muestra el resultado de las tarifas y compensaciones para el SST de las empresas señaladas. Los Cargos de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE), expresados en ctm. S/./kW.h, son los que se muestran en el cuadro siguiente: Subestaciones Base Tensión KV Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo Instalaciones Secundarias Cargo CPSEE Ctm. S/./kW.h Tacna (Los Héroes) 66 Tacna, Tomasiri, Yarada y Tarata SST Tacna (Los Héroes) - Transf. 220/66/10 kv; 50 MVA 0,6206 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página i
Subestaciones Base Tensión KV Pucallpa 60 Paramonga Existente Todas Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo Pucalpa, Campo Verde 138 Paramonga Todos del SEIN Ica 220 Ica Marcona 220 Nazca, Palpa, Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa y Bella Unión Instalaciones Secundarias SST Aguaytía-Pucallpa, S.E. Aguaytía 220/138/22,9kV, S.E. Pucallpa 138/60/10 kv, Reactor 8MVAR SST Paramonga Nueva 220/138 kv 2da Terna Línea 220 kv Zapallal Chimbote 1 SST Independencia - Ica 220 kv SST Independencia - Ica 220 kv Cargo CPSEE Ctm. S/./kW.h 2,3166 0,0783 0,0262 0,1272 0,1272 SST Ica Marcona 220 kv 0,5743 TOTAL 0,7015 Los Cargos Base de Peaje Secundario por Transmisión en Energía (CBPSE), expresados en ctm. S/./kW.h, son los que se muestran en el siguiente cuadro: Zona SUR MEDIO Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo Ica, Pisco, Chincha, Nasca-Palpa-Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa, Villacuri, Bella Unión-Chala Titulares de SST REP (Marcona 220/60, Marcona 60 San Nicolas 60 kv) CBPSE en Puntos de Venta de Energía (ctm. S/./ kw.h) b) En AT (acumulado) c) En MT (acumulado) 0,1386 0,1959 Las compensaciones mensuales que deben asumir los generadores son: DESCRIPCIÓN ELEMENTO Compensación Mensual (Nuevos Soles / Mes) L-2da Terna Zapallal - Chimbote 139 990 L.T. Chilca San Juan LT-2093 308 851 L.T. Chilca San Juan LT-2094 308 851 L.T. Chilca San Juan LT-2095 308 851 2 Celdas 220 kv de conexión a la CT Chilca de Enersur 94 934 Asignación Responsabilidad de Pago Factores de distribución topológicos Titular de la central termoeléctrica Chilca ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página ii
DESCRIPCIÓN ELEMENTO Compensación Mensual (Nuevos Soles / Mes) 2 Celdas 220 kv de conexión a la CT Kallpa de Globeleq 94 934 Mantaro - Pachachaca (L201-L202) 1 238 670 Mantaro - Huancavelica (L203-L204) 383 054 Huancavelica - Independencia (L203-L231) 1 191 755 Pachachaca - San Juan (L205-L206) 816 328 Mantaro - Pachachaca (L218-L219) 1 084 138 Mantaro - Huayucachi (L220) 300 149 Huayucachi - Zapallal (L221) 941 302 Pachachaca - Purunhuasi (L222-L223) 562 804 Celda en Purunhuasi (L716) 39 292 Independencia Chilca (L207) 551 883 Independencia Chilca (L208) 555 268 Celdas en Chavarría (L2008-2015) 52 324 Autotransformador, 220/132/66 kv, sus correspondientes celdas de conexión y la celda de la línea L-1101, ubicados en la Subestación Paramonga Nueva S.E. Puno 220/138/10 kv 48 353 114 178 Celda 220 kv en la SE Ventanilla de conexión del tercer grupo de CT Ventanilla 23 489 Asignación Responsabilidad de Pago Titular de la central termoeléctrica Kallpa Factores de distribución topológicos Titular de la central hidroeléctrica CAHUA Factores de distribución topológicos Titular de la central termoeléctrica Ventanilla Los impactos a nivel de consumidor final de todas las tarifas fijadas son los siguientes: IMPACTO EN LAS TARIFAS DEL USUARIO FINAL (ctm. s/. S//kW.h) Sistema Impacto % Ica 1,75% Nazca 3,55% Paramonga 0,19% Arequipa 0,08% Trujillo 0,08% Lima 0,09% Pucallpa -0,34% Tacna 0,03% Para un usuario residencial con consumo mensual promedio de 31-100 kwh. (*) Valor vigente al 04 de abril de 2007. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página iii
INDICE 1. INTRODUCCIÓN... 3 1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS...4 2. PROCESO DE REGULACIÓN DE LOS SST... 9 3. REGULACIÓN TARIFARIA PARA ISA PERÚ... 13 3.1 SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA...13 3.2 OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN...13 3.3 ANÁLISIS DEL OSINERGMIN...13 3.3.1 Antecedentes...13 3.3.2 Liquidación Anual de Ingresos del SST Aguaytía-Pucallpa...14 3.3.3 Actualización del VNR y del COyM...15 3.3.4 Ingresos Facturados...16 3.3.5 Determinación del Peaje Secundario...17 3.3.6 Factores de Actualización...19 4. REGULACIÓN TARIFARIA PARA REP... 21 4.1 SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA...21 4.2 OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN...21 4.3 ANÁLISIS DEL OSINERGMIN...21 4.3.1 Aspectos Específicos aplicables a REP...21 4.3.1.1 Sobre la Asignación de Responsabilidad de Pago... 22 4.3.1.2 Pago de los Generadores... 23 4.3.1.3 Pago de las instalaciones asignadas a los consumidores... 23 4.3.1.4 Adenda Ampliaciones... 24 4.3.1.5 Adenda Adicionales a la RAG... 25 4.3.2 Instalaciones de REP incluidas en la Presente Regulación...26 4.3.3 Asignación de la Responsabilidad de Pago de las Instalaciones...27 4.3.3.1 Instalaciones Asignadas a la Generación... 27 4.3.3.2 Instalaciones Asignadas a la Demanda... 29 4.3.4 Proyección de la Demanda...30 4.3.5 Determinación del SEA...31 4.3.6 Costos de Inversión...31 4.3.6.1 Costos de Inversión de BIENES RAG... 31 4.3.6.2 Costos de Inversión de Instalaciones Adicionales a la RAG... 32 4.3.6.3 Costos de Inversión de BIENES RAA... 34 4.3.7 Costos de Operación y Mantenimiento...35 4.3.7.1 Costos de Operación y Mantenimiento de BIENES RAG... 35 4.3.7.2 Costos de Operación y Mantenimiento de Instalaciones Adicionales a la RAG... 35 4.3.7.3 Costos de Operación y Mantenimiento de BIENES RAA... 38 4.3.8 Determinación de Peajes...38 4.3.8.1 Factores de Pérdidas Marginales... 38 4.3.8.2 Peajes... 39 4.3.9 Compensaciones...41 4.3.10 Fórmulas de Actualización...42 4.3.11 Impacto Tarifario...43 5. REGULACIÓN TARIFARIA PARA REDESUR... 44 5.1 PROPUESTA INICIAL DE REDESUR...44 5.1.1 Admisibilidad de la Propuesta...44 5.1.2 Principales Componentes de la Propuesta Inicial de REDESUR...45 5.1.2.1 Costos de Inversión... 45 5.1.2.2 Costos de Operación y Mantenimiento... 45 5.1.2.3 Tarifas y Compensaciones... 47 5.1.3 Impacto Tarifario...47 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 1 de 117
5.2 PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA...47 5.3 OBSERVACIONES DEL OSINERGMIN A LA PROPUESTA DE REDESUR...48 5.4 RESPUESTA A LAS OBSERVACIONES Y PROPUESTA FINAL DE REDESUR...48 5.4.1 Proyección de la demanda...49 5.4.2 Determinación del SEA y el Costo de Inversión...49 5.4.3 Costo de Operación y Mantenimiento:...50 5.4.4 Tarifas y Fórmulas de Actualización...51 5.4.4.1 Peajes... 51 5.4.4.2 Compensaciones... 51 5.4.5 Impacto Tarifario...51 5.5 SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA...52 5.6 OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN...52 5.7 ANÁLISIS DEL OSINERGMIN...52 5.7.1 Antecedentes...52 5.7.2 Determinación del SEA, Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento...53 5.7.3 Determinación del Peaje Secundario (CPSEE) por la S.E. Tacna (Los Héroes) 220/66/10 kv...56 5.7.3.1 Liquidación Anual... 56 5.7.3.2 Ingresos Facturados... 57 5.7.3.3 Determinación del Peaje Secundario... 57 5.7.3.4 Fórmulas de Actualización... 59 5.7.4 Determinación de la Compensación por la S.E. Puno 220/138/10 kv...60 5.7.4.1 Liquidación Anual... 60 5.7.4.2 Ingresos Facturados... 60 5.7.4.3 Determinación de la Compensación Mensual... 61 5.7.4.4 Fórmulas de Actualización... 61 6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES... 63 7. ANEXOS... 66 Anexo A Instalaciones Existentes de REDESUR... 68 Anexo B Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ISA PERU al Proyecto de Resolución... 70 Anexo C Análisis de la Opiniones y Sugerencias de REP al Proyecto de Resolución... 74 Anexo D Análisis de la Opiniones y Sugerencias de REDESUR al Proyecto de Resolución... 95 Anexo E Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ENERSUR al Proyecto de Resolución... 98 Anexo F Análisis de la Opiniones y Sugerencias de GLOBELEQ al Proyecto de Resolución... 103 Anexo G Índice Finished Goods Less Food and Energy... 115 8. REFERENCIAS... 117 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 2 de 117
1. Introducción El presente informe describe el estudio realizado por OSINERGMIN para la Fijación de las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante SST ) para el periodo 2007-2011, correspondientes a las empresas que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM: Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (en adelante ISA Perú ), Red Eléctrica del Perú S.A. (en adelante REDESUR ) y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante REP ). En cumplimiento del Artículo 1 de la Resolución OSINERG N 262-2004- OS/CD que modificó el numeral 5.2 e) de la Resolución OSINERG N 001-2003-OS/CD en el cual se señala que para los casos cuyos titulares de transmisión no hayan presentado sus respectivas propuestas tarifarias, corresponde a OSINERG efectuar la regulación de tarifas sobre la base de la información con que cuente, se ha procedido a determinar las tarifas y compensaciones, además, de los titulares de los SST que no presentaron sus propuestas tarifarias. Para la elaboración de los estudios, se ha considerado como parte de la información disponible, la información complementaria presentada por los titulares de transmisión, así como, los estudios propios desarrollados sobre el particular por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN (en adelante GART ). Así mismo, se ha tomado en cuenta la Resolución OSINERG N 335-2004- OS/CD, que aprobó la norma "Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT (en adelante PROCEDIMIENTO BOOT ), y la Resolución OSINERG N 336-2004-OS/CD, que aprobó la norma " Procedimiento para la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN - ETESUR (en adelante PROCEDIMIENTO RAG ). De acuerdo con lo establecido en el Artículo 6º del PROCEDIMIENTO BOOT, se ha culminado con el proceso de liquidación de los ingresos correspondientes por los servicios de transmisión de REDESUR e ISA Perú y, a la fecha, de acuerdo al literal b) del Artículo 6.1º del mismo procedimiento, ISA, REP y REDESUR para el Período 2007-2011 Página 3 de 117
corresponde efectuar la preliquidación de los ingresos de las referidas empresas. Por otro lado, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 6º del PROCEDIMIENTO RAG, se ha iniciado el proceso de liquidación de los ingresos correspondientes por los servicios de transmisión de REP y, a la fecha, de acuerdo al literal b) del Artículo 6.1º del mencionado procedimiento, corresponde efectuar la publicación del proyecto de liquidación de los ingresos de dicha empresa. Los resultados de las liquidaciones presentadas en el presente informe para el caso de la empresa REP tienen el carácter preliminar; por cuanto, se han considerado valores estimados para la facturación de los meses de marzo a abril del año 2007. 1.1 Aspectos Regulatorios y Metodológicos Para la determinación de las tarifas y compensaciones de las instalaciones del SST de las empresas incluidas en el presente informe, se ha tenido en cuenta lo establecido en los contratos de concesión suscritos con el Estado Peruano. Así mismo, se ha tomado en cuenta las minutas modificatorias a los respectivos contratos de concesión de las empresas incluidas en el presente informe. Supletoriamente, se ha tomado en cuenta, los principios y procedimientos mediante los cuales se regulan las tarifas de electricidad en el Perú, que se encuentran establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ) y su Reglamento. Al respecto, el sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8 y 42 de la LCE 1. Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43 de la LCE, modificado por la Ley N 28832 2. En el caso de las tarifas de transmisión, la referida regulación será efectuada por el OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia según lo señala el Artículo 44 de la LCE 3. De forma similar el Artículo 62 de 1 2 3 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: (...) c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...) 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 ISA, REP y REDESUR para el Período 2007-2011 Página 4 de 117
la LCE, modificado con la Ley 28832 4 establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por el OSINERGMIN. Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43 de la LCE, modificado por la Ley N 28832 5. En el caso de las tarifas de transmisión, la referida regulación será efectuada por el OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia según lo señala el Artículo 44 de la LCE 6. De forma similar el Artículo 62 de la LCE, modificado con la Ley 28832 7 establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por el OSINERGMIN. Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, el Artículo 49 de la LCE, modificado por la Ley N 28832 8, establece que en las barras del SST el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema, el mismo que será determinado según lo establecido en los Artículos 128 y 139 del Reglamento de la LCE 9. 4 5 6 7 8 9 Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...) Artículo 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG. (...) Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...) 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 y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG. (...) Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Costo Medio de dicho Sistema Económicamente Adaptado. 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, el OSINERG 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; y, d) El peaje secundario unitario calculado de acuerdo con lo señalado en el Artículo 139 del Reglamento, se agregará al Precio de Energía en Barra o al Precio de Potencia de Punta en Barra, según corresponda. Artículo 139º del Reglamento.- 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 reguladas por el OSINERG. a) El procedimiento para la determinación de las compensaciones y tarifas para los Sistemas Secundarios de Transmisión, será el siguiente: I) Las instalaciones destinadas a transportar electricidad proveniente de centrales de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión, serán remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores, los cuales pagarán una compensación equivalente al 100% del ISA, REP y REDESUR para el Período 2007-2011 Página 5 de 117
El concepto de Costo Medio al que hace referencia el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, está definido en el Anexo de la LCE 10 y corresponde a los costos de inversión, operación y mantenimiento, en condiciones de eficiencia (en adelante CI y COyM, respectivamente) El Sistema Económicamente Adaptado (en adelante SEA ) al que hace referencia el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, también se encuentra definido en el Anexo de la LCE 11 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, establece el procedimiento a ser seguido por el OSINERGMIN para definir la asignación de compensaciones a la generación o la demanda o en forma compartida entre la demanda y generación, tomando en cuenta el uso y/o beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios. Mediante Decreto Supremo N 029-2002-EM 12 del 25 de septiembre de 2002, se dictaron disposiciones específicas para la determinación del SEA en aquellos SST que sirven de forma exclusiva a la demanda. Costo Medio anual de las instalaciones. El pago de esta compensación se efectuará en doce (12) cuotas iguales, aplicando una tasa de actualización mensual que utilice para su determinación la Tasa de Actualización anual a que hace referencia el artículo 79 de la Ley; II) Las instalaciones destinadas a transportar electricidad desde el Sistema Principal de Transmisión hacia una concesionaria de Distribución o consumidor final, serán remuneradas íntegramente por la demanda correspondiente, la cual pagará el 100% del Costo Medio anual de las instalaciones. El Costo Medio anual, a ser remunerado por la demanda, es igual al ingreso tarifario esperado más el peaje secundario, determinados para el Sistema Secundario de Transmisión económicamente adaptado. El ingreso tarifario esperado se determina con los factores de pérdidas marginales de potencia y energía correspondientes. A partir del peaje secundario se define el peaje secundario unitario, como el cociente del peaje secundario actualizado, entre la energía y/o potencia transportada actualizada, según corresponda, para un horizonte de largo plazo. El peaje secundario unitario será agregado a los Precios en Barra de Potencia de Punta y/o de Energía, o al Precio de Generación pactado libremente, según corresponda. b) ( ) Para los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas generales establecidas anteriormente, el OSINERG definirá la asignación de compensaciones a la generación o la demanda o en forma compartida entre la demanda y generación. Para lo cual, tomará en cuenta el uso y/o el beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios. El OSINERG establecerá los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo. 10 COSTO MEDIO: Son los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia. 11 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. 12 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; ISA, REP y REDESUR para el Período 2007-2011 Página 6 de 117
Para cumplir con estos mandatos de la LCE y, considerando el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, de acuerdo con lo establecido en la Ley N 27838 Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, el OSINERGMIN mediante Resolución OSINERG N 001-2003-OS/CD, publicada el 11 de enero de 2003, aprobó la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, en cuyo Anexo B se establece el Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. Posteriormente, la Resolución OSINERG N 262-2004-OS/CD, publicada el 21 de septiembre de 2004, modificó el numeral 5.2 del Artículo 5 de la referida Norma y el Anexo B mencionado. Dicha modificación respondía a la necesidad de establecer un mayor plazo para llevar a cabo la regulación de los SST, a fin de optimizar los requerimientos de información y su procesamiento para el cálculo de las tarifas y compensaciones de los SST, además del hecho de que las principales variables que intervienen en la determinación tarifaria de los SST mantienen una tendencia estable en el mediano plazo. El cambio más resaltante fue, la modificación a cuatro (4) años de la vigencia de las tarifas, compensaciones y fórmulas de actualización respectivas, motivo por el cual las tarifas que se fijen como consecuencia del presente proceso regulatorio de SST, se mantendrán vigentes desde mayo del año 2007 hasta abril del año 2011. Además, dicha Resolución OSINERG N 262-2004-OS/CD, dispuso en su Artículo 5, que los criterios, metodología y formularios para la presentación de los estudios técnico-económicos que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los SST, serán aprobados por el OSINERGMIN, con el fin de que los titulares de los SST utilicen criterios uniformes y una misma metodología en la elaboración de dichos estudios; mientras que, los formularios permitirán que la información que incide directamente en la regulación de los SST sea presentada de manera ordenada y estandarizada. Conforme está dispuesto por el Artículo 25 del Texto Único Ordenado de las Normas con Rango de Ley que Regulan la Entrega en Concesión al Sector Privado de las Obras Públicas de Infraestructura y de Servicios Públicos, modificado por el Artículo 2 de la Ley N 26885, el OSINERGMIN debe velar que se cumplan los términos y condiciones propuestos en la oferta de los adjudicatarios de los respectivos concursos o licitaciones públicas. 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 2003. ISA, REP y REDESUR para el Período 2007-2011 Página 7 de 117
Con el objeto de lograr un efectivo cumplimiento de la labor encomendada y verificar que los ingresos de las empresas concesionarias de transmisión correspondientes a sus instalaciones secundarias se encuentren acordes con lo establecido en sus respectivos contratos, el OSINERGMIN aprobó el PROCEDIMIENTO BOOT y el PROCEDIMIENTO RAG. ISA, REP y REDESUR para el Período 2007-2011 Página 8 de 117
2. Proceso de Regulación de los SST El presente proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones se está llevando a cabo de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N 25844, LCE, en su Reglamento de la LCE, aprobado mediante Decreto Supremo N 009-93-EM, y en la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados aprobada con la Resolución OSINERG N 0001-2003- OS/CD y modificada con la Resolución OSINERG N 262-2004-OS/CD. Asimismo, el presente informe describe el estudio realizado por el OSINERGMIN para la Fijación de las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) para el periodo 2007-2011, correspondientes a las empresas que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM (ISA Perú, REDESUR y REP). Cabe precisar que, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 2 del Decreto Supremo N 005-2007-EM, la regulación para dichas empresas continuará rigiéndose por sus propios contratos de concesión, inclusive aplicando los Artículos 128 y 139 del RLCE, para los casos de nuevas instalaciones. En cumplimiento del Artículo 1 13 de la Resolución OSINERG N 262-2004- OS/CD que modificó el numeral 5.2 e) de la Resolución OSINERG N 001-2003-OS/CD, corresponde al OSINERGMIN efectuar la regulación de tarifas, independientemente que los titulares hayan o no presentado propuestas, sobre la base de la información que tenga disponible. De acuerdo con el procedimiento aprobado, este proceso se inició el 31 de marzo de 2006, fecha límite para la presentación de los Estudios Técnico Económicos con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones, preparados por los titulares de los SST y remitidos al OSINERGMIN para su evaluación. Cabe señalar que, la empresa REDESUR presentó su propuesta dentro del 13 5.2 e).- En los casos de los Sistemas Secundarios de Transmisión, para los que sus titulares correspondientes no presenten propuestas de tarifas, o no cumplan con los requisitos mínimos de admisibilidad, el OSINERG fijará éstas sobre la base de la información con que cuente. ISA, REP y REDESUR para el Período 2007-2011 Página 9 de 117
plazo establecido, no obstante, las empresas ISA Perú y REP no presentaron sus propuestas de tarifas y compensaciones. En cumplimiento del cronograma del presente proceso regulatorio, el OSINERGMIN procedió a efectuar la primera revisión de admisibilidad, remitiendo las observaciones a la propuesta de REDESUR, mediante el oficio N 137-2006-OSINERG-GART. Seguidamente, con fecha 17 de mayo de 2006, REDESUR remitió al OSINERGMIN la absolución a las observaciones de admisibilidad. Asimismo, con fecha 14 de junio se admitió la propuesta de dicha empresa, dejando claro que la admisibilidad no implica la aceptación del contenido de la propuesta. El OSINERGMIN convocó a una Audiencia Pública que se realizó los días 10 y 11 de julio de 2006, en la cual REDESUR sustentó su respectiva propuesta de tarifas y compensaciones de los SST. Posteriormente, el 01 de setiembre de 2006, el OSINERGMIN remitió a REDESUR el informe de observaciones al estudio técnico-económico, presentado por dicho titular. Seguidamente, las observaciones señaladas fueron revisadas por REDESUR quien presentó su propuesta final el 29 de setiembre de 2006, procediéndose a su publicación en la página Web del OSINERGMIN. Analizados los informes de levantamiento de observaciones y propuesta final de REDESUR, el 05 de marzo de 2007 se publicó en el Diario Oficial El Peruano y en la página Web del OSINERGMIN, el proyecto de Resolución que fija las tarifas y compensaciones de los SST, para las empresas ISA Perú, REP y REDESUR. Asimismo, el OSINERGMIN realizó el 12 de marzo de 2007 una segunda Audiencia Pública Descentralizada en las ciudades de Lima, Tacna y Trujillo, en la cual la GART expuso y sustentó los criterios, metodología y modelos utilizados en el presente procedimiento de fijación tarifaria de los SST. Con relación a la prepublicación, se recibieron las opiniones y sugerencias de los interesados hasta el 19 de marzo de 2007, respecto a la información empleada y proyectos de resolución publicados. Los interesados que remitieron sus opiniones dentro del plazo establecido fueron ENERSUR, ISA Perú, REDESUR, REP y GLOBELEQ, siendo publicadas oportunamente en la página Web del OSINERGMIN. Asimismo, el análisis de dichas opiniones y sugerencias se realiza en el presente informe. En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recolectada a lo largo del procedimiento descrito, incluidos los resultados de los estudios y/o asesorías encargadas por el OSINERGMIN a consultores especializados sobre temas específicos de la regulación de la transmisión secundaria. Asimismo, con posterioridad a la publicación que aprueba las Tarifas y Compensaciones de los SST, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas. ISA, REP y REDESUR para el Período 2007-2011 Página 10 de 117
En el Gráfico No. 2.1 se resume el procedimiento que se viene siguiendo como parte del proceso de fijación de las tarifas y compensaciones de los SST, correspondiente al período de vigencia mayo 2007-abril 2011; el mismo que ha sido adaptado a las empresas concesionarias de transmisión eléctrica que han suscrito contratos de concesión con el Estado Peruano al amparo del Decreto Supremo N.059-096-PCM; todo ello, sustentado en el Artículo 2º del Decreto Supremo Nº 005-2007-EM y en la Resolución OSINERGMIN Nº 009-2007-OS/CD. ISA, REP y REDESUR para el Período 2007-2011 Página 11 de 117
Gráfico No. 2.1 PROCESO DE FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES DEL SST PERIODO 2007-2011 Para Empresas Concesionarias de Transmisión Eléctrica, que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM c g k ñ r ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIÓNES DE ADMISIBILIDAD OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS DE LOS TITULARES DE LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN AUDIENCIA PÚBLICA DE OSINERG- GART PUBLICACIÓN DE LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN CONVOCATORIA A AUDIENCIA PÚBLICA PUBLICACIÓN DE LAS RESOLUCIONES QUE RESUELVEN RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN a PRESENTACION DE LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS e PUBLICACIÓN EN PAGINA WEB DE OSINERG i PUBLICACIÓN EN PÁGINA WEB DE OSINERG m PUBLICACIÓN DE LAS RESOLUCIONES DE TARIFAS Y COMPENSACIONES P OPINIONES Y SUGERENCIAS SOBRE LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN 2006 2007 31-Mar 03-May 17-May 14-Jun 21-Jun 11-Jul 10-11 01-Sep 29-Sep 06-Oct 05-Mar 12-Mar 19-Mar 11-Abr 04-May 09-May 16-May 23-May 15-Jun 20-Jun Jul 20d 10d 20d 5d 12d 35d 20d 5d 99d 5d 5d 15d 16d 3d 5d 5d 17d 3d PRIMERA REVISIÓN DE ADMISIBILIDAD DE LAS PROPUESTAS DE TARIFAS Y COMPENSACIONES DE LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN AUDIENCIA PÚBLICA DE LOS TITULARES DE LOS SST PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN QUE FIJA LAS TARIFAS Y COMPENSACIONES Y LA RELACIÓN DE INFORMACIÓN QUE LA SUSTENTA INTERPOSICIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN (DE SER EL CASO) RESOLUCIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN f j n q b SEGUNDA REVISIÓN DE ADMISIBILIDAD DE LAS PROPUESTAS DE TARIFAS Y COMPENSACIONES DE LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN OPINIONES Y SUGERENCIAS DE LOS INTERESADOS RESPECTO A LA PREPUBLICACIÓN AUDIENCIA PÚBLICA PARA PRESENTACIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES d h l o ISA, REP y REDESUR para el Período 2007-2011 Página 12 de 117
3. Regulación Tarifaria para ISA Perú 3.1 Segunda Audiencia Pública Durante la audiencia pública descentralizada, en la cual OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el análisis de los Estudios Técnico Económicos de los Titulares de los SST, no se produjeron preguntas de los interesados respecto de la fijación de tarifas de los SST de ISA Perú. 3.2 Opiniones y Sugerencias Respecto al Proyecto de Resolución Mediante la Carta ISAP-224-2007, de fecha 19 de marzo de 2007, ISA Perú presentó sus opiniones y sugerencias a la Resolución OSINERGMIN N 074-2007-OS/CD referente al SST Aguaytía-Pucallpa. El análisis de dichas opiniones y sugerencias se realiza en el Anexo B del presente informe. En ese sentido, en la siguiente sección de Análisis del OSINERGMIN se toma en cuenta aquellos comentarios que se encontraron procedentes para el presente proceso de fijación de tarifas. 3.3 Análisis del OSINERGMIN 3.3.1 Antecedentes Mediante Resolución OSINERG N 0181-2002-OS/CD, de fecha 13/02/2002, el OSINERGMIN fijó el valor Nuevo de Reemplazo (en adelante VNR ) inicial de las instalaciones de ISA Perú de acuerdo con lo establecido en la ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 13 de 117
Cláusula 13 inciso (i) 1 4 del Contrato BOOT 15, según se muestra en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 3-1 VNR de las Instalaciones de ISA PERÚ DESCRIPCIÓN CARACTERÍSTICAS VNR US$ SISTEMA LT Pachachaca-Oroya Nueva (1) Simple Terna a 220 kv 3 229 887 Principal LT Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra Simple Terna a 220 kv 54 034 000 Principal LT Aguaytía-Pucallpa Simple Terna a 138 kv 8 150 527 Secundario TOTAL VNR 65 414 414 NOTA: (1) VNR transferido por ETECEN a la Sociedad Concesionaria En el cuadro se observa que la inversión que aparece consignado en el rubro LT Aguaytía-Pucallpa asciende a US$ 8 150 527, la que de acuerdo al respectivo Contrato BOOT pertenece al SST. Dicho rubro incluye la ampliación de la subestación Aguaytía 220/138/22,9 kv, la subestación Pucallpa 138/60/10 kv y el reactor S.E. Pucallpa 138 kv de 8 MVAR, (todo el conjunto denominado SST Aguaytía-Pucallpa ). El Procedimiento aplicable para la Liquidación Anual de los Ingresos de ISA Perú por las instalaciones señaladas corresponde a la norma Procedimiento para la liquidación anual de los ingresos por el servicio de transmisión eléctrica con modalidad de Contrato BOOT, aprobado mediante Resolución OSINERG N 335-2004-OS/CD. En consecuencia, corresponde al OSINERGMIN establecer las tarifas y compensaciones del SST de ISA Perú dentro de los márgenes de los criterios adoptados en las regulaciones pasadas, los criterios expuestos en el procedimiento de liquidación indicado; así como, los que se señalan en el Contrato BOOT y en la LCE y su Reglamento. 3.3.2 Liquidación Anual de Ingresos del SST Aguaytía- Pucallpa Para la determinación del CPSEE se han considerado las siguientes premisas: Las inversión de ISA Perú en el SST Aguaytía Pucallpa; El respectivo Costo de Operación y Mantenimiento (COyM); 14 (...) La Comisión de Tarifas de Energía o quien haga sus veces fijará la tarifa inicial y las posteriores para el Sistema Principal y Secundario, en concordancia con lo establecido en la Cláusula 5.2.5 y conforme al Artículo 2 de la Ley N 26885, que incorpora al Contrato los términos y condiciones de la Oferta Económica presentada por el Adjudicatario a los efectos del Concurso. 15 BOOT (Built, Own, Operate and Transfer).- Contrato celebrado en febrero de 2001 entre ISA PERÚ S.A. y el Estado Peruano para el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y explotación del Reforzamiento de las líneas eléctricas Oriya-Carhuamayo- Paragsha-Derivación Antamina y Aguaytía-Pucallpa. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 14 de 117
La demanda de energía proyectada y la considerada según el D.S. 029-2002-EM; Los ingresos tarifarios proyectados; y Una tasa de actualización de 12%. En el gráfico siguiente se muestra los periodos de fijación tarifaria y los períodos de liquidación de los sistemas de transmisión con régimen de Contrato BOOT correspondientes a los años 2005, 2006 y 2007. La liquidación anterior se realizó para el período marzo 2005 febrero 2006, ahora corresponde realizar la liquidación anual del año 2006, el mismo que comprende el período marzo 2006 febrero 2007. Gráfico No. 3.1 Período de Fijación de Peaje y Liquidación de la SST PUCALLPA de ISA En el gráfico se puede observar que existen dos períodos a considerar en las liquidaciones; esto debido a los ajustes que se efectúan a los costos de inversión. No obstante, en vista que la regulación del año 2005 tiene una vigencia de dos años, el ajuste de los costos de inversión se efectúa recién en la presente regulación. El cálculo del CPSEE se realiza de acuerdo con establecido en el respectivo Contrato BOOT, en el Artículo 79 de la LCE, en el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, en el Decreto Supremo N 029-2002-EM y en la norma Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT aprobado mediante Resolución OSINERG N 335-2004-OS/CD, publicada el 26 de diciembre de 2004. 3.3.3 Actualización del VNR y del COyM De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT, se ha procedido a ajustar el VNR con la variación en el índice Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 15 de 117
El valor de VNR del año 2007 tiene el carácter de provisional, dado que el índice ID: WPSSOP3500 utilizado es preliminar (en el Anexo G del presente informe se reproduce el índice Finished Goods Less Food and Energy). Cabe mencionar que, éste valor del VNR se actualizará en la siguiente liquidación de acuerdo al procedimiento establecido. En el siguiente cuadro se muestran los valores del VNR así como del Costo de Operación y Mantenimiento (COyM) actualizados, para el presente proceso regulatorio: Cuadro Nº 3-2 Ajuste de Costos SST Aguaytía-Pucallpa Valores Iniciales Periodo de referencia 2002-07 IPPo 150,10 VNRo 8 150 527 US$ COyMo 244 516 US$ Valores Actuales Periodo de referencia 2007-03 IPP (*) 160,90 VNR 8 736 974 US$ COyM 262 109 US$ (*): Valor preliminar - Febrero 2007 3.3.4 Ingresos Facturados Los ingresos facturados se determinan con la información proporcionada por la empresa concesionaria dentro de los plazos establecidos en el Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por Servicio de Transmisión Eléctrica con Modalidad BOOT. Con los valores indicados, se ha procedido a calcular la liquidación de los ingresos facturados mensualmente por ISA Perú en el período marzo 2006- febrero 2007, por el uso del SST Aguaytía-Pucallpa. Los resultados de dicha liquidación se muestran en el siguiente cuadro: ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 16 de 117
Liquidación Anual de Ingresos Cuadro Nº 3-3 Ingresos Mensuales Facturados SST Aguaytía-Pucallpa Año 2007 2007 SSTD VALORES REALES VALORES ESPERADOS Nro Año-Mes Tipo de Cambio S/./US$ Peaje por Conexión S/. Ingreso Tarifario S/. Total US$ Valor Presente a Febrero 2007 US$ Demanda Aplicada Peaje por Conexión US$. Ingreso Tarifario US$. Total US$ Valor Presente a Febrero 2007 US$ 1 2006-03 3,329 347 552,32 17 458,11 109 645,67 121 648,85 12 875,17 97 167,06 4 792,57 101 959,63 113 121,39 2 2006-04 3,280 324 752,66 17 051,19 104 208,49 114 529,70 12 030,55 97 167,06 4 792,57 101 959,63 112 058,10 3 2006-05 3,264 323 132,56 21 242,01 105 506,91 114 866,78 11 970,53 102 241,55 4 836,31 107 077,86 116 577,09 4 2006-06 3,240 315 034,42 21 064,18 103 734,14 111 875,17 11 670,53 102 241,55 4 836,31 107 077,86 115 481,31 5 2006-07 3,229 327 822,10 21 775,10 108 267,95 115 667,25 12 144,26 102 241,55 4 836,31 107 077,86 114 395,83 6 2006-08 3,257 332 265,06 21 877,29 108 732,68 115 071,86 12 308,85 102 241,55 4 836,31 107 077,86 113 320,56 7 2006-09 3,246 326 744,66 21 846,56 107 391,01 112 583,68 12 104,34 102 241,55 4 836,31 107 077,86 112 255,39 8 2006-10 3,223 336 718,44 21 987,45 111 295,65 115 580,40 12 473,83 102 241,55 4 836,31 107 077,86 111 200,23 9 2006-11 3,209 317 108,56 21 630,21 105 558,98 108 592,47 11 747,37 102 241,55 4 836,31 107 077,86 110 154,99 10 2006-12 3,191 323 262,64 21 715,90 108 109,85 110 171,25 11 975,35 102 241,55 4 836,31 107 077,86 109 119,58 11 2007-01 3,190 332 514,07 22 039,35 111 145,27 112 199,91 12 318,07 102 241,55 4 836,31 107 077,86 108 093,90 12 2007-02 3,185 301 247,11 21 624,73 101 372,63 101 372,63 11 159,78 102 241,55 4 836,31 107 077,86 107 077,86 1 354 159,95 144 778,64 1 342 856,24 Diferencia 2006-03 y 2007-03 (11 303,71) El ingreso anual percibido por ISA Perú por el uso del SST Aguaytía-Pucallpa, expresado al 28 de febrero de 2007, es de 1 354 160 US$, lo que resulta mayor en 11 304 US$ del ingreso anual esperado para el mismo período según la liquidación del año 2006. 3.3.5 Determinación del Peaje Secundario El Cuadro siguiente muestra el cálculo del flujo de ingresos anuales y el CPSEE para el período de concesión, sobre la base de la actualización del VNR con la variación del índice WPSSO3500 (Anexo E), la demanda considerada según lo establecido en el Decreto Supremo N 029-2002-EM y los ingresos anuales reales ya pagados correspondientes a los períodos anteriores. Según lo dispuesto por el D.S. N 029-2002-EM, el CPSEE se ha calculado para un período de 15 años a partir del año 2007, de tal forma que el valor presente del flujo de ingresos anuales esperados en el período de concesión resulte igual al valor presente del flujo de los Costos Totales Anuales ajustados debidamente con el índice ID: WPSSOP3500, lo que demuestra que el flujo de valores de CPSEE mostrados en el mismo cuadro, permitirá el retorno de la inversión a la tasa del 12% en un plazo de 30 años, según lo establecido en el Contrato BOOT. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 17 de 117
N Año Demanda Proyectada Cuadro Nº 3.1.4 Cálculo de Peajes Unitarios e Ingresos Anuales, Esperados Demanda DS 029-2003-EM Peaje SST Aguaytía-Pucallpa - Aplicación D.S. 029-2002-EM (Demanda según Capacidad Mínima y Horizonte de15 años) Costo Total Anual (1) Ing. Tarifario Esperado Peaje Secundario Cálculo de Peaje Unitario Recálculo de Ingreso Anual % Cobertura Anual (GWh) (GWh) (miles US$) (miles US$) (miles US$) (Ctv US$/kWh (Miles US$) 0* 2002 63,37 63,37 912,85 43,15 869,70 0,9438 641,19 70% 1 2003 119,11 119,11 1 262,21 59,43 1 202,79 0,9782 1 224,56 97% 2 2004 123,79 123,79 1 269,74 60,49 1 209,25 0,9625 1 251,98 99% 3 2005 140,99 140,99 1 303,22 60,61 1 242,62 0,8764 1 296,30 99% 4 2006 153,78 153,78 1 324,99 61,16 1 263,82 0,8408 1 354,16 102% 5 2007 158,55 158,55 1 346,75 61,64 1 285,11 0,7276 1 215,18 90% 6 2008 163,47 163,47 1 346,75 62,11 1 284,64 0,7276 1 251,42 93% 7 2009 168,53 168,53 1 346,75 62,58 1 284,17 0,7276 1 288,76 96% 8 2010 173,76 173,76 1 346,75 63,06 1 283,69 0,7276 1 327,24 99% 9 2011 179,14 179,14 1 346,75 63,53 1 283,22 0,7276 1 366,91 101% 10 2012 184,70 184,70 1 346,75 64,00 1 282,75 0,7276 1 407,79 105% 11 2013 190,42 190,42 1 346,75 64,48 1 282,27 0,7276 1 449,92 108% 12 2014 196,33 196,33 1 346,75 64,95 1 281,80 0,7276 1 493,34 111% 13 2015 202,41 202,41 1 346,75 65,42 1 281,33 0,7276 1 538,09 114% 14 2016 208,69 208,69 1 346,75 65,90 1 280,85 0,7276 1 584,22 118% 15 2017 215,16 215,16 1 346,75 66,37 1 280,38 0,7276 1 631,76 121% 16 2018 221,83 221,83 1 346,75 66,84 1 279,91 0,7276 1 680,76 125% 17 2019 228,70 228,70 1 346,75 67,32 1 279,43 0,7276 1 731,26 129% 18 2020 235,79 235,79 1 346,75 67,79 1 278,96 0,7276 1 783,32 132% 19 2021 243,10 243,10 1 346,75 68,26 1 278,49 0,7276 1 836,97 136% 20 2022 250,64 250,64 1 346,75 68,74 1 278,01 0,4534 1 205,25 89% 21 2023 258,41 258,41 1 346,75 69,21 1 277,54 0,4534 1 240,95 92% 22 2024 266,42 266,42 1 346,75 69,68 1 277,07 0,4534 1 277,75 95% 23 2025 274,68 274,68 1 346,75 70,16 1 276,59 0,4534 1 315,68 98% 24 2026 283,19 283,19 1 346,75 70,63 1 276,12 0,4534 1 354,76 101% 25 2027 291,97 291,97 1 346,75 71,10 1 275,65 0,4534 1 395,04 104% 26 2028 301,02 301,02 1 346,75 71,58 1 275,17 0,4534 1 436,56 107% 27 2029 310,35 310,35 1 346,75 72,05 1 274,70 0,4534 1 479,34 110% 28 2030 319,98 319,98 1 346,75 72,52 1 274,23 0,4534 1 523,44 113% 29 2031 329,89 329,89 1 346,75 73,00 1 273,75 0,4534 1 568,90 116% 30* 2032 92,99 92,99 368,21 19,96 348,26 0,4534 441,63 120% * Años incompletos que se complementan El valor presente del flujo de ingresos anuales esperados cuando se iguala al valor presente del Costo Total de las instalaciones del SST Aguaytía Pucallpa, en el período de concesión, determina el CPSEE que regirá a partir del 1 de mayo de 2007, el mismo que asciende a 0,7276 Ctv US$/kWh. Este valor resulta menor que el CPSEE equivalente para los 30 años (0,7538 Ctv US$/kWh). El siguiente cuadro muestra los valores resultantes de los valores presentes de los flujos del cuadro anterior. Cuadro Nº 3-4 Cálculo de Valores Presentes (período 30 años) SST Aguaytía-Pucallpa Valor Presente Valores Esperados Peaje Unitario Demanda Demanda Costo Total Ing. Tarifario Equivalente de Ingreso Total Proyectada D.S. 029-2002-EM Cobertura (Miles US$) (Miles US$) 30 años (Mil US$) (GWh) (GWh) (Ctv US$/kWh) 1 302,56 1302,56 10 309,66 491,34 0,7538 10 309,66 100,0% Considerando el tipo de cambio de 3,184 S/./US$ correspondiente al 31 de marzo de 2007, el CPSEE que regirá a partir del 1 de mayo de 2007, es de 2,3166 Ctm.S/./kWh, el cual es inferior en 5,75% respecto al peaje vigente, tal como se detalla en el siguiente cuadro: ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 18 de 117
Sistema Eléctrico L.T. Aguaytía-Pucallpa, S.E. Aguaytía, S.E. Pucallpa (*) Vigente al 04 de abril 2007 Cuadro Nº 3-5 CPSEE Propuesto CPSEE CPSEE Vigente (*) Publicación (Ctm. S/./kWh) (Ctm. S/./kWh) Variación % 2,4578 2,3166-5,75% El impacto tarifario a nivel de los usuarios finales del Sistema Eléctrico Pucallpa resulta en una disminución de 0,41%, tal como se indica en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 3-6 Impacto Tarifario en el Sistema Eléctrico de Pucallpa Sistema Eléctrico Vigente (1) Ctm. S/./kW.h OSINERGMIN Publicación Ctm. S/./kW.h Variación Pucallpa (2) 34,05 33,91-0,41% (1) Vigente al 04 de abril 2007 (2) Tarifas a Usuario Doméstico BT5B-2 3.3.6 Factores de Actualización Para la determinación de las correspondientes fórmulas de actualización se ha efectuado una revisión de la composición de los costos de inversión, operación y mantenimiento, en sus componentes de moneda nacional y moneda extranjera, según los alcances del Contrato BOOT. Al respecto, en vista que dicho contrato garantiza la inversión en moneda extranjera (US$), para el presente caso el factor de actualización sólo considera la variación del Tipo de Cambio. Las relaciones que deberán utilizarse son las siguientes: CPSEE 1 = CPSEE 0 * FACPSEE Donde: FACPSEE = FTC CPSEE 0 = Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía, publicado en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los SST, expresado en ctm. S/./kW.h. CPSEE 1 = Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía actualizado, expresado en ctm. S/./kW.h. FACPSEE = Factor de Actualización del cargo CPSEE 0. FTC = Factor de variación en moneda extranjera: FTC = TC/TC 0 TC = Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA TIPO DE ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 19 de 117
CAMBIO PROMEDIO PONDERADO o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano. TC 0 = Tipo de Cambio inicial correspondiente al 31 de marzo de 2007, igual a 3,184 S/. /US$. Las fórmulas de actualización, se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, de acuerdo con el procedimiento señalado en la correspondiente resolución que apruebe las Tarifas en Barra para el periodo mayo 2007 abril 2008, en el cual para todos los efectos se incluirá al factor FACBPSE. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 20 de 117
4. Regulación Tarifaria para REP 4.1 Segunda Audiencia Pública Durante esta audiencia pública descentralizada, en la cual OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el análisis de los Estudios Técnico Económicos de los Titulares de los SST, se produjeron preguntas de los interesados respecto de la fijación de tarifas de los SST de REP las mismas que se absolvieron en el mismo acto. 4.2 Opiniones y Sugerencias Respecto al Proyecto de Resolución Mediante documento GN-429-2007, REP presentó del 19 de marzo de 2005 sus opiniones y sugerencias sobre los cargos propuestos por su SST. El análisis de dichas opiniones y sugerencias se realiza en el Anexo C del presente informe. En ese sentido, en la siguiente sección de Análisis del OSINERGMIN se toma en cuenta aquellos comentarios que se encontraron procedentes para el presente proceso de fijación de tarifas. 4.3 Análisis del OSINERGMIN 4.3.1 Aspectos Específicos aplicables a REP Para la fijación de las tarifas de las instalaciones que forman parte de los Bienes de la Concesión incluidos en el Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN ETESUR (en adelante CONTRATO REP ) suscrito entre el Estado Peruano y la empresa Red de Energía del Perú S.A. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 21 de 117
(en adelante REP ), se debe tener en cuenta lo establecido en dicho contrato y sus modificatorias. De acuerdo al CONTRATO REP, corresponde al OSINERGMIN establecer antes del 31 de abril del presente año el valor actualizado de la Remuneración Anual (en adelante RA ) para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2007 y el 30 de abril de 2008 16. De acuerdo a lo señalado en el numeral 5 del Anexo Nº 7 del CONTRATO, La RA comprende los siguientes conceptos: a) RA1(n): Que se pagará mediante compensaciones mensuales que serán facturadas a los titulares de generación. b) RA2(n): Que estará a su vez compuesta por: RA SST (n): Ingreso Tarifario del Sistema Secundario de Transmisión y Peaje del Sistema Secundario de Transmisión que serán pagados por los consumidores a través de los cargos de transmisión secundaria. RA SPT (n): Ingreso Tarifario Esperado y Peaje por Conexión correspondiente al Sistema Principal de Transmisión que serán pagados por los consumidores de acuerdo con las Leyes Aplicables El OSINERG establecerá, antes del 30 de abril del año n, los valores de RA1(n) y RA2(n), los cuales deberán cumplir: RA(n) = RA1(n) + RA2(n) 4.3.1.1 Sobre la Asignación de Responsabilidad de Pago De acuerdo al numeral 2.0 del Anexo 7 del CONTRATO REP, el conjunto de las instalaciones de transmisión de ETECEN y ETESUR, y en general de todas las instalaciones materia del Contrato de Concesión incluyendo las instalaciones correspondientes a las Ampliaciones convenidas entre el Concedente y la Sociedad Concesionaria, será dividido en dos grupos: Instalaciones de Generación: las conforman las instalaciones pertenecientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión, cuya remuneración por aplicación de lo dispuesto en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, corresponda ser asumida por uno o más titulares de generación. Instalaciones de Demanda: las conforman las instalaciones pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión, a que se refiere el Articulo 58" de la Ley de Concesiones Eléctricas; así como, las instalaciones pertenecientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión no consideradas en el párrafo anterior. Las instalaciones podrán ser recategorizadas de conformidad con las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. 16 Anexo Nº 7 del Contrato ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 22 de 117
4.3.1.2 Pago de los Generadores Con respecto al pago de los generadores el numeral 5.1 del Anexo 7 del CONTRATO estipula que el monto en el año n de la parte de la RA(n) que corresponda ser pagado por las Instalaciones de Generación (RA,(n)), a ser establecido por el OSINERGMIN, deberá ser asumido por los titulares de generación en función del uso físico que realicen de dichas instalaciones de transmisión. La RA1(n), en aplicación del Artículo 139" del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, es igual al 100% del Costo Medio Anual de las instalaciones que conforman el grupo de Instalaciones de Generación. El pago de estas compensaciones se efectuará en Moneda Nacional y en doce cuotas iguales considerando una tasa mensual equivalente a la tasa mensual equivalente a la tasa de actualización prevista en el Artículo 79 de la LCE.... Asimismo, se determina que el procedimiento para calcular el pago de las compensaciones de los titulares de generación, estará basado en los Factores de Distribución Topológicos. Finalmente, señala que el procedimiento para el cálculo de las compensaciones de los titulares de generación, o cualquier parte de la metodología descrita para este fin, podrán ser modificados por el OSINERGMIN de considerarse conveniente o por disposición de las Leyes Aplicables sin alterar el valor del RA1(n). 4.3.1.3 Pago de las instalaciones asignadas a los consumidores En el numeral 5.2 del anexo 7.0 del CONTRATO REP se señala que en el año n, el componente de la RA(n) que corresponda ser pagado por el Grupo de Instalaciones de Demanda (RA2(n)), será establecido por el OSINERGMIN como la diferencia entre la RA(n) y la RA,(n). El pago de la RA2(n) será asumido por los consumidores del Sistema interconectado Nacional según se indica: Sistema Secundario de Transmisión: se remunerará a través del pago del Ingreso Tarifario Anual (ITA(n)) y del Peaje del Sistema Secundario de Transmisión (PSST(n)). El ITA(n) corresponderá a los ingresos marginales como consecuencia de las diferencias de los precios en las barras. Si el ITA(n) resultase negativo, se tomará como igual a cero. En aplicación del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el PSST(n) será la cantidad complementaria al ITA(n) necesaria para cubrir el 100% del Costo Medio Anual (CMA) de las respectivas instalaciones. El PSST(n) anual se recaudará mensualmente en Moneda Nacional, a través del Cargo de Peaje Secundario Equivalente en Energía CPSEEm(n), que viene a ser la relación entre el PSST(n) y el consumo esperado para el año n (kwh(n)): ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 23 de 117
CPSEE RA ( n) = PSST ( n) Kwh( n) El ITA(n) y el PSST(n) deben ser fijados antes del 30 de abril de cada año por el OSINERGMIN. De igual modo se establece que: El procedimiento para el cálculo de las compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión, o cualquier parte de la metodología descrita para este fin, podrán ser modificados por el OSINERGMIN, cuando resulte indispensable o lo dispongan las Leyes Aplicables, sin alterar el valor del RA 2 (n) y sin afectar el cálculo de RA,(n). Teniendo en cuenta lo señalado en el párrafo anterior y considerando que para el caso de los SST de los demás titulares de transmisión no incluidos en el presente informe se ha suspendido el proceso de regulación tarifaria, de acuerdo con lo dispuesto en el Decreto Supremo N 005-2007-EM, resulta coherente que, para el caso de las tarifas y compensaciones de las instalaciones de transmisión comprendidas en la RAG, se mantengan los valores vigentes; ello, en aplicación del principio de no discriminación, dado que de no ser así se estaría aplicando a las instalaciones de SST de REP un criterio de determinación de tarifas distinto al aplicado a las demás de instalaciones del SST. 4.3.1.4 Adenda Ampliaciones Por otro lado, con fecha 31 de marzo de 2006 se suscribió la adenda respecto al marco general para la construcción y remuneración de las instalaciones adicionales a los bienes entregados en concesión a REP en el CONTRATO REP original (en adelante ADENDA AMPLIACIONES ), estas instalaciones adicionales se denominan AMPLIACIONES. En el marco de esta adenda, se suscribieron dos cláusulas adicionales al CONTRATO REP mediante la cual se establecieron los montos y las características de nuevas instalaciones denominadas Ampliación 1 y Ampliación 2, que se detallan a continuación: Ampliación 1 Mediante esta Cláusula Adicional, suscrita el 31 de marzo de 2006, se acordó la ejecución de la Ampliación 1 que comprende el Proyecto de Construcción de la Nueva Subestación Chilca REP y Ampliación de Capacidad de las líneas desde la Subestación San Juan hasta la futura Subestación Chilca REP, cuyas características y valor estimado son los siguientes: Cuadro Nº 4-1 Instalaciones de la Ampliación 1 Descripción Monto US$ 1 Suministro, obra civil y montaje 25 656 571 1.1 Segundo circuito de la Línea L-2208 y reforzamiento del circuito existente para tener una capacidad final de 2x180 MVA 1 682 290 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 24 de 117
Descripción 1.2 Desmontaje de la línea L-2090 e instalación de una nueva línea, doble circuito, con capacidad de 350 MVA por circuito, en la faja de servidumbre de la línea L-2090 1.3 Ampliación Subestación San Juan: una celda de 220 kv y acondicionamiento de las instalaciones existentes Monto US$ 10 948 477 2 188 102 1.4 Construcción de la Subestación Chilca, con 11 celdas de 220 kv y previsión de terreno para patio de 500 kv 9 493 349 1.5 Modificaciones menores en las subestaciones: Zapallal, Ventanilla, Chavarría, Callahuanca, Santa Rosa, Independencia e Ica. 1 344 353 2 Estudios, diseños y gastos generales 2 794 211 3 Gerenciamiento supervisión e inspección 2 523 043 Total valor estimado de la inversión 30 973 825 Ampliación 2 Mediante esta Cláusula Adicional, suscrita el 26 de julio de 2006, se acordó la ejecución de la Ampliación 2 que comprende el Proyecto de Construcción del Segundo Circuito de la Línea de Transmisión Zapallal Paramonga Nueva Chimbote 1, cuyas características y valor estimado son los siguientes: Cuadro Nº 4-2 Instalaciones de la Ampliación 2 Descripción Monto US$ 1 Segunda Terna 220 kv, Zapallal-Paramonga 22 888 488 Nueva-Chimbote 1 2 Ampliación Subestación Zapallal 220 kv 2 866 525 3 Ampliación Subestación Paramonga Nueva 220 kv 2 918 987 4 Ampliación subestación Chimbote 1, 220 kv 954 946 5 Gerenciamiento y supervisión 2 377 495 Total valor estimado de la inversión 32 006 441 4.3.1.5 Adenda Adicionales a la RAG Otro aspecto a considerar en la presente regulación tarifaria es la adenda suscrita el 26 de julio de 2006, en la cual se estableció que las instalaciones que figuran en el numeral 11.1.1 del Anexo 11 del CONTRATO REP son instalaciones que generan ingresos adicionales a la RAG y que, por lo tanto, no se deben considerar dentro de la liquidación anual de la RA. Las instalaciones que generan ingresos adicionales a la RAG son las siguientes: Subestación Paramonga Nueva. Sistema de Transmisión Independencia Ica Marcona San Nicolás. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 25 de 117
Al respecto, en el numeral 10.0 introducido mediante esta adenda se establece que la remuneración de las Instalaciones que Generan Ingresos Adicionales a la RAG correspondientes a los contratos por servicios de transmisión del numeral 11.1.1 del Anexo 11 se regirá por lo estipulado en dichos Contratos en tanto éstos se encuentren vigentes. Al día siguiente de terminada su vigencia, ya sea por el cumplimiento de la fecha pactada de finalización o por cualquier otra causa que determine su vencimiento con anterioridad a dicha fecha, dichas instalaciones pasan a ser remuneradas conforme a lo que se disponga en los nuevos contratos a ser celebrados. En ausencia de celebración de nuevos contratos, las Instalaciones que Generan Ingresos Adicionales a la RAG pasarán a ser remuneradas de acuerdo a las leyes aplicables. En el presente informe se determinan los valores de la RA1 y los correspondientes a la RA SST, como parte del proceso de regulación de tarifas y compensaciones de los SST. Asimismo, se toma en cuenta los resultados preliminares de la liquidación de la RA para efectos de determinar los reajustes de la remuneración de los Sistemas Secundarios de Transmisión. 4.3.2 Instalaciones de REP incluidas en la Presente Regulación Para fines de la determinación de las tarifas y compensaciones de SST, las instalaciones de transmisión que se han entregado en concesión a REP, tanto las que forman parte de la RA y las que generan ingresos adicionales a la RAG, se agrupan de la siguiente forma: - BIENES RAG: Incluye a todas las instalaciones que se entregaron en concesión a REP. Conforme a lo mencionado en el último párrafo del numeral 4.3.1.3, corresponde que se mantengan las tarifas vigentes fijadas por OSINERG, con excepción de las instalaciones adicionales a la RAG. De manera excepcional al criterio mencionado en el párrafo anterior, se debe recalcular las compensaciones correspondientes al Sistema Mantaro Lima, debido a que la ejecución de la Ampliación 1 ha ocasionado que se modifique la configuración topológica del sistema Mantaro Lima. Así mismo, se debe incluir en la presente fijación tarifaria las compensaciones por el uso de la celda 220 kv de la subestación Ventanilla dado que a través de ella se ha conectado el tercer grupo de la Central Termoeléctrica de Ventanilla. Cabe señalar que dicha celda no se encontraba regulada explícitamente. - INSTALACIONES ADICIONALES A LA RAG: Se incluye en este grupo a las instalaciones que generan ingresos adicionales a la RAG, cuyos contratos privados no están vigentes (Transformación 220/138/66 kv y Celda 138 kv de L-101 a Paramonga Existente y Línea 220 kv Indepedencia-Ica-Marcona y sus respectivas celdas). La remuneración de estas instalaciones se determina de acuerdo a lo establecido en la ADENDA ADICIONALES, es decir conforme a las Leyes Aplicables, específicamente conforme al Artículo 139º del Reglamento de la LCE. Para tal fin, con base a la principio de no discriminación y de ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 26 de 117
imparcialidad se emplearán los mismos costos de inversión, operación y mantenimiento empleados para determinar las tarifas vigentes, de modo que los criterios aplicados sean similares para los BIENES RAG. - BIENES RAA: Son aquellas instalaciones que corresponden a la Ampliaciones acordadas entre el Ministerio de Energía y Minas mediante cláusulas adicionales al CONTRATO REP en el marco de la ADENDA AMPLIACIONES. Los montos de inversión, operación y mantenimiento están definidos en las cláusulas adicionales respectivas, por lo que no corresponde determinar dichos valores con base a la definición de una configuración de SEA distinta a la establecida en las cláusulas correspondientes a las Ampliaciones. En consecuencia, para la determinación del peaje y compensaciones de dichas instalaciones corresponde aplicar los valores de inversión, operación y mantenimiento acordados en las mencionadas cláusulas adicionales, así mismo se toma en cuenta el tiempo de vida útil igual al periodo de repago de las ampliaciones calculado de acuerdo a la ADENDA AMPLIACIONES, 26 años para la Ampliación 1 y 25 años para la Ampliación 2. 4.3.3 Asignación de la Responsabilidad de Pago de las Instalaciones De acuerdo a lo dispuesto en la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832, cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley, se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado, asimismo, la distribución al interior del conjunto de Usuarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de entrada. En ese sentido, la asignación de pago de las instalaciones existentes, comprendidas en los BIENES RAG se mantiene conforme a la asignación de responsabilidad de pago vigente. Así mismo, el pago de la celda de 220 kv en la SE Ventanilla por el cual se conecta el tercer grupo de la Central Térmica Ventanilla corresponde asignarse al titular de dicha central dado que es de uso exclusivo de dicha central y le permite conectarse con el SPT. Por otro lado, la asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones adicionales a la RAG y los BIENES RAA se describe en los numerales siguientes. 4.3.3.1 Instalaciones Asignadas a la Generación La asignación de pago de los BIENES DE LA RAA y de las instalaciones que generan ingresos adicionales a la RAG, entre los titulares de generación son los que se muestran en los cuadros siguientes: ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 27 de 117
Cuadro Nº 4-3 Instalaciones que Generan Ingresos Adicionales a la RAG Asignados a la Generación Sistema(1) Paramonga Nueva Instalación Transformación 220/138/66 kv y Celda 138 kv de L-101 a Paramonga Existente ubicados en la Subestación Paramonga Nueva Porcentaje Asignado a la Generación 63,7% Titular Generador Responsable de pago Titular de la central de generación eléctrica CAHUA Sistema Cuadro Nº 4-4 BIENES RAA Asignados a la Generación Instalación Porcentaje Asignado a la Generación Generación Demanda (1) 2da Terna Zapallal Chimbote 11,03% (2) SST Chilca L.T. Chilca San Juan LT-2093 100% L.T. Chilca San Juan LT-2094 100% L.T. Chilca San Juan LT-2095 100% 2 Celdas de conexión a la CT Chilca de Enersur 100% 1 Celda de conexión a la CT Kallpa de Globeleq 100% 1 Celda de conexión 220 kv en SE Chilca asignada a la generación 100% Generador responsable de pago Factores de Distribución Topológicos Factores de Distribución Topológicos (3) Titular de la C.T. Chilca Titular de la C.T. Kallpa Factores de Distribución Topológicos (3) (1) La segunda terna Zapallal Chimbote en construcción, se encuentra en forma paralela a la primera terna existente la misma que pertenece al Sistema Principal de Transmisión (en adelante SPT ); sin embargo, en la presente fijación tarifaria, no corresponde considerar a la segunda terna como parte del SPT, dado que ello debe ser definido por el Ministerio de Energía y Minas de acuerdo el Artículo 58º de la LCE. En ese sentido, se considera a la segunda terna para ser regulada con base en los criterios establecidos en el Artículo 139 del Reglamento de la LCE. Debido a que no es factible identificar que una determinada demanda o un determinado generador se sirva de manera exclusiva de dicha instalación se considera a esta instalación como parte de los casos excepcionales a que se refiere el Artículo 62º del Reglamento de la LCE. Para distribuir los pagos asignados entre los generadores es necesario emplear el método de Factores de Distribución Topológica debido a que el periodo de vigencia de tarifas, 4 años, es mayor que el horizonte para el cual se determina las nuevas centrales de generación que ingresan al sistema, razón por la cual no es factible identificar con el método de los beneficiarios los montos que les correspondería pagar por esta instalación, mientras que con el método de Factores Topológicos no es necesario determinar ex - ante los montos asignados a cada generador, sino que ello se determina con base a la información de despacho efectivamente ejecutada cada mes. (2) Para determinar la asignación de pago de esta instalación entre los titulares de generación y la demanda se ha empleado la metodología de los beneficiarios, la misma que se ha empleado para casos similares. Para ello, se ha empleado el caso de la fijación de Tarifas en Barra de Mayo 2007. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 28 de 117
(3) Estas instalaciones se vienen construyendo, a fin de que se pueda evacuar la energía de las centrales termoeléctricas ubicadas en la zona de Chilca, las mismas están reforzando y sustituyendo a un tramo de aproximadamente 48 km comprendidos entre la localidad de Chilca y la subestación San Juán, de las líneas Independencia San Juán (2208-2007). Teniendo en cuenta que las líneas 2208 y 2007 forman parte del sistema Mantaro Lima y cuyo pago es asignado a la generación, corresponde que las instalaciones entre Chilca y San Juan también se asignen a la generación con base a los mismos criterios con los que se ha venido remunerando las instalaciones Independencia Chilca. Como consecuencia, corresponde que la longitud de las líneas 2208 y 2090 del sistema Mantaro Lima, se disminuya en 48 km de manera que no se duplique los pagos. 4.3.3.2 Instalaciones Asignadas a la Demanda Estas instalaciones de transmisión, en 220 kv y 138 kv, que no son de generación demanda, dan origen a los Cargos de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE) que se adiciona a los precios de energía de las Subestaciones Base del SEIN, y cuya responsabilidad de pago es asumida por los consumidores, tanto libres como regulado, que se alimentan desde dichas subestaciones base. Por otro lado las instalaciones existen otras instalaciones que sirven para suministrar energía a consumidores ubicados en las zonas de concesión de las empresas de distribución eléctrica, de manera conjunta con las instalaciones de SST de estas empresas. En ese sentido la remuneración de estas instalaciones de REP corresponde asignar a la misma demanda que paga las instalaciones de los SST de las empresas distribuidoras, tanto clientes libres como clientes regulados. En aplicación de lo anterior la asignación de pago de las Instalaciones Adicionales a la RAG y los BIENES RAA entre los distintos sistemas son los que se muestran en los cuadros siguientes: Cuadro Nº 4-5 Instalaciones Adicionales a la RAG y BIENES RAA Asignados a la Demanda en Cargos CPSEE Instalaciones Subestaciones Tensión Sistemas Eléctricos a los que Secundarias Base KV se aplica el cargo SST Paramonga Nueva 220/138 kv (el 36,3%) SST Independencia - Ica 220 Kv Paramonga Existente Ica 220 SST Ica - Marcona 220 kv Marcona 220 2da Terna Línea 220 kv Zapallal Chimbote 1 (88,97%) Todas 138 Paramonga Ica, Nazca, Palpa, Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa y Bella Unión Nazca, Palpa, Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa y Bella Unión Todos del SEIN ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 29 de 117
Cuadro Nº 4-6 Instalaciones Adicionales a la RAG Asignados a la Demanda Conjuntamente con SST de Distribuidores Instalaciones del SST Zona Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo Transformadores y las respectivas celdas de las subestaciones Marcona y San Nicolás y Línea 60 kv Marcona - San Nicolás SUR MEDIO Ica, Pisco, Chincha, Nasca-Palpa-Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa, Villacuri, Bella Unión-Chala 4.3.4 Proyección de la Demanda En los cuadros siguientes se muestra la demanda asociada a cada una de las instalaciones asignadas a la demanda: Cuadro Nº 4-7 Demanda (MWh) de BIENES RAA y Adicionales a la RAG para Cargos CPSEE AÑO Paramonga Nueva Independencia Ica Ica Marcona 2da Terna Línea 220 kv Zapallal Chimbote 1 2007 255 617 803 916 511 925 27 590 063 2008 257 284 951 390 648 737 29 466 597 2009 274 480 981 266 664 139 31 239 314 2010 274 668 1 000 981 668 231 33 113 673 2011 274 421 1 021 917 672 210 35 100 494 2012 274 844 1 044 318 676 196 37 206 523 2013 275 120 1 067 026 677 545 39 438 915 2014 275 269 1 091 590 678 902 41 805 249 2015 275 460 1 096 816 680 343 44 313 564 2016 275 720 1 109 179 681 715 46 972 378 2017 275 939 1 121 755 683 172 49 790 721 2018 276 144 1 134 392 684 560 52 778 164 2019 276 363 1 147 249 686 033 55 944 854 2020 276 589 1 160 176 687 438 59 301 545 2021 276 806 1 173 255 688 850 62 859 638 Para el SST Paramonga Nueva se considera la demanda del Sistema Paramonga, incluidos los clientes libres. Para el SST Independencia Ica se considera la demanda de los sistemas Ica, Nazca, Palpa, Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa y Bella Unión, incluidos los clientes libres. Para el SST Ica Marcona se considera la demanda de los sistemas Nazca, Palpa, Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa y Bella Unión, incluidos los clientes libres. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 30 de 117
Cuadro Nº 4-8 Demanda Asociada de BIENES RAA y Adicionales a la RAG, asociados con SST de Distribuidores GWh AÑO SURMEDIO 2007 1 122,11 2008 1 283,73 2009 1 320,72 2010 1 350,30 2011 1 379,13 2012 1 408,68 2013 1 438,54 2014 1 470,29 2015 1 482,90 2016 1 504,91 2017 1 524,48 2018 1 544,33 2019 1 564,42 2020 1 584,58 2021 1 619,40 Estos valores tienen en cuenta la demanda de los sistemas Ica, Pisco, Chincha, Nasca-Palpa-Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa, Villacuri, Bella Unión-Chala 4.3.5 Determinación del SEA Para el caso de los BIENES RAG no se requiere determinar un nuevo SEA, dado que se mantienen las tarifas vigentes. Del mismo modo, para las instalaciones que generan ingresos adicionales a la RAG, no se requiere determinar un SEA, debido a que los mismos fueron determinados en la fijación de tarifas del año 2005 y, en esta oportunidad, no se están revisando por principio de no discriminación con respecto de las instalaciones de los demás titulares de transmisión. Con relación a los BIENES RAA, tampoco se requiere determinar un SEA nuevo, dado que las cláusulas adicionales de las Ampliaciones 1 y 2, ya establecen la configuración de dichos sistemas. 4.3.6 Costos de Inversión 4.3.6.1 Costos de Inversión de BIENES RAG De acuerdo a lo señalado para los BIENES RAG, sólo es necesario determinar el monto de inversión del Sistema Mantaro Lima y de la Celda 220 kv en la SE Ventanilla. Para ello se ha considerado los valores empleados en la fijación tarifaria de 2005, sobre la cual se ha modificado el valor de las líneas de transmisión Independencia San Juán de manera que quedan recortadas en 48,5 km, para convertirse en las líneas Independencia Chilca. Como consecuencia, las instalaciones comprendidas en la ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 31 de 117
Ampliación 1, líneas Chilca - San Juán y subestación Chilca conforman el SST Chilca San Juán. Con base a ello, el costo de inversión del SST Mantaro Lima asciende a un total de Miles US$ 196 174 y el costo de Inversión de la celda de 220 kv en la SE Ventanilla asciende a Miles US$ 597. Cuadro Nº 4-9 COSTOS DE INVERSIÓN DE SST MANTARO LIMA (Miles US$) Instalación Equipo Celda Celda Total SubTotal C.C. envío recepción Inversión Mantaro - Pachachaca (L201-L202) 28 905 0 1 665 30 570 918 31 488 Mantaro - Huancavelica (L203-L204) 8 561 0 893 9 454 284 9 738 Huancavelica - Independencia (L203-L231) 26 830 714 1 868 29 412 884 30 296 Pachachaca - San Juan (L205-L206) 17 243 1 665 1 238 20 147 605 20 752 Mantaro - Pachachaca (L218-L219) 25 091 0 1 665 26 756 804 27 560 Mantaro - Huayucachi (L220) 6 729 0 679 7 408 223 7 630 Huayucachi - Zapallal (L221) 21 859 679 693 23 231 698 23 929 Pachachaca - Purunhuasi (L222-L223) 10 285 1 665 1 939 13 890 417 14 307 Celda en Purunhuasi (L716) 0 970 0 970 29 999 Independencia Chilca (L207) 12 034 968 619 13 620 409 14 029 Independencia Chilca (L208) 12 115 970 619 13 704 412 14 116 Celdas en Chavarría (L2008-2015) 0 0 1 291 1 291 39 1 330 Total SST Mantaro - Lima 196 174 Celda 220 kv en SE Ventanilla 0 580 0 580 17 597 4.3.6.2 Costos de Inversión de Instalaciones Adicionales a la RAG Los montos de inversión de las instalaciones adicionales a la RAG son las siguientes: Cuadro Nº 4-10 COSTOS DE INVERSIÓN INDEPENDENCIA - ICA (Miles US$) Año Líneas Subestaciones Centro de Control Total 2007 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2008 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2009 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2010 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2011 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2012 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2013 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2014 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2015 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2016 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2017 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2018 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 32 de 117
Año Líneas Subestaciones Centro de Control Total 2019 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2020 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 2021 4 607,31 --- 138,43 4 745,73 Cuadro Nº 4-11 COSTOS DE INVERSIÓN ICA - MARCONA (Miles US$) Año Líneas Subestaciones Centro de Control Total 2007 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2008 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2009 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2010 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2011 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2012 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2013 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2014 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2015 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2016 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2017 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2018 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2019 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2020 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 2021 11 097,09 --- 333,41 11 430,51 Cuadro Nº 4-12 COSTOS DE INVERSIÓN-MARCONA-SAN NICOLAS (Miles US$) Año Líneas Subestaciones Centro de Control Total 2007 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2008 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2009 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2010 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2011 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2012 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2013 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2014 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2015 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2016 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2017 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2018 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2019 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2020 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 2021 3 942,23 3 197,88 214,53 7 354,64 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 33 de 117
Cuadro Nº 4-13 COSTOS DE INVERSIÓN SST PARAMONGA NUEVA ASIGNADO A LA DEMANDA (Miles US$) Año Líneas Subestaciones Centro de Control Total 2007 --- 679,85 20,43 700,28 2008 --- 679,85 20,43 700,28 2009 --- 679,85 20,43 700,28 2010 --- 679,85 20,43 700,28 2011 --- 679,85 20,43 700,28 2012 --- 679,85 20,43 700,28 2013 --- 679,85 20,43 700,28 2014 --- 679,85 20,43 700,28 2015 --- 679,85 20,43 700,28 2016 --- 679,85 20,43 700,28 2017 --- 679,85 20,43 700,28 2018 --- 679,85 20,43 700,28 2019 --- 679,85 20,43 700,28 2020 --- 679,85 20,43 700,28 2021 --- 679,85 20,43 700,28 El cuadro muestra el costo de inversión asignado a la demanda (36,3% del total) Cuadro Nº 4-14 COSTOS DE INVERSIÓN DEL SST SE PARAMONGA NUEVA ASIGNADO A LA GENERACION (Miles US$) Instalación Equipo Celda 1 Celda 2 Celda 3 CC Total Transformación 220/138/66 kv y Celda 138 kv de L-101 a Paramonga Existente ubicados en la Subestación Paramonga Nueva 351 330 226 287 36 1 229 El cuadro muestra el costo de la inversión asignado a la generación (63,7%) 4.3.6.3 Costos de Inversión de BIENES RAA Se ha considerado los valores estimados de inversión de los BIENES RAA establecidos en las cláusulas Adicionales de las Ampliaciones 1 y 2, tal como se muestra a continuación: Cuadro Nº 4-15 COSTOS DE INVERSIÓN DE AMPLIACIONES (Miles de US $) Instalaciones Líneas Celdas Celdas Total Ampliación 1: L.T. Chilca San Juan LT-2093 5 424 1 204 1 204 7 831 L.T. Chilca San Juan LT-2094 5 424 1 204 1 204 7 831 L.T. Chilca San Juan LT-2095 5 424 1 204 1 204 7 831 2 Celdas de conexión a la CT Chilca de Enersur - 2 407-2 407 2 Celdas de conexión a la CT Kallpa de Globeleq - 2 407-2 407 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 34 de 117
Instalaciones Líneas Celdas Celdas Total Ampliación 2: 2da Terna Zapallal Chimbote 32 006 4.3.7 Costos de Operación y Mantenimiento 4.3.7.1 Costos de Operación y Mantenimiento de BIENES RAG Para el caso del SST Mantaro Lima y la Celda 220 kv en Ventanilla, el COyM se ha considerado igual al 3,21% del costo de inversión, dicho porcentaje corresponde al resultado de la revisión del COyM de toda la empresa REP sin incluir las ampliaciones, efectuado en el proceso de fijación de Tarifa en Barra 2007. Con base a ello, el COyM del SST Mantaro Lima y la Celda 220 kv en Ventanilla ascienden a un total de Miles US$ 6 297 y Miles US$ 19 respectivamente Cuadro Nº 4-16 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE SST MANTARO LIMA (Miles US$) Instalación COYM Mantaro - Pachachaca (L201-L202) 1 011 Mantaro - Huancavelica (L203-L204) 313 Huancavelica - Independencia (L203-L231) 972 Pachachaca - San Juan (L205-L206) 666 Mantaro - Pachachaca (L218-L219) 885 Mantaro - Huayucachi (L220) 245 Huayucachi - Zapallal (L221) 768 Pachachaca - Purunhuasi (L222-L223) 459 Celda en Purunhuasi (L716) 32 Independencia Chilca (L207) 450 Independencia - Chilca (L208) 453 Celdas en Chavarría (L2008-2015) 43 Total SST Mantaro Lima 6 297 Celda 220 kv en SE Ventanilla 19 4.3.7.2 Costos de Operación y Mantenimiento de Instalaciones Adicionales a la RAG De manera similar que para los BIENES RAG, los costos de operación y mantenimiento de las Instalaciones Adicionales a la RAG han considerado igual al 3,21% del costo de inversión, dicho porcentaje corresponde al resultado de la revisión del COYM de toda la empresa REP sin incluir las ampliaciones, efectuado en el proceso de fijación de Precios en Barra para el periodo mayo 2007 - abril 2008. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 35 de 117
Cuadro Nº 4-17 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO INDEPENDENCIA - ICA (Miles US$) Año Total 2007 152,34 2008 152,34 2009 152,34 2010 152,34 2011 152,34 2012 152,34 2013 152,34 2014 152,34 2015 152,34 2016 152,34 2017 152,34 2018 152,34 2019 152,34 2020 152,34 2021 152,34 Cuadro Nº 4-18 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ICA - MARCONA (Miles US$) Año Total 2007 366,92 2008 366,92 2009 366,92 2010 366,92 2011 366,92 2012 366,92 2013 366,92 2014 366,92 2015 366,92 2016 366,92 2017 366,92 2018 366,92 2019 366,92 2020 366,92 2021 366,92 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 36 de 117
Cuadro Nº 4-19 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - MARCONA-SAN NICOLAS (Miles US$) Año Total 2007 236,08 2008 236,08 2009 236,08 2010 236,08 2011 236,08 2012 236,08 2013 236,08 2014 236,08 2015 236,08 2016 236,08 2017 236,08 2018 236,08 2019 236,08 2020 236,08 2021 236,08 Cuadro Nº 4-20 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO SE PARAMONGA NUEVA ASIGNADOS A LA DEMANDA (Miles US$) Año Total 2007 22,48 2008 22,48 2009 22,48 2010 22,48 2011 22,48 2012 22,48 2013 22,48 2014 22,48 2015 22,48 2016 22,48 2017 22,48 2018 22,48 2019 22,48 2020 22,48 2021 22,48 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 37 de 117
Cuadro Nº 4-21 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SST SE PARAMONGA NUEVA ASIGNADOS A LA GENERACION (Miles US$) Instalación Transformación 220/138/66 kv y Celda 138 kv de L-101 a Paramonga Existente ubicados en la Subestación Paramonga Nueva Equipo 40 4.3.7.3 Costos de Operación y Mantenimiento de BIENES RAA Se ha considerado el porcentaje establecido en las cláusulas adicionales de las ampliaciones, igual a 3% del costo de inversión: Cuadro Nº 4-22 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE AMPLIACIONES Instalaciones Líneas (Miles US$) Ampliación 1: L.T. Chilca San Juan LT-2093 235 L.T. Chilca San Juan LT-2094 235 L.T. Chilca San Juan LT-2095 235 2 Celdas de conexión a la CT Chilca de Enersur 72 2 Celdas de conexión a la CT Kallpa de Globeleq 72 Ampliación 2: 2da Terna Zapallal Chimbote 960 4.3.8 Determinación de Peajes 4.3.8.1 Factores de Pérdidas Marginales Con base a los flujos de carga se han determinado los flujos de potencia y energía de las instalaciones de SST asociadas los SST de distribución de ELECTROSURMEDIO. Cuadro Nº 4-23 FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES DE MARCONA SAN NICOLAS Factores de Pérdidas Marginales a) En AT (acumulado) b) En MT (acumulado) FPME 1,0019 1,0022 FPMP 1,0206 1,0237 Los factores del cuadro anterior se deben multiplicar a los respectivos factores de pérdidas fijados en la Resolución OSINERG Nº 165-2005 para los sistemas eléctricos Ica, Pisco, Chincha, Nasca-Palpa-Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa, Villacuri, Bella Unión-Chala. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 38 de 117
Por otro lado, para las instalaciones asociadas a CPSEE se ha determinado los factores de pérdidas, para calcular los ingresos tarifarios para el horizonte de 15 años, debido a que las Tarifas en Barra de las subestaciones base sólo se fijan para un horizonte de 2 años. Los valores de factores de pérdidas de estas instalaciones son: Cuadro Nº 4-24 FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES DE PARAMONGA - NUEVA Factores de Pérdidas Marginales 2007-2010 2011-2014 2015-2018 2019-2021 MAT/AT FPMP 1,0070 1,0074 1,0075 1,0075 FPME 1,0056 1,0060 1,0061 1,0061 Cuadro Nº 4-25 FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES DE INDEPENDENCIA - ICA Factores de Pérdidas Marginales 2007-2010 2011-2014 2015-2018 2019-2021 MAT FPMP 1,0155 1,0188 1,0198 1,0191 FPME 1,0136 1,0166 1,0175 1,0168 Cuadro Nº 4-26 FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES DE ICA - MARCONA Factores de Pérdidas Marginales 2007-2010 2011-2014 2015-2018 2019-2021 MAT FPMP 1,0353 1,0421 1,0464 1,0462 FPME 1,0370 1,0439 1,0482 1,0479 Se han realizado los cálculos correspondientes para determinar los ingresos tarifarios por potencia y energía de las instalaciones asociadas a la demanda, a partir de los factores de pérdidas marginales, la demanda propuesta señalada en los numerales anteriores y las tarifas en barra vigentes. 4.3.8.2 Peajes El peaje anual se calculó como la diferencia entre el valor presente del Costo Medio Anual determinado con una tasa de descuento del 12% anual y considerando 30 años de vida útil para las instalaciones y el Ingreso Tarifario calculado para el mismo año. Para el caso de los BIENES DE LA RAA se tomo en cuenta el tiempo de vida igual al periodo de repago especificado la ADENDA AMPLIACIONES: De acuerdo a ello, para la ampliación 2 se consideró una vida útil de 25 años y para la ampliación 1 una vida útil de 26 años. El peaje secundario unitario resulta de dividir el valor presente de los peajes anuales entre el valor presente de la demanda de energía proyectada mensualmente por cada nivel de tensión. Se ha considerado la distribución de ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 39 de 117
Subestaciones Base Paramonga Existente Todas la demanda a lo largo del año, por lo que se ha aplicado una fórmula de descuento mensual a los valores expresados a fin de mes. Así mismo, se ha utilizado un horizonte de 15 años (2007-2021) para la determinación de los valores actualizados del peaje secundario y de la demanda de energía eléctrica proyectada. En los siguientes cuadros se muestran los peajes secundarios unitarios determinados para las instalaciones asociadas a la demanda que conforman el cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE) y el Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión en Energía (CBPSE). Tensión KV Cuadro Nº 4-27 PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS CPSEE Sistemas Eléctricos a Instalaciones los que se aplica el Secundarias cargo [1] 138 Paramonga Todos del SEIN Ica 220 Ica Marcona 220 Nazca, Palpa, Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa y Bella Unión SST Paramonga Nueva 220/138 kv [2] 2da Terna Línea 220 kv Zapallal Chimbote 1 [3] SST Independencia - Ica 220 kv SST Independencia - Ica 220 kv Cargo CPSEE Ctm. S/./kW.h 0,0783 0,0262 0,1272 0,1272 SST Ica - Marcona 220 kv 0,5743 TOTAL 0,7015 [1] Se debe tener en cuenta que el CPSEE es aplicable a todos los consumidores finales de electricidad, sean estos sujetos o no a regulación de precios por la energía o potencia que consumen, y se encuentren conectados en los sistemas eléctricos señalados o se conecten directamente a las Subestaciones Base y en los niveles de tensión indicados. [2] Este cargo debe adicionarse al cargo correspondiente al SST Paramonga Nueva-Paramonga Existente. [3] Estos cargos deberán ser aplicados a partir de la puesta en operación comercial de las instalaciones de transmisión secundaria de la Ampliación 2. La referida fecha de puesta en operación comercial deberá ser comunicada previamente por el COES-SINAC. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 40 de 117
Zona SUR MEDIO Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo Ica, Pisco, Chincha, Nasca-Palpa-Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa, Villacuri, Bella Unión-Chala Cuadro Nº 4-28 PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS - CBPSE Titulares de SST REP (Marcona 220/60, Marcona 60 San Nicolas 60 kv) CBPSE en Puntos de Venta de Energía (ctm. S/./ kw.h) a) En MAT b) En AT c) En MT (acumulado) (acumulado) (acumulado) - 0,1386 0,1959 Se debe señalar que el CBPSE es aplicable a todos los consumidores finales de electricidad, sean estos sujetos o no a regulación de precios por la energía o potencia que consumen, y se encuentren conectados en los sistemas eléctricos señalados y en los niveles de tensión indicados. Este cargo se debe añadir a los CBPSE vigentes de los sistemas señalados, fijados mediante la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD y sus modificatorias. 4.3.9 Compensaciones Las compensaciones de las instalaciones asignadas a la generación se calcularon a partir de los montos de inversión y COYM determinados y a la metodología descrita, son: Cuadro Nº 4-29 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST Periodo 2007-2011 COMPENSACION MENSUAL DE INSTALACIONES ASIGNADAS A LA GENERACION Instalación (unidades indicadas) Anualidad (Mil US$) Inversión (Mil US$) COYM (Mil US$) Compensación US$/ mes Compensación S/./ mes 2da Terna Zapallal Chimbote (*) 2 416 308 72 43 967 139 990 L.T. Chilca San Juan LT-2093 7 831 992 235 97 001 308 851 L.T. Chilca San Juan LT-2094 7 831 992 235 97 001 308 851 L.T. Chilca San Juan LT-2095 7 831 992 235 97 001 308 851 2 Celdas de conexión a la CT Chilca de Enersur 2 407 305 72 29 816 94 934 1 Celda de conexión a la CT Kallpa de Globeleq 2 407 305 72 29 816 94 934 Mantaro - Pachachaca (L201-L202) 31 488 3 909 1 011 389 030 1 238 670 Mantaro - Pachachaca (L201-L202) 9 738 1 209 313 120 306 383 054 Huancavelica (L203-L231) 9 738 3 761 972 374 295 1 191 755 Pachachaca - San Juan (L205-L206) 20 752 2 576 666 256 384 816 328 Mantaro - Pachachaca (L218-L219) 27 560 3 421 885 340 495 1 084 138 Mantaro - Huayucachi (L220) 7 630 947 245 94 268 300 149 Huayucachi - Zapallal (L221) 23 929 2 971 768 295 635 941 302 Pachachaca - Purunhuasi (L222-L223) 14 307 1 776 459 176 760 562 804 Celda en Purunhuasi (L716) 999 124 32 12 340 39 292 Independencia Chilca (L207) 14 029 1 742 450 173 330 551 883 Independencia Chilca (L208) 14 116 1 752 453 174 393 555 268 Celdas en Chavarría (L2008-2015) 1 330 165 43 16 433 52 324 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 41 de 117
Instalación Autotransformador, 220/132/66 kv, sus correspondientes celdas de conexión y la celda de la línea L-1101, en la SE Paramonga Nueva Inversión Anualidad COYM Compensación Compensación (Mil US$) (Mil US$) (Mil US$) US$/ mes S/./ mes 1 229 153 40 15 186 48 353 Celda 220 kv en la SE Ventanilla 597 74 19 7 377 23 489 (*) Las compensaciones de estas instalaciones tienen en cuenta los porcentajes de asignación a la generación señalados en el numeral 4.3.3.1 4.3.10 Fórmulas de Actualización Para la actualización de las tarifas y compensaciones anteriores se deberá aplicar las relaciones siguientes: CPSEE 1 = CBPSEE 0 * FACPSEE CBPSE 1 = CBPSE 0 * FACBPSE CM 1 = CM 0 * FACM FACBPSE = a * FTC + b * FPM FACPSEE= a * FTC + b * FPM FACBPSE = a * FTC + b * FPM FACM = a * FTC + b * FPM FTC = TC/TC 0 FPM = IPM/IPM 0 FACPSEE : Factor de Actualización del cargo CPSEE 0. CPSEE 0 : Cargos de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía, publicado en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los SST, expresado en ctm. S/./kW.h. CPSEE 1 : Cargos de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía actualizado, expresado en ctm. S/./kW.h. FACBPSE : Factor de Actualización del cargo CBPSE 0. CBPSE 0 : Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía, publicado en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los SST, expresado en ctm. S/./kW.h. CBPSE 1 : Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía actualizado, expresado en ctm. S/./kW.h. FACM : Factor de Actualización del cargo CM 0. CM 0 : Compensación mensual, publicada en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los SST, expresado en S/./mes. CM 1 : Compensación mensual actualizada, expresado en S/./mes FTC : Factor por variación del Tipo de Cambio. FPM : Factor por variación de los Precios al Por Mayor. TC : Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 42 de 117
correspondiente a la COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA TIPO DE CAMBIO PROMEDIO PONDERADO o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano. TC 0 : Tipo de Cambio inicial correspondiente al 31 de marzo de 2007, igual a 3,184 S/. /US$. IPM : Índice de Precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano. IPM 0 : Índice de Precios al Por Mayor inicial correspondiente a marzo de 2007, igual a 172,710490. Las fórmulas de actualización, se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, de acuerdo con el procedimiento señalado en la correspondiente resolución que apruebe las Tarifas en Barra para el periodo mayo 2007 abril 2008, en el cual para todos los efectos se incluirá al factor FACBPSE, FACPSEE. Los valores de las constantes a y b son los siguientes: Cuadro Nº 4-30 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST Periodo 2007-2011 FACTORES DE ACTUALIZACION DE INSTALACIONES DE GENERACION Compensaciones a b SST Paramonga Nueva 220/138 kv 0,4297 0,5703 2da Terna Línea 220 kv Zapallal Chimbote 1 0,4025 0,5975 SST Independencia - Ica 220 kv 0,2964 0,7036 SST Ica - Marcona 220 kv 0,2831 0,7169 SST Marcona San Nicolás 0,4006 0,5994 SST Chilca - San Juan de REP * 0,5615 0,4385 SST Mantaro - Lima de REP 0,5615 0,4385 SST Celda 220 kv en la SE Ventanilla* 0,5615 0,4385 * Los factores de estas instalaciones se asumen similares a los factores de las instalaciones del sistema Mantaro Lima. 4.3.11 Impacto Tarifario El impacto tarifario a usuario residencial con consumo promedio de 31-100 kwh es el que se muestra en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 4-31 IMPACTO TARIFARIO A USUARIO FINAL Sistema Impacto % Ica 1,75% Nazca 3,55% Paramonga 0,19% Arequipa 0,08% Trujillo 0,08% Lima 0,09% ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 43 de 117
5. Regulación Tarifaria para REDESUR 5.1 Propuesta Inicial de REDESUR En cumplimiento del cronograma aprobado para la Fijación de Tarifas y Compensaciones de los SST, mediante carta RDS N 129/2006, la Empresa REDESUR presentó con fecha 31 de marzo de 2006, el Estudio Técnico Económico que sustenta su propuesta inicial de Tarifas y Compensaciones para su SST correspondiente al periodo mayo 2005 - abril 2007 (en adelante PROPUESTA INICIAL )[1]. 5.1.1 Admisibilidad de la Propuesta De acuerdo con el procedimiento establecido, la referida propuesta de regulación tarifaria fue evaluada por el OSINERGMIN a fin de determinar su admisibilidad como parte del presente proceso regulatorio. Dicha evaluación se efectuó según los siguientes criterios: La propuesta debe contener todos los formularios requeridos en las normas indicadas en la Sección 2 anterior. En caso de que algún formulario no sea presentado, la empresa debe consignar explícitamente la razón por la cual dicho formulario no le es aplicable. Los formatos presentados en los archivos magnéticos deben ser los mismos, en cantidad y contenido, a los presentados en forma impresa. Cada formulario deberá estar debidamente rellenado con todos los datos completos y, en el formato, unidades y detalle establecidos en las normas. Los archivos magnéticos deben estar organizados con un orden lógico, deben contener las fórmulas necesarias y deben estar debidamente vinculados, a fin de facilitar su identificación y revisión. Con Oficio N 137-2006-OSINERG-GART, de fecha 03 de mayo de 2006, el OSINERGMIN remitió a REDESUR [2] las observaciones de admisibilidad ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 44 de 117
encontradas a su propuesta de regulación tarifaria de su SST, a las que la empresa dio respuesta dentro del plazo establecido para el efecto, a través de la carta RDS N 209/2006. [3] Como resultado, mediante Oficio N 190-2006-OSINERG-GART, de fecha 14 de junio de 2006, el OSINERGMIN comunicó a REDESUR que su propuesta de regulación tarifaria presentada para su SST había sido admitida como parte del proceso de fijación de tarifas. Además, en la referida comunicación, OSINERGMIN señaló que ello no otorga conformidad del contenido ni de los resultados presentados en la propuesta tarifaria, ni de las respuestas a las observaciones de admisibilidad, dado que ello será materia de revisión en las etapas posteriores del presente proceso. 5.1.2 Principales Componentes de la Propuesta Inicial de REDESUR Las instalaciones involucradas en la PROPUESTA INICIAL de REDESUR son las que corresponden a los sistemas de transmisión que se detallan en el Anexo A del presente informe. Como sustento de su propuesta, REDESUR ha presentado, en un ejemplar impreso y en medio magnético, la siguiente documentación referente a sus instalaciones: 1. Costos de inversión. 2. Costos de Operación y Mantenimiento. 3. Cálculo de peajes unitarios, compensaciones y fórmulas de actualización Al respecto, REDESUR precisó que buena parte de los formularios no son aplicables a dicha empresa en vista que la remuneración de sus instalaciones se rigen de acuerdo con lo establecido en su Contrato BOOT 17 ; es decir, que los costos de inversión de sus instalaciones, y el SEA se encuentran definidos por dicho contrato. 5.1.2.1 Costos de Inversión REDESUR, propone como costo de inversión de las instalaciones que conforman su SST el valor 5 163 miles de US$, el cual corresponde a una actualización, según los términos del Contrato BOOT, del importe reconocido como costos de inversión a ser remunerado en la tarifas del SST, en la Resolución N 001-200-P/CTE. 5.1.2.2 Costos de Operación y Mantenimiento El valor del costo anual de operación y mantenimiento propuesto por REDESUR para su SST, es de 416 miles de US$ anualizados, según el detalle que se muestra en el siguiente cuadro: 17 Contrato celebrado en enero de 1999 entre el Estado Peruano y REDESUR para el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y explotación del Reforzamiento de los Sistemas Eléctricos de Transmisión del Sur y la prestación del servicio de transmisión de electricidad. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 45 de 117
Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA INICIAL REDESUR COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$) Año Operación Mantenimiento Gestión Seguros Seguridad Total 2007 142 102 171 416 2008 142 102 171 416 2009 142 102 171 416 2010 142 102 171 416 2011 142 102 171 416 2012 142 102 171 416 2013 142 102 171 416 2014 142 102 171 416 2015 142 102 171 416 2016 142 102 171 416 2017 142 102 171 416 2018 142 102 171 416 2019 142 102 171 416 2020 142 102 171 416 2021 142 102 171 416 Posteriormente, a través de la carta RDS N 297/2006 [4], REDESUR modificó los valores de los costos de operación y mantenimiento, sobre la base de la suscripción del Addendum N 4 a su Contrato BOOT, en la que se establece que la tarifa correspondiente a las instalaciones del SST deben ser determinadas considerando como costos de operación y mantenimiento la suma fija de US$ 150 606, ajustada por el Índice WPSSOP3500, tomando como base el índice 156,3 correspondiente al mes de junio de 2005. Conforme a las disposiciones de dicho Addendum, REDESUR modificó su propuesta inicial de los costos de operación y mantenimiento para su SST, el mismo que asciende a 153 miles de US$ según el detalle que se muestra en el siguiente cuadro: Cuadro Nº 5-2 MODIFICACIÓN DE LA PROPUESTA INICIAL REDESUR COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$) IPP Junio 2005 156,3 IPP Marzo 2007 (*) 159,2 Indice Anual de Actualización 1,0186 COyM SST según Addedum 150,61 COyM SST actualizado 153,40 (*) IPP provisional junio 2006 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 46 de 117
5.1.2.3 Tarifas y Compensaciones a) Peajes REDESUR no presenta el valor del peaje para el cargo CPSEE de la subestación Tacna (Los Héroes) 220/66/10 kv. b) Compensaciones REDESUR propone la siguiente compensación por la subestación Puno 220/138/10 kv: Cuadro Nº 5-3 PROPUESTA INICIAL REDESUR COMPENSACIÓN MENSUAL Compensación Nuevos Soles SST PUNO 269 492 Dicho valor no incluye la modificación efectuada al COyM como consecuencia del Addendum N 4 a su Contrato BOOT. 5.1.3 Impacto Tarifario La compensación propuesto por REDESUR resulta mayor en 137% respecto de la compensación vigente, según se muestra en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 5-4 PROPUESTA INICIAL REDESUR COMPARACIÓN DE COMPENSACIONES Conceptos (S/. / mes) Valor Vigente Propuesta Inicial REDESUR (B) B/A -1 Total (A) Compensación SE Puno 220/138/10 kv 113 712 269 492 137% (A) Valores corresponden a la Resolución OSINERG 251-2006-OS/CD. 5.2 Primera Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERGMIN convocó a una primera audiencia pública para el 10 y 11 de julio 2006, con el objeto que los titulares de transmisión, entre ellos REDESUR, expongan su propuesta de tarifas y compensaciones para la regulación tarifaria para el período 2007-2011. En concordancia con lo anterior se dispuso la publicación en la página Web del OSINERGMIN, hasta el 21 de junio 2006, de los estudios técnico económicos presentados por los titulares de las instalaciones de transmisión y que fueron debidamente admitidos por el OSINERGMIN, 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 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 47 de 117
expresar sus observaciones y/o comentarios relacionados con los estudios tarifarios, durante la realización de la referida audiencia pública. De esta forma, se promueve la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento Administrativo General. 5.3 Observaciones del OSINERGMIN a la Propuesta de REDESUR A través del Oficio N 293-2006-OSINERG-GART, de fecha 01 de septiembre de 2006, el OSINERGMIN remitió a REDESUR el Informe OSINERG-GART/DGT N 077-2006, el cual contiene las observaciones al estudio técnico económico presentado por la referida empresa como sustento de su propuesta tarifaria para su SST [5]. El referido documento de observaciones ha sido consignado en la página Web del OSINERGMIN con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, al igual que en el caso de la propuesta de los titulares de transmisión, tengan acceso al documento mencionado y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. Las observaciones hechas al estudio presentado por REDESUR, se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas. Asimismo, se indicó que las absoluciones de las observaciones específicas, deberán sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales. Para efectos de la absolución respectiva, las observaciones se organizaron en los rubros siguientes: Proyección de la demanda; Evaluación de los peajes secundarios, ingresos tarifarios y factores de pérdidas marginales; y Las observaciones planteadas durante la Audiencia Pública realizada el 10 y 11 de julio 2006, también se incluyeron en el referido informe de observaciones. 5.4 Respuesta a las Observaciones y Propuesta Final de REDESUR Con carta RDS N 385/2006, de fecha 29 de septiembre de 2006, REDESUR remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERGMIN y presentó información con los resultados modificados de su estudio (en adelante PROPUESTA FINAL ) [6]. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 48 de 117
Al igual que en el caso de la propuesta de los titulares de transmisión y de las observaciones hechas por el OSINERGMIN a la misma, dicha PROPUESTA FINAL se ha publicado en la página Web del OSINERGMIN con el propósito que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a estos documentos y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con las respuestas a los temas observados. 5.4.1 Proyección de la demanda Los valores del pronóstico de la demanda de energía correspondiente a la Subestación Tacna (Los Héroes) 220/66/10 kv, contenidos en la PROPUESTA FINAL de REDESUR y las tasas de crecimiento proyectadas son: Cuadro Nº 5-5 POPUESTA FINAL REDESUR Año Proyección de la Demanda Demanda Crecimiento GWh (%) 2007 143 2008 148 3,13% 2009 153 3,13% 2010 157 3,13% 2011 162 3,13% 2012 167 3,13% 2013 173 3,13% 2014 178 3,13% 2015 184 3,13% 2016 189 3,13% 2017 195 3,13% 2018 201 3,13% 2019 208 3,13% 2020 214 3,13% 2021 221 3,13% 5.4.2 Determinación del SEA y el Costo de Inversión REDESUR precisa que los Contratos BOOT son el resultado de la Decisión del Estado de ejecutar ciertas instalaciones y de realizar determinadas inversiones que han sido consideradas de interés público, de allí que estas instalaciones y sus correspondientes costos de inversión se encuentra predefinidas en los correspondientes contratos a los cuales los concesionarios quedan sometidos. En tal sentido, REDESUR sostiene que se trata de instalaciones cuya definición no depende del concesionario sino que se sustentan en una decisión del Estado, por lo que deben ser considerados como inversiones eficientes. De acuerdo con lo señalado, REDESUR señala que sus instalaciones del SST se encuentran reconocidas en la Resolución OSINERG N 001-2000- P/CTE y que para efectos del cálculo de la inversión correspondiente al SEA ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 49 de 117
se debe considerar el importe de 4 739 000 US$, debidamente ajustado por el índice Finisehd Goods Less Food and Energy (serie ID: WPSSOP3500). En el cuadro siguiente se muestran el costo de inversión de la PROPUESTA FINAL. Cuadro Nº 5-6 PROPUESTA FINAL REDESUR COSTO DE INVERSIÓN (Miles US$) IPP Abril 1999 145,7 IPP Marzo 2007 (*) 159,2 Índice Anual de Actualización 1,0927 Valores según Resolución 001-2000-P/CTE VNR S.E. PUNO 2 707 VNR S.E. TACNA (Los Héroes) 2 032 TOTAL VNR SST 4 739 Valores actualizados VNR S.E. PUNO 2 958 VNR S.E. TACNA (Los Héroes) 2 220 TOTAL VNR SST 5 178 (*) IPP provisional junio 2006 5.4.3 Costo de Operación y Mantenimiento: REDESUR sostiene que los criterios aplicables para la determinación de los costos de operación y mantenimiento del SST de sus instalaciones son aquellos contenidos en el documento denominado Modificación del Estudio Técnico Económico de REDESUR presentado mediante la Carta RDS N 297/2006, en el que REDESUR incorpora los lineamientos establecidos en el Addendum N 4 a su Contrato BOOT. En el cuadro siguiente se muestra el costo de operación y mantenimiento de la PROPUESTA FINAL. Cuadro Nº 5-7 PROPUESTA FINAL DE REDESUR COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$) IPP Junio 2005 156,3 IPP Marzo 2007 (*) 159,2 Indice Anual de Actualización 1,0186 Valores según Addendum N 4 COyM S.E. PUNO 86,03 COyM S.E. TACNA (Los Héroes) 64,58 TOTAL COyM SST 150,61 Valores actualizados COyM S.E. PUNO 87,62 COyM S.E. TACNA (Los Héroes) 65,78 TOTAL COyM SST 153,40 (*) IPP provisional junio 2006 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 50 de 117
5.4.4 Tarifas y Fórmulas de Actualización REDESUR señala que el régimen especial que le es aplicable de acuerdo con su Contrato BOOT, determina que algunos formularios previstos en la NORMA CRITERIOS resulten total o parcialmente inaplicables a su empresa. No obstante lo indicado, la empresa presentó nuevos valores de tarifas y compensaciones para su SST. En los cuadros siguientes se muestra el peaje unitario y la compensación mensual. 5.4.4.1 Peajes REDESUR propone el siguiente valor del peaje para el cargo CPSEE de la subestación Tacna (Los Héroes) 220/66/10 kv. Cuadro Nº 5-8 PROPUESTA FINAL REDESUR COMPENSACIÓN MENSUAL Instalaciones SST CPSEE (ctm S/. / kwh) Subestación Tacna (Los Héroes) 220/66/10 kv 0,6834 5.4.4.2 Compensaciones REDESUR propone la siguiente compensación por la subestación Puno 220/138/10 kv: Cuadro Nº 5-9 PROPUESTA FINAL REDESUR COMPENSACIÓN MENSUAL Compensación Nuevos Soles SST PUNO 115 984 5.4.5 Impacto Tarifario Las tarifas y compensaciones propuestos por REDESUR resultan mayores en 6,1% y 2,0% respecto de los valores vigentes para la Subestación Tacna (Los Héroes) y la Subestación Puno, respectivamente, según se muestra en el cuadro siguiente: Conceptos Cuadro Nº 5-10 PROPUESTA FINAL REDESUR COMPARACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES Valor Vigente Compensación SE Puno 220/138/10 kv (S/. / mes) Peaje SE Tacna (Los Héroes) 220/66/10 kv (ctm S/. / kwh) ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 51 de 117 (A) Propuesta Inicial REDESUR (B) B/A -1 Total 113 712 115 984 2,0% 0,6351 0,6834 7,6%
(A) Valores corresponden a la Resolución OSINERG 251-2006-OS/CD. 5.5 Segunda Audiencia Pública Durante esta audiencia pública no se produjeron preguntas de los interesados respecto de la fijación de tarifas de los SST de REDESUR. 5.6 Opiniones y Sugerencias Respecto al Proyecto de Resolución Mediante la Carta RDS N 212/2007, de fecha 19 de marzo de 2007, REDESUR presentó sus opiniones y sugerencias a la Resolución OSINERGMIN N 074-2007-OS/CD referente al SST Tacna (Los Héroes). El análisis de dichas opiniones y sugerencias se realiza en el Anexo D del presente informe. 5.7 Análisis del OSINERGMIN El OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por REDESUR tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL. A raíz del análisis que se indica, se ha elaborado esta sección que contiene el resultado de los estudios realizados. 5.7.1 Antecedentes Mediante Resolución N 001-2000 P/CTE, de fecha 18/02/2000, la CTE (hoy OSINERGMIN) fijó el VNR Inicial de las instalaciones de REDESUR de acuerdo con lo establecido en la Cláusula 14.1 inciso (ii) de su Contrato BOOT, según se muestra en el cuadro siguiente. En dicho cuadro se observa que la inversión de las subestaciones de Tacna (Los Héroes) y Puno ascienden a 2 032 y 2 707 miles de US$ respectivamente, las que de acuerdo al respectivo Contrato BOOT pertenecen al Sistema Secundario de Transmisión. Cuadro Nº 5-11 VNR de las Instalaciones de REDESUR DESCRIPCION CARACTERISTICAS VNR (Miles US$) SISTEMA L.T. Socabaya - Moquegua 220 kv - 02 Ternas 17 789 Principal L.T. Moquegua - Tacna 220 kv - 01 Terna 18 118 Principal L.T. Moquegua - Puno 220 kv - 01 Terna 33 834 Principal S. E. Puno Simple Barra - 220kV 2 707 Secundario S. E. Tacna Simple Barra - 220kV 2 032 Secundario TOTAL VNR 74 480 L.T. : Línea de Transmisión S.E. : Sub Estación Asimismo, el Artículo Cuarto de la Resolución N 003-2001 P/CTE, dispuso la aplicación de una compensación mensual a la Transformación Puno 220/138 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 52 de 117
kv, cuyo monto será pagado por los generadores usuarios de dicha subestación en función del uso físico de la misma aplicando el Método de los Factores de Distribución Topológicos propuesto por Janusz Bialek 18. De acuerdo a los términos del Contrato BOOT dicha compensación será actualizada anualmente empleando los índices Finished Goods Less Food and Energy, Serie ID: WPSSOP3500 (en adelante Indice de Reajuste ), publicado por el Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América. El Procedimiento inicial para la Liquidación Anual de Ingresos por uso de la S.E. Tacna (Los Héroes) de REDESUR se aprobó mediante Resolución OSINERG N 1416-2002-OS/CD. Sin embargo, con la finalidad de unificar los criterios, respetando las particularidades de cada contrato, se emitió la norma Procedimiento para la liquidación anual de los ingresos por el servicio de transmisión eléctrica con modalidad de Contrato BOOT, aprobado mediante Resolución OSINERG N 335-2004-OS/CD y que reemplaza a la antes mencionada resolución. Por otro lado, mediante la carta RDS N 297/2006, recibida el 20 de julio de 2006, REDESUR informa que se suscribió el Addendum N 4 al Contrato BOOT de REDESUR, entre dicha empresa y el Ministerio de Energía y Minas, a través del cual se modificó los Costos Estándares de Operación y Mantenimiento (COyM) de sus instalaciones; así como, sus criterios de aplicación, al establecer montos específicos y procesos regulatorios a partir de los cuales se deben aplicar dichos montos; razón por la cual, solicitan se modifique su propuesta tarifaria presentada para la Regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión correspondiente al periodo 2007-2011. Por su parte, el Ministerio de Energía y Minas, mediante Oficio Nº 286-2006- EM/VME, de fecha 5 de septiembre de 2006, alcanzó al OSINERGMIN copia del testimonio de Escritura Pública correspondiente a dicho Addendum N 4 al Contrato BOOT de REDESUR. Conforme a sus atribuciones, el OSINERGMIN incorpora, en el presente proceso regulatorio, las acciones necesarias que permitan el cumplimiento de la modificación del Contrato BOOT de REDESUR. En consecuencia, corresponde al OSINERGMIN establecer las tarifas y compensaciones del SST de REDESUR dentro de los márgenes de los criterios adoptados en las regulaciones pasadas, los criterios expuestos en la PROPUESTA FINAL y los que se señalan en el Contrato BOOT y en la LCE y su Reglamento. 5.7.2 Determinación del SEA, Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento Al amparo de lo dispuesto por el Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos (en adelante "TUO"), aprobado mediante Decreto Supremo N 059-96-PCM y sus modificatorias, el 18 Método descrito en el documento de Janusz Bialek, Topological Generation and Load Distribution Factors for Suplemental Charge Allocation In Transmission Open Access, IEEE Transactions on Power Systems, Vol 12, N 3, August 1997. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 53 de 117
Estado Peruano ha suscrito diversos Contratos en la modalidad BOOT 19 para la prestación de los servicios de transporte de electricidad. En el caso específico de REDESUR, el Contrato BOOT comprende el reforzamiento de los sistemas de transmisión eléctrica del sur, integrado por la línea de transmisión Socabaya-Moquegua a 220 kv, línea de transmisión Moquegua-Tacna (Los Héroes) a 220 kv, línea de transmisión Moquegua- Puno a 220 kv, Ampliación de la Subestación Socabaya, Ampliación de la Subestación Moquegua, Subestación Puno y Subestación Tacna (Los Héroes). Para dichas instalaciones, cuya definición se establece en el Contrato BOOT, a fin de dar cumplimiento el mandato establecido en el Artículo 25 del TUO 20, el OSINERGMIN considera como inversiones que deben ser reconocidos en las tarifas. En tal sentido, las instalaciones del SST de REDESUR ya se encuentran reconocidas como SEA en la Resolución OSINERG N 001-2000- P/CTE, según se muestra en el Cuadro Nº 2-48 Asimismo, para efectos del cálculo de los costos de inversión correspondiente al SEA del SST de REDESUR, se considera el importe de inversión inicial, también establecida en la Resolución OSINERG N 001-2000-P/CTE, ajustado por el índice Finisehd Goods Less Food and Energy (serie ID: WPSSOP3500). Cabe señalar que con relación a la fecha de actualización de los costos de inversión, la posición del OSINERGMIN siempre ha tenido contraria a la empresa por los argumentos detalladamente sustentados en los procesos regulatorios anteriores, donde, en aplicación del Artículo 206.3 de la Ley de Procedimiento Administrativo General, la pretensión de REDESUR para ajustar los costos de inversión desde la fecha de cierre de su Contrato BOOT, ha sido desestimada. Como resultado se obtuvieron los costos de inversión que se muestran en el cuadro siguiente: Cuadro Nº 5-12 ANALISIS OSINERGMIN COSTO DE INVERSIÓN IPP Base (Febrero 2001) 149,2 IPP Marzo 2007 (*) 160,9 Indice Anual de Actualización 1,0784 Valores según Resolución 001-2000-P/CTE (Miles US$) Costo Inversión S.E. PUNO 2 707 Costo Inversión S.E. TACNA (Los Héroes) 2 032 TOTAL Costo Inversión SST 4 739 Valores actualizados 19 Build, Own, Operate and Transfer. 20 Artículo 25.- ( ) El organismo regulador correspondiente velará que se cumplan los términos y condiciones propuestos en la oferta del adjudicatario del respectivo concurso o licitación, formulada de conformidad con los incisos a que se refiere este artículo, los que se incorporarán en el contrato de concesión. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 54 de 117
Costo Inversión S.E. PUNO 2 919 Costo Inversión S.E. TACNA (Los Héroes) 2 191 TOTAL Costo Inversión SST 5 110 (*) IPP provisional-febrero 2007 Con relación a los costos de operación y mantenimiento (COyM), inicialmente el Contrato BOOT establecía que dichos costos se determinaban de acuerdo con la Leyes Aplicables; es decir de acuerdo con los alcances de la LCE y su Reglamento. Sin embargo, para la presente regulación tarifaria, a través de la carta RDS N 297/2006, REDESUR comunicó la suscripción del Addendum N 4 a su Contrato BOOT, en la que se establece que la tarifa correspondiente a las instalaciones del SST deben ser determinadas considerando como costos de operación y mantenimiento la suma fija de US$ 150 606, ajustada por el Índice WPSSOP3500, tomando como base el índice 156,3 correspondiente al mes de junio de 2005. En consecuencia, en aplicación de las disposiciones del Contrato BOOT, el OSINERGMIN ha procedido a determinar los costos de operación y mantenimiento del SST de REDESUR. El cuadro siguiente resume los costos de operación y mantenimiento resultado del análisis del OSINERGMIN. Cuadro Nº 5-13 ANALISIS OSINERGMIN COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO IPP Base (Junio 2005) 156,3 IPP Marzo 2007 (*) 160,9 Indice Anual de Actualización 1,0294 Valores según Addendum N 4 (Miles US) COyM S.E. PUNO 86,03 COyM S.E. TACNA (Los Héroes) 64,58 TOTAL COyM SST 150,61 Valores actualizados COyM S.E. PUNO 88,56 COyM S.E. TACNA (Los Héroes) 66,48 TOTAL COyM SST 155,04 (*) IPP provisional - Febrero 2007 En lo que sigue del informe, para la determinación de los peajes y compensaciones del SST de REDESUR se toma en cuenta los valores obtenidos para los costos de inversión, operación, mantenimiento y el procedimiento de la liquidación anual de los ingresos de la empresa transmisora, sobre la base de los correspondientes ingresos facturados mensualmente por REDESUR, tanto para el peaje correspondiente a la Subestación Tacna (Los Héroes) 220/66/10kV; como para la compensación que corresponde pagar a los generadores por el uso de la subestación Puno 220/138/10kV. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 55 de 117
5.7.3 Determinación del Peaje Secundario (CPSEE) por la S.E. Tacna (Los Héroes) 220/66/10 kv 5.7.3.1 Liquidación Anual Para la determinación del CPSEE se han considerado las siguientes premisas: La inversión inicial de REDESUR en la S.E. Tacna (Los Héroes), El respectivo Costo de Operación y Mantenimiento (COyM), La demanda de energía proyectada, Los ingresos tarifarios proyectados, La tasa de actualización de 12%, conforme lo estipulado en el Artículo 79 de la Ley de Concesiones Eléctricas. El gráfico que sigue muestra los periodos de fijación tarifaria y los períodos de liquidación de los sistemas de transmisión con régimen de Contrato BOOT correspondientes a los años 2005, 2006 y 2007. La liquidación anterior se realizó para el período marzo 2005 febrero 2006, ahora corresponde realizar la liquidación anual del año 2006, el mismo que comprende el período marzo 2006 febrero 2007. En dicho gráfico se puede observar que existen dos períodos a considerar en las liquidaciones; esto debido a los ajustes que se efectúan a los costos de inversión. No obstante, en vista que la regulación del año 2005 tiene una vigencia de dos años, el ajuste de los costos de inversión se efectúa recién en la presente regulación. Gráfico N 2.3 Período de Fijación de Peaje y Liquidación de la S.E. Tacna (Los Héroes) de REDESUR El cálculo del CPSEE se realiza de acuerdo con establecido en el respectivo Contrato BOOT, en el Artículo 79 de la LCE, en el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, en el Decreto Supremo N 029-2002-EM y en la norma Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT aprobado mediante ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 56 de 117
Resolución OSINERG N 335-2004-OS/CD, publicada el 26 de diciembre de 2004. 5.7.3.2 Ingresos Facturados Los ingresos facturados se determinan con la información proporcionada por la empresa concesionaria dentro de los plazos establecidos en el Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por Servicio de Transmisión Eléctrica con Modalidad BOOT. Con los valores indicados, se ha procedido a calcular la liquidación de los ingresos facturados mensualmente por REDESUR en el período marzo 2006- febrero 2007, por el uso de la S.E. Tacna (Los Héroes). Los resultados de dicha liquidación se muestran en el siguiente cuadro. Cuadro Nº 5-14 Ingresos Mensuales Facturados S.E. Tacna (Los Héroes) Liquidación Anual de Ingresos Año 2007 2007 SSTD Nro Periodo Tipo de Cambio S/./US$ Peaje por Conexión S/. Ingreso Tarifario S/. Total US$ Valor Presente a Febrero 2007 US$ Demanda Peaje por Conexión US$. Ingreso Tarifario US$. Total US$ Valor Presente a Febrero 2007 US$ 1 2006-03 3,329 89 468,56-26 875,51 29 817,63 12 879,86 24 493,76 1 909,36 24 493,76 27 175,15 2 2006-04 3,280 84 014,11-25 614,06 28 150,97 12 094,10 24 493,76 1 909,36 24 493,76 26 919,71 3 2006-05 3,264 79 941,60-24 491,91 26 664,67 12 230,22 25 680,30 2 038,68 25 680,30 27 958,49 4 2006-06 3,240 77 288,55-23 854,49 25 726,59 11 794,46 25 680,30 2 038,68 25 680,30 27 695,69 5 2006-07 3,229 79 917,86-24 750,03 26 441,51 12 211,40 25 680,30 2 038,68 25 680,30 27 435,36 6 2006-08 3,257 81 237,83-24 942,53 26 396,70 12 413,09 25 680,30 2 038,68 25 680,30 27 177,48 7 2006-09 3,246 80 436,18-24 780,09 25 978,28 12 242,57 25 680,30 2 038,68 25 680,30 26 922,02 8 2006-10 3,223 83 531,41-25 917,29 26 915,07 12 763,55 25 680,30 2 038,68 25 680,30 26 668,97 9 2006-11 3,209 81 624,18-25 436,02 26 166,98 12 066,07 25 680,30 2 038,68 25 680,30 26 418,29 10 2006-12 3,191 86 869,88-27 223,40 27 742,49 13 677,70 25 680,30 2 038,68 25 680,30 26 169,97 11 2007-01 3,190 86 869,88-27 231,94 27 490,34 13 997,80 25 680,30 2 038,68 25 680,30 25 923,98 12 2007-02 3,185 86 869,88-27 274,69 27 274,69 12 546,34 25 680,30 2 038,68 25 680,30 25 680,30 324 765,92 150 917,15 322 145,41 Diferencia 2006-03 y 2007-03 VALORES REALES (2 620,51) US$ VALORES ESPERADOS El ingreso anual percibido por REDESUR por el uso de la S.E. Tacna (Los Héroes), expresado al 28 de febrero de 2007, es de 324 766 US$, lo que resulta mayor en 2 621 US$ del ingreso anual esperado para el mismo período según la liquidación del año 2006. 5.7.3.3 Determinación del Peaje Secundario El Cuadro siguiente muestra el cálculo del flujo de ingresos anuales y el CPSEE para el período de concesión, sobre la base de la actualización del VNR con la variación del índice WPSSO3500, la demanda considerada según lo establecido en el Decreto Supremo N 029-2002-EM y los ingresos anuales reales ya pagados correspondientes a los períodos anteriores. Según lo dispuesto por el D.S. N 029-2002-EM., el CPSEE se ha calculado para un período de 15 años a partir del año 2007, de tal forma que el valor presente del flujo de ingresos anuales esperados en el período de concesión resulte igual al valor presente del flujo de los Costos Totales Anuales ajustados debidamente con el índice ID: WPSSOP3500, lo que demuestra que el flujo de valores de CPSEE mostrados en el mismo cuadro, permitirá el retorno de la inversión a la tasa del 12% en un plazo de 30 años, según lo establecido en el Contrato BOOT. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 57 de 117
N Año Demanda Proyectada Cuadro Nº 5-15 Cálculo de Peajes Unitarios e Ingresos Anuales, Esperados Demanda DS 029-2003-EM Aplicación D.S. 029-2002-EM (Demanda según Capacidad Mínima y Horizonte de15 años) Costo Total Anual (1) Ing. Tarifario Esperado Peaje Secundario Recálculo de Peaje Unitario Recálculo de Ingreso Anual % Cobertura Anual (GWh) (GWh) (miles US$) (miles US$) (miles US$) (Ctv US$/kWh) (Miles US$) 1 2001 113,66 113,66 314,54 18,58 295,96 0,1731 215,28 68% 2 2002 121,19 121,19 316,06 19,84 296,22 0,1819 240,24 76% 3 2003 121,42 121,42 317,25 21,18 296,07 0,2000 264,02 83% 4 2004 131,84 131,84 321,21 22,62 298,60 0,2233 317,07 99% 5 2005 142,40 142,40 327,97 24,15 303,83 0,2049 315,86 96% 6 2006 150,92 150,92 332,37 25,78 306,59 0,1981 324,77 98% 7 2007 155,90 155,90 338,51 27,53 310,98 0,1949 331,41 98% 8 2008 161,04 161,04 338,51 29,39 309,12 0,1949 343,30 101% 9 2009 166,36 166,36 338,51 31,39 307,12 0,1949 355,65 105% 10 2010 171,85 171,85 338,51 33,52 304,99 0,1949 368,48 109% 11 2011 177,52 177,52 338,51 35,79 302,72 0,1949 381,81 113% 12 2012 183,38 183,38 338,51 37,94 300,57 0,1949 395,38 117% 13 2013 189,43 189,43 338,51 39,21 299,30 0,1949 408,44 121% 14 2014 195,68 195,68 338,51 40,56 297,95 0,1949 421,98 125% 15 2015 202,13 202,13 338,51 41,59 296,92 0,1949 435,59 129% 16 2016 208,81 208,81 338,51 42,65 295,86 0,1949 449,66 133% 17 2017 215,70 215,70 338,51 43,66 294,85 0,1949 464,10 137% 18 2018 222,81 222,81 338,51 44,58 293,92 0,1949 478,90 141% 19 2019 230,17 230,17 338,51 45,58 292,93 0,1949 494,23 146% 20 2020 237,76 237,76 338,51 46,42 292,09 0,1949 509,87 151% 21 2021 245,61 245,61 338,51 47,26 291,25 0,1949 526,01 155% 22 2022 253,71 253,71 338,51 48,16 290,35 0,1018 306,43 91% 23 2023 262,09 262,09 338,51 48,89 289,62 0,1018 315,68 93% 24 2024 270,73 270,73 338,51 49,62 288,89 0,1018 325,21 96% 25 2025 279,67 279,67 338,51 50,41 288,10 0,1018 335,09 99% 26 2026 288,90 288,90 338,51 51,08 287,43 0,1018 345,16 102% 27 2027 298,43 298,43 338,51 51,69 286,82 0,1018 355,48 105% 28 2028 308,28 308,28 338,51 52,34 286,17 0,1018 366,15 108% 29 2029 318,45 318,45 338,51 53,04 285,47 0,1018 377,20 111% 30 2030 328,96 328,96 338,51 53,51 285,00 0,1018 388,38 115% El valor presente del flujo de ingresos anuales esperados cuando se iguala al valor presente del Costo Total de las instalaciones de la S.E. Tacna (Los Héroes), en el período de concesión, determina el CPSEE que regirá a partir del 1 de mayo de 2007, el mismo que asciende a 0,1949 Ctv US$/kWh. Este valor resulta mayor que el CPSEE equivalente para los 30 años ( 0,1852 Ctv US$/kWh). El siguiente cuadro muestra los valores resultantes de los valores presentes de los flujos del cuadro anterior. Cuadro Nº 5-16 Cálculo de Valores Presentes (período 30 años) SST Tacna (Los Héroes) Valor Presente Valores Esperados Peaje Unitario Demanda Demanda Costo Total Ing. Tarifario Equivalente de Ingreso Total Proyectada D.S. 029-2002-EM Cobertura (Miles US$) (Miles US$) 30 años (Mil US$) (GWh) (GWh) (Ctv US$/kWh) 1 303,04 1303,04 2 652,25 238,45 0,1852 2 652,25 100,0% Considerando la tasa de cambio de 3,184 S/./US$ correspondiente al 31 de marzo de 2007, el CPSEE que regirá a partir del 1 de mayo de 2007, es de 0,6206 Ctm.S/./kWh, el cual es inferior en 2,28% respecto al peaje vigente, tal como se detalla en el siguiente cuadro: ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 58 de 117
Sistema Eléctrico Cuadro Nº 5-17 CPSEE Propuesto CPSEE CPSEE Vigente (*) Prepublicación (Ctm. S/./kWh) (Ctm. S/./kWh) Variación % S.E. Tacna (Los Héroes) 0,6351 0,6206-2,28% (*) Vigente al 04 de abril 2007 El impacto tarifario a nivel de usuario final es reducido, tal como se indica en el siguiente cuadro: Sistema Eléctrico Cuadro Nº 5-18 Impacto Tarifario a Usuario Final Vigente (1) Ctm. S/./kW.h OSINERGMIN Prepublicación Ctm. S/./kW.h Variación Tacna (2) 33,37 33,36-0,03% La Yarada (2) 33,73 33,72-0,05% (1) Vigente al 04 de abril 2007 (2) Tarifas a Usuario Doméstico BT5B-2 5.7.3.4 Fórmulas de Actualización Para la determinación de las correspondientes fórmulas de actualización se ha efectuado una revisión de la composición de los costos de inversión, operación y mantenimiento, en sus componentes de moneda nacional y moneda extranjera, según los alcances del Contrato BOOT. Al respecto, en vista que dicho contrato garantiza la inversión en moneda extranjera (US$), para el presente caso el factor de actualización sólo considera la variación del Tipo de Cambio. Las relaciones que deberán utilizarse son las siguientes: CPSEE 1 = CPSEE 0 * FACPSEE Donde: FACPSEE = FTC CPSEE 0 = Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía, publicado en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los SST, expresado en ctm. S/./kW.h. CPSEE 1 = Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía actualizado, expresado en ctm. S/./kW.h. FACPSEE = Factor de Actualización del cargo CPSEE 0. FTC = Factor de variación en moneda extranjera: FTC = TC/TC 0 TC = Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA TIPO DE CAMBIO PROMEDIO PONDERADO o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 59 de 117
TC 0 = Tasa de Cambio inicial correspondiente al 31 de marzo de 2007, igual a 3,184 S/. /US$. Las fórmulas de actualización, se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, de acuerdo con el procedimiento señalado en la correspondiente resolución que apruebe las Tarifas en Barra para el periodo mayo 2007 abril 2008, en el cual para todos los efectos se incluirá al factor FACBPSE. 5.7.4 Determinación de la Compensación por la S.E. Puno 220/138/10 kv 5.7.4.1 Liquidación Anual Para la determinación de la compensación mensual correspondiente a la S.E. Puno se han considerado las siguientes premisas: La inversión inicial de REDESUR en la S.E. Puno, El respectivo Costo de Operación y Mantenimiento (COyM), Los ingresos tarifarios facturados y proyectados, La tasa de actualización de 12%, conforme lo estipulado en el Artículo 79 de la Ley de Concesiones Eléctricas. Asimismo, la referida compensación mensual se realiza de acuerdo con establecido en el respectivo Contrato BOOT, en la Ley de Concesiones Eléctricas, en su Reglamento y en la norma Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT aprobado mediante Resolución OSINERG N 335-2004- OS/CD, publicada el 26 de diciembre de 2004. 5.7.4.2 Ingresos Facturados Los ingresos facturados se determinan con la información proporcionada por la empresa concesionaria dentro de los plazos establecidos en el Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por Servicio de Transmisión Eléctrica con Modalidad BOOT. Con los valores indicados, se ha procedido a calcular la liquidación de los ingresos facturados mensualmente por REDESUR en el período marzo 2006- febrero 2007, por el uso de la S.E. Puno. El saldo resultante asciende a US$ 2 267,5 a febrero 2007. Este valor llevado a abril 2008, considerando una tasa de 12%, resulta en US$ 2 588,13. El cuadro siguiente muestra un resumen del resultado de la liquidación mensual para el mencionado período. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 60 de 117
Cuadro Nº 5-19 Ingresos Mensuales Facturados S.E. Puno Liquidación Anual de Ingresos Año 2007 2007 SSTG Nro Periodo Tipo de Cambio S/./US$ Compensaciones S/. VALORES REALES Compensaciones US$ Valor Presente a Febrero 2007 US$ VALORES ESPERADOS Compensaciones US$ Valor Presente a Febrero 2007 US$ 1 2006-03 3,329 115 442,13 34 677,72 38 473,97 35 159,93 39 008,98 2 2006-04 3,280 116 742,38 35 592,19 39 117,38 35 159,93 38 642,31 3 2006-05 3,264 115 419,60 35 361,40 38 498,42 35 278,07 38 407,70 4 2006-06 3,240 114 757,47 35 418,97 38 198,65 35 278,07 38 046,68 5 2006-07 3,229 113 607,46 35 183,48 37 588,01 35 278,07 37 689,06 6 2006-08 3,257 112 980,17 34 688,42 36 710,77 35 278,07 37 334,80 7 2006-09 3,246 112 945,32 34 795,23 36 477,68 35 278,07 36 983,86 8 2006-10 3,223 113 258,96 35 140,85 36 493,73 35 278,07 36 636,23 9 2006-11 3,209 112 074,10 34 924,93 35 928,58 35 278,07 36 291,86 10 2006-12 3,191 112 318,04 35 198,38 35 869,53 35 278,07 35 950,73 11 2007-01 3,190 111 411,97 34 925,38 35 256,78 35 278,07 35 612,81 12 2007-02 3,185 111 481,67 35 002,09 35 002,09 35 278,07 35 278,07 443 615,60 445 883,09 Diferencia 2006-03 y 2007-03 2 267,49 US$ Liquidación al 30 de Abril del 2008 2 588,01 US$ 5.7.4.3 Determinación de la Compensación Mensual De acuerdo con los valores actualizados de los costos de inversión, operación y mantenimiento, el saldo de la liquidación obtenido en el cuadro anterior, considerando la tasa de cambio de 3,184 S/./US$ correspondiente al 31 de marzo de 2007, la Compensación Mensual que regirá a partir del 1 de mayo de 2007, es de 114 178 S/./mes, el cual es superior en 2,04% respecto al valor vigente, tal como se detalla en el siguiente cuadro Cuadro Nº 5-20 COMPENSACIÓN MENSUAL S.E. PUNO Saldo Liquidación US$ Tasa de Cambio S/./US$ Compensación Mensual Propuesto S/. Compensación Mensual Vigente (*) S/. Impacto al Generador % 2 267,5 3,184 114 178 111 893 2,04% (*): Valor vigente al 31/03/2007 La referida compensación mensual es asumida por los generadores del SEIN, razón por la cual no tiene impacto tarifario sobre los usuarios finales. 5.7.4.4 Fórmulas de Actualización Para la determinación de las correspondientes fórmulas de actualización se ha efectuado una revisión de la composición de los costos de inversión, operación y mantenimiento, en sus componentes de moneda nacional y moneda extranjera, según los alcances del Contrato BOOT. Al respecto, en vista que dicho contrato garantiza la inversión en moneda extranjera (US$), para el presente caso el factor de actualización sólo considera la variación del Tipo de Cambio. Las relaciones que deberán utilizarse son las siguientes: ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 61 de 117
CM 1 = CM 0 * FACM Donde: FACM = FTC CM 0 = Compensación mensual, publicado en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los SST, expresada en S/./mes. CM 1 = Compensación mensual actualizada, expresada en S/./mes. FACM = Factor de Actualización de la compensación mensual CM 0. FTC = Factor de variación en moneda extranjera: FTC = TC/TC 0 TC = Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA TIPO DE CAMBIO PROMEDIO PONDERADO o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano. TC 0 = Tasa de Cambio inicial correspondiente al 31 de marzo de 2007, igual a 3,184 S/. / US$ Las fórmulas de actualización, se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, de acuerdo con el procedimiento señalado en la correspondiente resolución que apruebe las Tarifas en Barra para el periodo mayo 2007 abril 2008, en el cual para todos los efectos se incluirá al factor FACM. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 62 de 117
6. Conclusiones y Recomendaciones Del análisis realizado por OSINERGMIN, se concluye en lo siguiente: (a) Fijar el Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE), expresado en ctm. S/./kW.h, según como se muestra en el siguiente cuadro: Subestaciones Base Tacna (Los Héroes) Tensión KV 66 Pucallpa 60 Paramonga Existente Todas Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo Tacna, Tomasiri, Yarada y Tarata Pucalpa, Campo Verde 138 Paramonga Todos del SEIN Ica 220 Ica Marcona 220 Instalaciones Secundarias SST Tacna (Los Héroes) - Transf. 220/66/10 kv; 50 MVA SST Aguaytía-Pucallpa, S.E. Aguaytía 220/138/22,9kV, S.E. Pucallpa 138/60/10 kv, Reactor 8MVAR SST Paramonga Nueva 220/138 kv 2da Terna Línea 220 kv Zapallal Chimbote 1 SST Independencia - Ica 220 kv Cargo CPSEE Ctm. S/./kW.h 0,6206 2,3166 0,0783 0,0262 0,1272 Nazca, Palpa, SST Independencia - Ica Puquio, Palpa 0,1272 Rural, 220 kv Puquio Rural, SST Ica - Marcona 220 kv 0,5743 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 63 de 117
Subestaciones Base Tensión KV Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa y Bella Unión Instalaciones Secundarias Cargo CPSEE Ctm. S/./kW.h TOTAL 0,7015 (b) Fijar el Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión en Energía (CBPSE), expresado en ctm. S/./kW.h, según como se muestra en el siguiente cuadro: Zona SUR MEDIO Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo Ica, Pisco, Chincha, Nasca-Palpa-Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa, Villacuri, Bella Unión-Chala Titulares de SST REP (Marcona 220/60, Marcona 60 San Nicolas 60 kv) CBPSE en Puntos de Venta de Energía (ctm. S/./ kw.h) a) En MAT b) En AT c) En MT (acumulado) (acumulado) (acumulado) - 0,1386 0,1959 (c) Fijar las compensaciones mensuales, según como se muestra en el siguiente cuadro: DESCRIPCIÓN ELEMENTO Compensación Mensual (Nuevos Soles / Mes) L-2da Terna Zapallal - Chimbote 139 990 L.T. Chilca San Juan LT-2093 308 851 L.T. Chilca San Juan LT-2094 308 851 L.T. Chilca San Juan LT-2095 308 851 2 Celdas de conexión a la CT Chilca de Enersur 94 934 2 Celdas de conexión a la CT Kallpa de Globeleq 94 934 Mantaro - Pachachaca (L201-L202) 1 238 670 Mantaro - Huancavelica (L203-L204) 383 054 Huancavelica - Independencia (L203-L231) 1 191 755 Pachachaca - San Juan (L205-L206) 816 328 Mantaro - Pachachaca (L218-L219) 1 084 138 Mantaro - Huayucachi (L220) 300 149 Huayucachi - Zapallal (L221) 941 302 Pachachaca - Purunhuasi (L222-L223) 562 804 Celda en Purunhuasi (L716) 39 292 Independencia Chilca (L207) 551 883 Independencia Chilca (L208) 555 268 Celdas en Chavarría (L2008-2015) 52 324 Asignación Responsabilidad de Pago Factores de distribución topológicos Titular de la central termoeléctrica Chilca Titular de la central termoeléctrica Kallpa Factores de distribución topológicos ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 64 de 117
DESCRIPCIÓN ELEMENTO Autotransformador, 220/132/66 kv, sus correspondientes celdas de conexión y la celda de la línea L-1101, ubicados en la Subestación Paramonga Nueva S.E. Puno 220/138/10 kv Compensación Mensual (Nuevos Soles / Mes) 48 353 114 178 Celda 220 kv en la SE Ventanilla de conexión del tercer grupo de CT Ventanilla 23 489 Asignación Responsabilidad de Pago Titular de la central hidroeléctrica CAHUA Factores de distribución topológicos Titular de la central termoeléctrica Ventanilla (d) Los Peajes y Compensaciones indicados en los literales anteriores deberán ser actualizados en la publicación definitiva de los cargos de transmisión secundaria. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 65 de 117
7. Anexos A continuación se presentan el siguiente anexo al informe: Anexo A Anexo B Anexo C Anexo D Anexo E Anexo F Anexo G Instalaciones existentes de REDESUR Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ISA PERU al Proyecto de Resolución. Análisis de la Opiniones y Sugerencias de REP al Proyecto de Resolución. Análisis de la Opiniones y Sugerencias de REDESUR al Proyecto de Resolución Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ENERSUR al Proyecto de Resolución Análisis de la Opiniones y Sugerencias de GLOBELEQ al Proyecto de Resolución Índice Finished Goods Less Food and Energy. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 66 de 117
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Anexo A Instalaciones Existentes de REDESUR ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 68 de 117
De acuerdo con la información proporcionada en la PROPUESTA INICIAL, el SST de REDESUR está constituido por las siguientes instalaciones: SUBESTACION TACNA (LOS HEROES): Subestación con configuración en simple barra en 220 kv. REDESUR cuenta con las siguientes instalaciones: Equipamiento de una celda de línea en 220kV (L-2029); Celda de transformación en 220kV, conformada exclusivamente por tres pararrayos para protección del transformador de potencia; Celda de transformación en 66 kv; Transformador trifásico de potencia 220/66/10.5kV 50/50/12 MVA ONAN y 60/60/15 MVA ONAF; Sistema de servicios auxiliares de tipo redundante en corriente continua y alterna, incluyendo grupo electrógeno de emergencia; y Sistema de protección principal y de respaldo. SUBESTACION PUNO: Subestación con configuración en simple barra en 220 y 138 kv. REDESUR cuenta con las siguientes instalaciones: Equipamiento de una celda de línea en 220 kv (L-2030); Celda de transformación en 220 kv, conformada exclusivamente por tres pararrayos para protección del autotransformador; Celda de transformación en 138 kv; Autotransformador trifásico de potencia 220/138/10.5 kv 120/120/15 MVA ONAN; Sistema de servicios auxiliares de tipo redundante en corriente continua y alterna, incluyendo grupo electrógeno de emergencia; Sistema de comunicaciones y protección mediante el empleo de fibra óptica y onda portadora; y Sistema de protección principal y de respaldo. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 69 de 117
Anexo B Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ISA PERU al Proyecto de Resolución ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 70 de 117
Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ISA Perú al Proyecto de Resolución ISA Perú presentó, mediante Carta ISAP-224-2007 de fecha 19 de marzo de 2007, sus opiniones y sugerencias a la prepublicación de la Resolución de Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión correspondiente al Período 2007-2011, para las empresas que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, publicada el 05 de marzo de 2007 mediante Resolución OSINERG N 074-2007-OS/CD. En dicho documento, ISA Perú señala tomar en cuenta sus opiniones y sugerencias relacionadas con los siguientes temas: 1.- La remuneración de la línea de transmisión Aguaytía-Pucallpa perteneciente al SST, se remunere de la misma forma que las instalaciones del Sistema Principal del Transmisión (SPT). 2.- Observaciones al cálculo de la liquidación anual. B.1. Remuneración de la LT Aguaytía-Pucallpa B.1.1. Opiniones y Sugerencias ISA Perú solicita que la remuneración de la línea de transmisión Aguaytía-Pucallpa perteneciente al SST, se remunere de la misma forma que las instalaciones del Sistema Principal del Transmisión (SPT) de acuerdo con lo establecido en el numeral 5.2.5 del Contrato de Concesión. ISA Perú sostiene que el Contrato de Concesión establece que la Tarifa de cada una de las líneas de transmisión, entre las que se encuentra la línea de transmisión Aguaytía-Pucallpa, comprende por un lado la anualidad de la inversión, calculada con el VNR determinado por el regulador, un plazo de 30 años y una tasa de actualización de 12 años, y por otro lado, la retribución de los costos de operación y mantenimiento, cuyo monto anual es igual al 3% del VNR vigente. Asimismo, señala que la tarifa para la facturación a clientes finales se debe efectuar en moneda nacional y que el regulador efectuará la liquidación anual que garantice los pagos en la moneda del contrato, según el procedimiento de liquidación. B.1.2. Análisis de OSINERGMIN El comentario de ISA Perú resulta ser el mismo que planteó con ocasión de impugnar la Resolución OSINERG N 156-2006-OS/CD que estableció la liquidación correspondiente al año 2005, habiéndose declarado infundado con la Resolución OSINERG Nº 249-2006- OS/CD, después de amplio análisis legal y técnico que efectuó la entidad reguladora en dicha oportunidad. No obstante lo señalado, el OSINERGMIN reitera que la interpretación de ISA Perú, respecto a la cláusula 5.2.5 del Contrato BOOT que precisa la determinación de la tarifa de transmisión del SST, no es correcta, tal como se concluye del análisis contenido en los siguientes párrafos. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 71 de 117
En primer término la metodología utilizada por OSINERGMIN para revisar la compensación correspondiente a la línea de transmisión Aguaytía Pucallpa, a que se refiere la resolución prepublicada, es el mismo que se utilizó para la fijación de la compensación en los años 2003, 2004, 2005 y 2006. Esta metodología se encuentra ajustada a lo dispuesto de manera concordada en el Contrato de Concesión y en el Artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el mismo que constituye una de las Leyes Aplicables a que se refiere dicho contrato. En efecto, la metodología para la determinación de las tarifas de transmisión de las instalaciones de ISA PERÚ, que conforman el SST y SPT no está completamente especificado en el Contrato de Concesión, por tanto, corresponde aplicar lo establecido en las Leyes Aplicables que en este caso son la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento. Los literales i) y ii) de la cláusula 5.2.5 del Contrato de Concesión, reproducidas en el comentario, no definen la metodología de cálculo de los respectivos peajes del SST y SPT, sino que señalan los componentes principales que intervienen, como son: la anualidad del VNR, la tasa de descuento, el porcentaje de los costos de operación y mantenimiento, entre otros. Las metodologías están detalladas en los Artículos 58º al 62º de la LCE y 132º a 141º del Reglamento de la LCE, siendo las correspondientes al SPT los Artículos 59º a 61º de la LCE y 132º a 137º del Reglamento de la LCE, y para el SST los Artículos 62º de la LCE y 138º y 139º del Reglamento de la LCE. Es decir, ambas metodologías son diferentes, no obstante utilizan los mismos componentes que contiene los referidos literales i) y ii) de la cláusula 5.2.5 del Contrato de Concesión. Los cálculos de la liquidación efectuada por el OSINERGMIN se acogen a las metodologías señaladas en la LCE, razón por la cual, el comentario de ISA PERÚ no es acogido. B.2. Observaciones al Cálculo de la Liquidación B.2.1. Opiniones y Sugerencias Con relación a los cálculos efectuados para la liquidación anual, ISA PERÚ presentó las siguientes opiniones y sugerencias: En el cuadro 2-3 del numeral 2.1.4 del Informe OSINERGMIN-GART/DGT N 055-2007, se establecen que los valores mensuales esperados desde mayo 2006 a febrero 2007 ascienden a US$ 107368,3. Los ingresos mensuales a considerar deben ser las mensualidades del costo medio anual calculado para el año 2006 en la Resolución OSINERG N 249-2006-OS/CD y el Cuadro 2.2 del Informe OSINERG-GART/DGT N 045-2006 (US$ 89893,23). No es correcta la demanda calculada para el año 2006. Precisa que en el Cuadro 2-3 del numeral 2.1.4 del Informe OSINERGMIN-GART/DGT N 055-2007, la demanda calculada para los meses de mayo 2006 a febrero 2007, ha sido obtenida dividiendo el peaje por conexión ejecutado y el CPSEE de la regulación de mayo 2005 a abril 2006. Dicho cálculo, señala el transmisor, debe efectuarse tomando el CPSEE vigente de mayo 2006 a abril 2007, aplicándole los factores de actualización en cada mes de análisis. En el Cuadro 2-2 del numeral 2.1.3 del Informe OSINERGMIN-GART/DGT N 055-2007, se ha procedido con actualizar el VNR y el COyM para determinar el costo medio anual, sin embargo, para determinar el peaje secundario toma como costo medio anual el valor correspondiente al año 2006. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 72 de 117
El costo medio anual y la demanda del año 2032 deben ser calculados sobre la base de lo proyectado para el año 2031 aplicándose un factor de fraccionamiento de los meses que dure la concesión para ese año. B.2.2. Análisis de OSINERGMIN El 19 de junio de 2006, se suscribió la Addenda Nº 4 al Contrato BOOT, habiendo quedado solucionada en forma definitiva la controversia existente con relación al monto del COyM de las instalaciones del SST, fijándose en adelante, en US$ 150 606, monto que debe ser ajustado anualmente, por la variación en el Finished Goods and Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento del Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos de Norte América. Con relación a lo señalado por REDESUR respecto a que el OSINERGMIN debe considerar la variación ocurrida entre el mes de junio de 2005 y junio de 2007, se debe indicar que el objetivo de la Addenda Nº 4, en este extremo, fue el de fijar en definitiva el monto del COyM y establecer como índice base el de junio de 2005. En tal sentido, la Addenda no ha cambiado el Contrato respecto a la forma de cálculo que ha venido aplicando el OSINERGMIN, ni ha cambiado las oportunidades de la liquidación de las tarifas para el SPT y el SST. Dichos procesos de liquidación se han venido llevando a cabo, anualmente, con vigencia de mayo de determinado año a abril del año siguiente, encontrándose justificado que, en aplicación del Procedimiento de Liquidación de los Contratos BOOT, se tome como índice el último disponible en la oportunidad en que debe regularse, es decir el índice disponible al mes de marzo. Por otro lado, la afirmación señalada por REDESUR que en la liquidación del SPT se haya reconocido periodos plurianuales, se debe precisar que no es correcta en vista que tanto en la liquidación del SPT y SST se ha considerado en mismo criterio de considerar el índice disponible al mes de marzo del año 2007. No obstante, es preciso señalar que tal afirmación de REDESUR podría corresponder a una interpretación equivocada de la hoja del cálculo de liquidaciones, razón por la cual se procederá con implementar indicaciones e instrucciones sobre el uso de la misma. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 73 de 117
Anexo C Análisis de la Opiniones y Sugerencias de REP al Proyecto de Resolución ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 74 de 117
Análisis de la Opiniones y Sugerencias de REP al Proyecto de Resolución El presente Anexo contiene el análisis del documento Opiniones y Sugerencias al Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión 2007-2011, Para las Empresas que suscribieron Contratos al Amparo del Decreto supremo Nº 059-2006-PCM, presentado por REP mediante documento GN-429-2007 del 19 de marzo de 2007. C.1. Aspectos Específicos Aplicables a REP (Numeral 2.2.1) - Adenda Adicionales a la RAG (Numeral 2.2.1.5) C.1.1. Opiniones y Sugerencias REP solicita que OSINERGMIN determine las Tarifas y Compensaciones de las instalaciones de transmisión de REP con base a la información actualizada. Específicamente solicita que se emplee el estudio del COYM utilizado en la regulación de Tarifas en Barra de Mayo del 2006, y que se actualice los porcentajes de asignación de pago entre la generación y demanda. Para sustentar ello, REP cita la sección 2.2.1.5 21 del Informe N 0055-2007-GART (en adelante INFORME ), donde se indica que para el caso de la Subestación Paramonga Nueva se debe mantener vigente la regulación establecida en la resolución OSINERG N 065-2005-OS/CD y modificatorias, así como, la resolución OSINERG N 260-2005-OS/CD, por las razones expuestas en el numeral 2.3.1. Al respecto, REP resalta el hecho que el numeral 2.3.1 trata sobre el tema de admisibilidad de las propuestas, por lo que menciona que el Artículo 1 de la Resolución OSINERG Nº 262-2004-OS/CD establece que: "c. Si los contratos de concesión vigentes establecieran periodicidad distinta, para la fijación de las correspondientes tarifas y compensaciones de los SST involucrados, se estará a lo establecido en dichos contratos. e. En los casos de los Sistemas Secundarios de Transmisión, para los que sus titulares correspondientes no presenten propuestas de tarifas, o no cumplan con los requisitos mínimos de admisibilidad, el OSINERG fijará éstas sobre la base de la información con que cuente. " Agrega REP, que la Adenda Adicionales a la RAG fue suscrita el 26 de julio del 2006, posterior a las fechas de admisibilidad de las propuestas establecido por el OSINERGMIN, la cual fue prorrogada hasta el 1 de abril del 2006. Así mismo, dicha Adenda señala que su aplicación corresponde a partir del periodo tarifario Mayo 2007. Así mismo, manifiesta que de acuerdo a lo señalado en el citado párrafo "e.", el OSINERGMIN debe utilizar la información con que cuente, por lo cual reitera, que para dichas fechas el OSINERGMIN contaba con el Estudio del COYM presentado por REP para todas sus instalaciones y utilizado en la regulación de las Tarifas en Barra Mayo 2006. 21 Adicionales a la RAG ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 75 de 117
Como segunda parte de su opinión, solicita que en el mismo numeral 2.2.1.5 del Informe N 0055-2007-GART no se haga referencia a que las instalaciones de transmisión Independencia-Ica-Marcona-San Nicolás se remuneren en base a los cargos generales vigentes, ya que OSINERGMIN ha establecido cargos específicos para dichas instalaciones en la presente regulación. C.1.2. Análisis de OSINERGMIN Se debe aclarar que la redacción de la sección 2.2.1.5 del INFORME no debe referirse al numeral 2.3.1. donde se trata el tema de admisibilidad de la propuesta de REDESUR, sino en su lugar debió referirse al numeral 2.2.2 del INFORME, en el cual se lee: - INSTALACIONES ADICIONALES A LA RAG:. La remuneración de estas instalaciones se determina de acuerdo a lo establecido en la ADENDA ADICIONALES, es decir conforme a las Leyes Aplicables, específicamente conforme al Artículo 139º del Reglamento de la LCE. Para tal fin, con base a la principio de no discriminación y de imparcialidad se emplearán los mismos costos de inversión, operación y mantenimiento empleados para determinar las tarifas vigentes, de modo que los criterios aplicados sean similares para los BIENES RAG. Es decir que el hecho de haber empleado los valores del año 2005 no se debió a un tema de no admisibilidad sino de no crear efectos discriminatorios entre los titulares. Por otro lado, es correcto lo mencionado por REP sobre que el OSINERG deberá fijar las tarifas sobre la base de la información con que cuente, sobre este particular se debe mencionar que con motivo del procedimiento de Fijación de Tarifas en Barra para el periodo mayo 2007 - abril 2008, se actualizarán los costos de operación y mantenimiento (en adelante COYM ) de REP. En ese sentido, teniendo en cuenta lo señalado en el citado párrafo e., para efectos de la presente fijación tarifaría se deberá emplear los resultados del COyM de la fijación de Tarifas en Barra 2007 y no el de la regulación del año 2006, dado que corresponde utilizar la mejor aproximación y ello corresponde a la última información que cuenta el regulador. Con respecto a la segunda parte de la observación de REP, sobre el tema de las instalaciones de transmisión Independencia- Ica Marcona - San Nicolás, es correcto lo solicitado por REP, dado que las tarifas de este sistema se han determinado explícitamente y no se han empleado los cargos generales para determinar su remuneración. En ese sentido, es preciso corregir el texto del párrafo del citado numeral 2.2.1.5 del informe de manera que se mencione que su fijación tarifaria se determina con base a las Leyes Aplicables. C.2. Instalaciones de REP incluidas en la Presente Regulación (Numeral 2.2.2) Bienes RAG C.2.1. Opiniones y Sugerencias REP solicita que se regule las instalaciones del SST de REP incluyendo las instalaciones cuyas compensaciones no fueron reguladas en la Resolución N 065-2005-OS/CD, que se listan a continuación: ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 76 de 117
- S.E. Talara: Transformador 220/13.2 kv y celda 220 kv. - S.E. Guadalupe: Celda de línea L-6646. - S.E. Ventanilla: Celda TG-1 220 kv. - S.E. Zorritos: Transformador 220/60/10 kv y equipamiento, celda de línea a C.T. Tumbes. - L.T. Talara-Zorritos 220 kv (L-2249). - L.T. Moquegua-Toquepala 138 kv (L-1025). - S.E. San Juan: Banco de Condensadores 3x30 MVAr. REP observa lo mencionado por OSINERGMIN en el último párrafo del numeral 2.2.1.3 del INFORME, en el sentido que corresponde que se mantengan vigentes las tarifas y compensaciones de las instalaciones fijadas mediante Resolución OSINERG N 065-2005- OS/CD, con excepción de las instalaciones adicionales a la RAG. Al respecto, REP manifiesta que OSINERGMIN debe cumplir con lo establecido por el Ministerio de Energía y Minas mediante D.S. N 005-2007-EM, el cual en su Artículo N 2 dispone que las Concesiones otorgadas por el Estado Peruano a las empresas concesionarias de transmisión eléctrica, al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley, continuarán rigiéndose por lo dispuesto en sus propios contratos de concesión, por lo que concluye que si corresponde regular las tarifas y compensaciones del SST de REP. C.2.2. Análisis de OSINERGMIN Es cierto que el Artículo 2º del Decreto Supremo Nº 005-2007-EM dispone que las concesiones otorgadas por el Estado Peruano a empresas concesionarias de transmisión eléctrica, al amparo del Texto Único Ordenado de las Normas con rango de Ley que regulan la Entrega en Concesión al Sector Privado de las Obras Públicas de Infraestructura y de Servicios Públicos, aprobado por D.S. 059-96-PCM, continuarán rigiéndose por lo dispuesto en sus propios contratos de concesión. Es por ello que justamente en cumplimiento de dicha disposición se viene siguiendo el presente proceso regulatorio. Por otro lado, el criterio que el OSINERG ha aplicado para el presente proceso regulatorio es que la asignación de pago entre la demanda y la generación sea la misma 22 que se venía pagando antes de la fecha de entrada en vigencia de la Ley 28832 (Ley Para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica). Así mismo, también se ha considerado que para aquellas instalaciones incluidas dentro de los BIENES RAG se mantiene las mismas tarifas vigentes por el principio de no discriminación. Al respecto, todas las instalaciones del SST de REP asignadas a la demanda tienen tarifas vigentes y por otro lado también se han fijado las compensaciones para las instalaciones de REP asignadas a la generación. En ese sentido, respecto a lo solicitado por REP, es necesario verificar si las instalaciones a que se refiere fueron asignadas a la demanda, de ser este el caso no corresponde reasignar el pago de las mismas. En caso de ser negativo, corresponde determinar la asignación de responsabilidad de pago y con ello fijar las compensaciones correspondientes. 22 (ver análisis al comentario en C.4) ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 77 de 117
- S.E. Zorritos: Transformador 220/60/10 kv y equipamiento, celda de línea a C.T. Tumbes. y L.T. Talara-Zorritos 220 kv (L-2249) Al respecto, la línea Talara Zorritos, la transformación en la subestación Zorritos 220/60/10 kv y sus celdas viene siendo pagada por la demanda, razón por la que no corresponde asignar a la generación estas instalaciones. - Línea L.T. Moquegua-Toquepala 138 kv (L-1025). Mediante Resolución OSINERG Nº 105-2007-OS/CD se fijó como instalación asignada a la demanda, dicha asignación no ha sido modificada hasta la fecha, razón por la cual no corresponde asignarla a la generación. - S.E. San Juan: Banco de Condensadores 3x30 MVAr Mediante oficios Nº 058-2005/MEM-VME, de fecha 28 de febrero de2005 y Nº 027-2007/MEM-VME, de fecha 19 de enero de 2007, el Ministerio de Energía y Minas solicitó a REP la conformidad a fin de que en un solo acto, se efectúe la entrega del Banco de Condensadores de 3x30 MVAr de la Subestación San Juan, en concordancia con el D.S. Nº 131-2002-EF. Sobre este particular, se debe señalar que los Bienes de la Concesión, a ser entregados a REP, son aquellos que constan en el anexo 2 del Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN ETESUR (en adelante CONTRATO ). Luego de la revisión del Anexo, se ha verificado que dichas instalaciones no forman parte del Anexo 2 el CONTRATO. En ese sentido, al no encontrarse dicho banco de condensadores, dentro de los Bienes de la Concesión señalados en el Anexo 2 del CONTRATO no es factible atender lo solicitado por REP. - S.E. Guadalupe: Celda de línea L-6646: Esta celda corresponde a una de las líneas Guadalupe Gallito Ciego, por otro lado, desde la subestación Gallito Ciego, también se retiran unas líneas hacia las localidades de Tembladera, Chilete y Cajamarca, tal como se muestra en el diagrama siguiente: En la fijación tarifaria del año 2002 se asignó un cargo a favor de la empresa ETECEN en la subestación Guadalupe, dicho cargo representó el uso por la celda para alimentar a las ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 78 de 117
localidades de Tembladera y Chilete, en ese sentido esta celda ya fue asignada a la demanda, por lo tanto no corresponde asignar a la generación. - S.E. Talara: Transformador 220/13.2 kv y celda 220 kv Actualmente esta instalación no viene siendo remunerada por la demanda, así mismo, tampoco se ha asignado estas instalaciones de manera explicita ni a la demanda ni a la generación explícitamente, en ese sentido, es necesario que se determine la asignación de responsabilidad de pago de estas instalaciones. En la figura siguiente se muestra el diagrama unifilar de dicha zona, para determinar la asignación de pago se necesitará conocer los flujos esperados en el transformador en cuestión, dicho flujo viene a ser la diferencia de la generación esperada de los grupos TG1, TG2 y TG3 de la central Malacas menos la demanda esperada de los consumidores en el sistema Talara. Gráfico Nº C-1 Diagrama Unifilar de la Sección de la SE Talara en Análisis Para determinar la generación esperada se ha empleado los resultados del modelo PERSEO correspondiente al caso empleado para la fijación de Tarifas en Barra para el periodo mayo 2007 abril 2008. Para el caso de la demanda de la subestación Talara se ha empleado los valores de máxima demanda para los años 2007, 2008, 2009, iguales a 14 119, 14 655 y 15 212 kw, respectivamente; para la distribución horaria de dichos valores se ha empleado el perfil obtenido de los registro de demanda cada 15 minutos para el año 2005. Como resultado, los flujos esperados de energía en el transformador 220/13,8 kv son negativos, es decir 100% en el sentido hacia la demanda, como se muestra en el gráfico siguiente: ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 79 de 117
Gráfico Nº C-2 Flujos Esperados en el Transformador 220/138 kv de SE Talara Transformador Talara 220/13,2 kv 75 MVA 0,000-0,500-1,000-1,500-2,000-2,500-3,000-3,500-4,000-4,500 MAY JUN AGO JUL SET OCT NOV DIC ENE MAR FEB ABR MAY JUN AGO JUL SET OCT NOV DIC ENE MAR FEB ABR MAY JUN AGO JUL SET OCT NOV DIC GWh Punta Media Base 2007 2008 2009 Por lo tanto, no corresponde asignar la responsabilidad de pago de dicha instalación a la generación. En su lugar, la responsabilidad de pago del transformador 220/13,2 kv corresponde a la demanda, en ese sentido, en conformidad con los criterios asumidos para presente fijación tarifaria, corresponde aplicar las tarifas vigentes fijadas para las instalaciones de demanda de REP. - S.E. Ventanilla: Celda TG-1 220 kv La configuración actual de la subestación Ventanilla es la que se muestra en el diagrama unifilar siguiente: Gráfico Nº C-3 Diagrama Unifilar Subestación Ventanilla ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 80 de 117
Se observa que el tercer grupo de la central térmica Ventanilla, se conecta al SEIN a través de una de las celdas de 220 kv de la subestación Ventanilla; en ese sentido, la responsabilidad de pago de dicha celda corresponde al titular de la central térmica Ventanilla, es decir a la empresa EDEGEL S.A. Por otro lado, dado que no se han fijado compensaciones por el uso de dicha celda corresponde establecer los mismos, para tal fin, de acuerdo con los criterios asumidos en la presente fijación tarifaria, se empleará la última información con la que cuenta el OSINERGMIN, es decir, el costo de inversión determinado el año 2005 y el COYM del año 2007 para la empresa REP. En consecuencia, luego del análisis realizado, es procedente en parte lo solicitado por REP, como se resume en el siguiente cuadro: Cuadro Nº C-1 Diagrama Unifilar Subestación Ventanilla Item Instalación Conclusión 1 S.E. Talara: Transformador 220/113.2 kv y celda 220 kv 2 S.E. Guadalupe: Celda de línea L-6646 3 S.E. Ventanilla: Celda TG-1 220 kv 4 S.E. Zomtos: Transformador 220/60/10 kv y equipamiento, celda de línea a C.T. Tumbes 5 L.T. Talara - Zomtos 220 kv (L- 2249 6 L.T. Moquegua-Toquepala 138 kv (L-1025) 7 S.E. San Juan: Banco de Condensadores 3x30 MVAr No corresponde asignar a la generación es de uso de la demanda. En la fijación del año 2002 fue asignada a la demanda, no corresponde asignar a la generación Si corresponde determinar la asignación del pago en la presente fijación. Viene siendo pagada por la demanda, no corresponde incluir en la presente fijación. Viene siendo pagada por la demanda, no corresponde incluir en la presente fijación. Fue asignada a la demanda, no corresponde incluir en la presente fijación. No corresponde a los bienes de la concesión Asignación de Pago - - 100% Generación - - - - C.3. Instalaciones de REP incluidas en la Presente Regulación (Numeral 2.2.2) - Bienes RAA C.3.1. Opiniones y Sugerencias REP menciona que, en referencia a las Ampliaciones, se debe aclarar que los Sistemas de Transmisión de las Ampliaciones N 1 y N 2 ya son Sistemas Económicamente Adaptados, pues han sido desarrollados de acuerdo al Plan de Expansión en atención a los requerimientos del Sistema de Transmisión Nacional. Así mismo, manifiesta que los montos establecidos en las cláusulas adicionales son montos provisionales, hasta que se realice el proceso de auditoria a los costos y gastos de inversión de cada proyecto, mediante el cual se establecerán los Valores de Inversión, los cuales, están basados en costos del mercado, y con ello se determinará la Remuneración Anual de Ampliaciones definitiva. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 81 de 117
C.3.2. Análisis de OSINERGMIN Lo manifestado por REP se ha tenido en cuenta en la presente fijación tarifaria, con base a dicho criterio se han empleado los costos de inversión establecidos en las adendas de ampliaciones, en el entendido que dichas instalaciones representan el Sistema Económicamente Adaptado. Por otro lado, dado que el monto de la RAA será reajustado en la liquidación siguiente al informe de auditoría, también corresponderá que se reajusten los costos de inversión y por tanto las compensaciones y tarifas respectivas. C.4. Asignación de la Responsabilidad de Pago de las Instalaciones (Numeral 2.2.3) C.4.1. Opiniones y Sugerencias REP solicita que se actualice la proporción de pago asignable a los consumidores y generadores en base a los criterios y lineamientos establecidos en el Contrato de Concesión y la Ley de Concesiones Eléctricas. Agrega que lo señalado por OSINERGMIN 23 sobre este particular no es aplicable a REP, por oponerse a lo estipulado en su Contrato de Concesión, tal y como lo señala la Sexta Disposición Complementaria de la Ley 28832. REP manifiesta que la Sexta Disposición Complementaria, establece que la Ley 28832 no es aplicable a las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango Ley aprobado por el D.S. N 059-96-PCM, en aquello que se oponga en lo estipulado en los respectivos contratos de concesión. Añade REP, que sus instalaciones de transmisión (incluidas las Ampliaciones e instalaciones que generan ingresos adicionales a la RAG), se encuentran comprendidas dentro del marco del Contrato de Concesión, específicamente en el Anexo N 7, donde manifiesta REP se se establece que: a) El pago de los generadores en el año n de la parte de la RA(n) que corresponda ser pagado por las instalaciones de generación (RA 1 (n)), a ser establecido por el OSINERGMIN, deberá ser asumido por los titulares de generación en función del uso físico que realicen de dichas instalaciones, y su determinación se aplicará de acuerdo al Artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. b) En el año n, el componente de la RA(n) que corresponda ser pagado por el grupo de instalaciones de demanda (RA 2 (n)) será establecido por el OSINERGMIN como la diferencia entre la RA(n) y la RA 1 (n). REP concluye manifestando que para el presente periodo de regulación debe determinarse la proporción de pago asignable a los consumidores y generadores en base a los criterios y lineamientos establecidos en el Contrato de Concesión, pues los cálculos dependerán de la RA determinada para el año (n) y de las condiciones del SEIN en el periodo de evaluación, que determinarán la proporción asignable a cada uno, oponiéndose por tal a lo señalado por 23 En el INFORME se consideró que, en merito a lo dispuesto por la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832, la asignación de pago de las instalaciones existentes comprendidas en los Bienes de la RAG se mantiene conforme a lo vigente. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 82 de 117
la Sexta Disposición Complementaria de la Ley 28832 en lo referente a mantener invariable la proporción que pagarán usuarios y generadores. C.4.2. Análisis de OSINERGMIN Si bien es correcto lo mencionado por REP en el sentido que para el caso de las instalaciones de su sistema de transmisión se debe tener en cuenta lo estipulado en su CONTRATO, ello no necesariamente significa que no se pueda adoptar el criterio empleado el OSINERG para mantener la misma proporción de pago entre generador y demanda. En efecto, se debe aclarar que en el CONTRATO no se hace referencia a los criterios que se deba seguir para determinar la proporción de pago entre generadores y la demanda para los casos excepcionales. En este punto, es necesario señalar que el proceso de determinar el porcentaje de pago de una instalación, entre generación y demanda, es necesario únicamente en las instalaciones en las que no es factible identificar un usuario exclusivo, sea generador o demanda, a estas instalaciones se les clasifica como casos excepcionales. Sobre este particular, en el numeral 2.0 Clasificación de las Instalaciones del Anexo 7 del CONTRATO se menciona que: El conjunto de las instalaciones de transmisión de ETECEN y ETESUR y en general de todas las instalaciones materia del Contrato de Concesión incluyendo las instalaciones correspondientes a las Ampliaciones convenidas entre el Concedente y la Sociedad Concesionaria, será dividido en dos grupos: Instalaciones de Generación: las conforman las instalaciones pertenecientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión, cuya remuneración por aplicación de lo dispuesto en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, corresponda ser asumida por uno o más titulares de generación Instalaciones de Demanda: las conforman las instalaciones pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión, a que se refiere el Articulo 58º de la Ley de Concesiones Eléctricas; así como, las instalaciones pertenecientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión no consideradas en el párrafo anterior. Las instalaciones podrán ser recategorizadas de conformidad con las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Así mismo el numeral 3.0, Reclasificación Durante el Periodo de Concesión, del mismo Anexo 7, menciona que: De acuerdo con las reglas establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, existe la posibilidad de que las Instalaciones de Generación pasen a conformar el grupo de Instalaciones de Demanda ó viceversa. Esto, sin embargo, no supondrá modificación alguna del monto correspondiente a la RAG ni del monto correspondiente a la RAA, tal como se precisa en el presente Anexo, originando únicamente cambios en la asignación de responsabilidades de pago entre los titulares de generación y la demanda. De la lectura de los numerales citados, se puede observar que se refieren únicamente a las instalaciones que son asignables en su totalidad a la generación o a la demanda, mas no se establece un procedimiento específico para determinar el porcentaje de pago entre la generación y la demanda para los casos excepcionales. Así mismo se puede observar en los numerales del Anexo 7 citados, que tampoco se establece un procedimiento para la revisión periódica de la clasificación de las instalaciones como generación y/o demanda. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 83 de 117
Es decir, el Contrato no establece el procedimiento para la asignación de la responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, únicamente establece los procedimientos para el pago de las tarifas y compensaciones después de que las instalaciones fueran asignadas a la demanda o generación respectivamente. Por otro lado, es el Artículo 139º del Reglamento de la LCE el que establece el procedimiento que deberá seguir el OSINERGMIN para la determinación de las compensaciones y tarifas del SST y para su asignación a la demanda o generación o casos excepcionales. Allí se establece el mecanismo a seguir para aquellas instalaciones que son exclusivas de generación, para las exclusivas de demanda y para las que conforman los denominados casos excepcionales. Para estos últimos corresponde al regulador definir la asignación de responsabilidades, sea a la generación, sea a la demanda o en forma compartida entre ambas. Por otro lado, la Ley 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, publicada el 23 de julio de 2006, en su Sexta Disposición Complementaria Final, dispone: SEXTA.- Armonización del marco legal de transmisión.... Cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado. La distribución al interior del conjunto de Usuarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley (El resaltado es nuestro). De acuerdo a la citada Disposición Complementaria, se ha dejado sin efecto el procedimiento, establecido en el Artículo 139, en lo referido a la asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda de aquellas instalaciones existentes antes de la entrada en vigencia de la Ley 28832. En resumen, el Contrato no establece el procedimiento para la asignación de pago de las instalaciones; asimismo, el procedimiento que establecía el Artículo 139 del Reglamento de la LCE para dicha asignación, se dejó sin efecto mediante la Sexta Disposición Complementaria de la Ley 28832. Por lo tanto, no corresponde revisar la asignación de responsabilidad de pago de todas las instalaciones existentes antes de la fecha de entrada en vigencia de la Ley 28832, incluidas las instalaciones de REP. Precisamente, el OSINERGMIN ha cumplido con el mandato legal y ha respetado la proporcionalidad que dispone el texto legal, actitud que debe igualmente ser asumida por REP por cuanto la Ley 28832 forma parte de las Leyes Aplicables. Finalmente, cabe hacer mención a lo dispuesto en el propio texto de la Sexta Disposición Complementaria y Final que, en su segundo párrafo, establece lo siguiente: Lo dispuesto en la presente Ley no será aplicable a las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con tango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado por el Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, y de la Ley 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, en aquello que se oponga a lo establecido en los respectivos contratos de concesión... (el resaltado es nuestro). En este caso específico, lo dispuesto en la Ley 28832, no se opone al CONTRATO, por cuanto es el propio contrato que conduce a determinar la proporcionalidad de pago entre generadores y distribuidores a la propia LCE y su Reglamento. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 84 de 117
En conclusión, no corresponde que el OSINERGMIN actualice la proporción de pago asignable a los consumidores y generadores en base a los criterios y lineamientos establecidos en el Contrato de Concesión y la Ley de Concesiones Eléctricas, en virtud a lo dispuesto en la Sexta Disposición Final de la Ley 28832. Cabe señalar que este criterio no vulnera en lo absoluto el monto de la RA 1 y RA 2, tan solo mantiene la proporción que la generación y la demanda venía pagando por las instalaciones de de REP correspondientes a la RAG. Por lo mencionado, no es factible lo solicitado por REP, para efectuar la revisión del porcentaje de pago entre la generación y la demanda. C.5. Instalaciones Asignadas a la Generación (Numeral 2.2.3.1) C.5.1. Opiniones y Sugerencias REP manifiesta que OSINERGMIN ha asignado la responsabilidad de pago por las celdas de conexión de la central termoeléctrica Chilca de Enersur y central termoeléctrica Kallpa de GLOBELEQ; por lo que, señala REP, no se requiere aplicar el método de los Factores de Distribución Topológicos para su asignación. Agrega que esta aclaración deberá realizarse en el Anexo 2, numeral 1.2 del artículo 2 de la Resolución N 074-2007-OS/CD, y en los cuadros correspondientes. Por otro lado, en referencia al Cuadro N 2-10 del Informe, REP señala que se debe corregir los nombres de las instalaciones de las Líneas de Transmisión, las cuales deben corresponder L.T. Chilca-San Juan. C.5.2. Análisis de OSINERGMIN Respecto a la primera parte, es del caso mencionar que el método de los factores topológicos se emplea para repartir el las compensaciones cuando no es conocido de antemano cuál será el régimen de los flujos de una instalación, En ese sentido, es correcto lo solicitado por REP, dado que las celdas han sido destinadas para que se conecten los grupos de las centrales termoeléctricas de ENERSUR y GLOBLEEQ, por lo tanto existe identificado un único responsable de pago por cada celda y no varios usuarios. Respecto a la segunda parte del comentario de REP, es correcto lo señalado dado que en el Cuadro Nº 2-10 figura como Chilca Paramonga, cuando debe ser Chilca San Juan, por lo que se debe corregir. En consecuencia es procedente la opinión de REP. C.6. Proyección de la Demanda (Numeral 2.2.4) C.6.1. Opiniones y Sugerencias REP solicita que se recalcule la demanda que se emplea para el cálculo de las tarifas de las instalaciones que generan ingresos adicionales a la RAG, comprendidas entre las ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 85 de 117
subestaciones Independencia, Ica y San Nicolás, sobre lo cual realiza las siguientes observaciones: - Que, como parte del Sistema Independencia-lca, no se deben incluir los retiros de cargas de los Sistemas Aislados: Coracora, Chaviña, Incuyo y Pausa, pues no forman parte de dicho Sistema ni hacen uso de sus instalaciones. - Que, como parte del Sistema Ica-Marcona, no se deben incluir los retiros de cargas de los Sistemas Aislados: Coracora, Chaviña, incuyo y Pausa, pues no forman parte de dicho Sistema ni hacen uso de sus instalaciones. - Que, como parte del Sistema Marcona-San Nicolás (SUR MEDIO) no se deben incluir los retiros de cargas de la S.E. independencia (Pisco y Chincha), S.E. Ica (Ica y Villacurí), ni las cargas de los Sistemas Aislados: Coracora, Chaviña, lncuyo y Pausa, pues no forman parte de dicho Sistema ni hacen uso de sus instalaciones. REP menciona que la Resolución N 165-2005-OS/CD define como Sistema: "Sistema Secundario de Transmisión alimentado desde una barra de referencia de generación : Con base a ello, señala que para el Sistema Marcona-San Nicolás, la barra de referencia corresponde a la S.E. Marcona, y por tal solo deben considerarse todos los retiros de cargas asociadas a dicha subestación. Así mismo, señala que las cargas de los Sistemas Aislados: Coracora, Chaviña, Incuyo y Pausa, no hacen uso de las instalaciones de los Sistemas Independencia-Ica, Ica-Marcona ni del Sistema Marcona-San Nicolás, (SUR MEDIO) pues no se encuentran conectadas al Sistema Eléctrico Nacional (SEIN). C.6.2. Análisis de OSINERGMIN Sobre los comentarios de REP, cabe señalar que los sistemas Coracora, Chaviña, Incuyo y Pausa no son aislados y se encuentran conectados al SEIN desde febrero del año 2006. En ese sentido sí corresponde asignar el pago de las instalaciones de Independencia-Ica, Ica- Marcona y Marcona San Nicolas a dichas demandas. Por otro lado, con respecto a la asignación de pago de las instalaciones de Marcona San Nicolás cabe señalar que en la Resolución N 165-2005-OS/CD 24, no se establece que las tarifas se deban determinar para cada sistema secundario de transmisión por separado. Sobre el particular, a diferencia de los sistemas de distribución, los sistemas de transmisión secundaria no se entregan en concesión por áreas geográficas, sino por cada instalación de transmisión. Debido a esto, es posible que una misma ZONA sea atendida por instalaciones de SST que pertenecen a distintos titulares de transmisión. Por otro lado, existen casos en el que un mismo titular de transmisión posee distintas concesiones de transmisión dispersas y distantes una de otra, no estando por tanto vinculadas físicamente y que, por el contrario, se encuentran conectadas con instalaciones de otras empresas eléctricas en distintas ZONAS. Asimismo, puede presentarse el caso en que en una misma ZONA existan clientes libres o un grupo de clientes regulados que reciben el suministro eléctrico de otra empresa eléctrica distinta a la empresa concesionaria de distribución que atiende el mayor número de clientes. 24 Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 86 de 117
En el caso de instalaciones de SST que son remuneradas por la demanda, que se derivan de una o más Subestaciones de Referencia 25 y que atienden la demanda de una determinada ZONA, los cargos de transmisión se determinan teniendo en cuenta lo establecido en el D.S. 029-2002-EM 26, es decir, se fija un solo cargo por dichas instalaciones de SST a aplicarse a todos los consumidores ubicados en la misma ZONA. Lo anterior implica que la demanda (clientes libres o regulados) de una determinada ZONA debe pagar por todas las instalaciones de los SST que sirven a dicha ZONA. En la siguiente figura se grafica el caso más común en el que el titular de las instalaciones de los SST que alimentan una determinada ZONA es también el concesionario de la distribución eléctrica en la misma ZONA: Gráfico No. C-1 SST PERTENECIENTE A LA MISMA EMPRESA CONCESIONARIA DE DISTRIBUCIÓN. SEIN Subestaciones de Referencia SST que pertenecen al concesionario de distribución ZONA de demanda atendida por una empresa concesionaria de distribución que es el titular de todos los SST 25 26 Las Subestaciones de referencia están constituidas por las subestaciones base establecidas en las Resoluciones de Fijación de Tarifas en Barra y por las subestaciones de Centrales Generadoras. 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 2003. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 87 de 117
El mismo criterio establecido en el D.S. 029-2002-EM, se puede aplicar de manera extensiva para instalaciones de SST ubicadas dentro de SST que se derivan desde Subestaciones de Referencia 27 y que no pertenecen al mismo titular de transmisión, en el sentido que deben ser remuneradas de la misma forma por toda la demanda de la ZONA atendida por el conjunto de SST, cumpliéndose de esta manera los principios de no discriminación e imparcialidad contenidos en el Reglamento General del OSINERG 28. De acuerdo a lo analizado si corresponde que el pago de las instalaciones entre Marcona y San Nicolás, se asigne a toda la demanda de la ZONA SUR MEDIO, comprendida por los sistemas: Ica, Pisco, Chincha, Nasca-Palpa-Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incuyo, Pausa, Villacuri, Bella Unión-Chala. En consecuencia no es factible lo solicitado por REP. C.7. Costos de Inversión (Numeral 2.2.6) C.7.1. Opiniones y Sugerencias REP señala que en el Cuadro N 2-15 referente a los Costos de inversión del SST Mantaro- Lima, el OSINERGMIN debe actualizar el nombre de las instalaciones de las líneas de transmisión recortadas en aproximadamente 48.5 km según lo indicado en el texto, para evitar interpretaciones erróneas, quedando de la siguiente manera: - Independencia - Chilca (L-207) - Independencia - Chilca (L-208) Así mismo, indica que la misma corrección se debe aplicar a los cuadros No 2-22 y 2-35 del Informe, así como los cuadros presentados en la Resolución N 074-2007-OS/CD. C.7.2. Análisis de OSINERGMIN Es correcto los señalado por REP, por lo que corresponde corregir el texto de los cuadros señalados por REP y en la Resolución que publique las tarifas del SST de REP, de manera que en lugar de señalar Independencia San Juan (L-207) e Independencia San Juan (L-208) se señale Independencia Chilca (L-207) e Independencia Chilca (L-208) respectivamente. C.8. Costos de Inversión de Instalaciones Adicionales a la RAG (Numeral 2.2.6.2) 27 28 Las Subestaciones de referencia está constituido por las subestaciones base establecidas en las Resoluciones de Fijación de tarifas en Barra y por las subestaciones de Centrales Generadoras. Las tarifas de las subestaciones base incluyen las tarifas de los SST Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo 051-2001-PCM. Artículo. 6º. Principio de No Discriminación.- Las decisiones y acciones de OSINERG se orientarán a garantizar que las ENTIDADES no sean discriminadas, de manera que se coloque a unas, en ventaja competitiva e injustificada frente a otras. Artículo. 9º. Principio de Imparcialidad.- OSINERG aplicará las normas legales vigentes. Los casos o situaciones de características semejantes, deberán ser tratados de manera similar. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 88 de 117
C.8.1. Opiniones y Sugerencias REP menciona que el Costo de Inversión del Sistema Marcona-San Nicolás presentado por el OSINERGMIN no corresponde al monto regulado en el año 2005. Por otro lado, señala que se debe adicionar el Costo de inversión de la Línea de Transmisión L-6629 en 60 kv S.E. Marcona-S.E.Mina de 3.58 km de longitud, como parte del Sistema Marcona-San Nicolás, con un monto de US$ 224 208. REP argumenta que, como parte del Sistema Marcona - San Nicolás se ha adicionado la Línea de Transmisión en 60 kv L-6629 S.E. Marcona-S.E. Mina, en cumplimiento de la Resolución OSINERG N 027-2006- OS/CD, y que por tal corresponde incluirse en los cálculos correspondientes. En base a lo anterior, REP manifiesta que el Costo de Inversión del SST Marcona San Nicolás, corresponde a US$ 7 968 093, por lo cual se solicita que se realicen las correcciones respectivas. C.8.2. Análisis de OSINERGMIN Se ha revisado los montos de inversión del SST Marcona San Nicolás correspondientes la valorización de las instalaciones de REP para el año encontrándose que el valor debe ser Miles US$ 7 354,64 en lugar de miles US$ 6 508,96 por lo que corresponde corregir dicho monto y con base a ello determinar las tarifas correspondientes. Por otro lado, respecto a la solicitud de incluir la línea L-6629, debemos recordar que el Estado Peruano y REP han suscrito Adendas modificatorias del CONTRATO, como la de fecha 31 de marzo de 2006, en la que, se inserta la definición de Instalaciones que Generan Ingresos Adicionales a la RAG, señalando que son aquellas instalaciones materia de los contratos por servicios de transmisión cedidos a la Sociedad Concesionaria según lo establecido en el Anexo 11, numeral 11.1.1, cuyas remuneraciones son adicionales a la RAG e independientes de la RAA, de conformidad con lo establecido en el Anexo 7. Es decir, las instalaciones que figuran en los Acuerdos que forman parte del Anexo 11, numeral 11.1.1 del CONTRATO, generan ingresos adicionales a la RAG. Dentro de los contratos a que se refiere el numeral 11.1.1 señalado, se encuentra el Acta de Acuerdo suscrita entre Shougesa y ETECEN, con fecha 30 de junio de 1998, por la que se definiera la compensación por el uso del SST entre Ica y San Nicolás. Nótese que no se menciona una línea de transmisión determinada sino un sistema de transmisión secundario. La Resolución Suprema Nº 081-94.EM de 17 de noviembre de 1994, es decir antes del Acuerdo mencionado en el párrafo anterior, dispuso otorgar a la empresa ETECEN la concesión definitiva para desarrollar actividades de transmisión eléctrica, entre ellas la operación de las líneas y subestaciones que allí se mencionan. El Artículo 3º de la R.S. hace referencia a la S.E. Marcona S.E. San Nicolás, Línea de Transmisión en 60 kv, Código 629, de modo tal que se trata de una línea que fue transferida a ETECEN y que preexistía a la fecha del Contrato de Concesión de REP, lo que supone que fue parte de los bienes entregados en concesión. La Resolución Suprema Nº 047-2002-EM, de 15 de noviembre de 2002, aprobó la transferencia de la concesión definitiva que efectuara ETECEN a REP, de todos los bienes de la concesión. A pesar de que la Resolución Suprema no especifica si la Línea L-6629 fue objeto de dicha transferencia, resulta que sí lo fue. En efecto, el Oficio Nº 151-2006/MEM- DGE de fecha 06 de febrero de 2006, que responde una consulta del OSINERGMIN sobre la titularidad de la L.T. L-6629 y su celda de conexión en la S.E. Marcona, señala que, para todos los efectos dichas instalaciones forman parte de los bienes de la concesión de la que es titular REP, en virtud de la Resolución Suprema Nº 047-2002-EM. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 89 de 117
Sin embargo, el hecho que dicha línea de transmisión forme parte de los Bienes de la Concesión, no significa que era parte de las instalaciones del Anexo 11, numeral 11.1.1. En efecto, el Acta de Acuerdo entre Shougesa y ETECEN, que sí forma parte del Anexo 11, establece la compensación a pagarse por el uso de las instalaciones del Sistema de Transmisión entre Ica y San Nicolás, fijándose ésta en US$ 119,000.00 mensuales. Pues bien, la línea de transmisión L-6629, que forma parte de los Bienes de la Concesión, era una instalación que no se encontraba en servicio desde antes de la vigencia del Contrato de REP y que recién entra en servicio a raíz del mandato de conexión dictado por el OSINERGMIN con la Resolución OSINERG Nº 027-2006-OS/CD, a favor de la empresa Shougang Generación Eléctrica S.A.A., a fin de que REP le permita conectarse a la celda de 60 kv de la Línea L-6629 ubicada en la S.E. Marcona, lo que significa que es desde esta última fecha que la línea es utilizada y por lo tanto debe rentar a favor de REP. Por tanto, al no formar parte de las instalaciones que figuran en el numeral 11.1.1 del Anexo 11 y sí formar parte de los Bienes de la Concesión, la remuneración que corresponde a dicha línea debe considerarse dentro de la RAG, no generando ingresos adicionales a REP. En consecuencia no es factible la solicitud de REP. Así mismo, dado que dicha línea L-6629 se encuentra en la Concesión de REP y es de uso exclusivo de demanda, le corresponde aplicar las tarifas vigentes fijadas para REP para las instalaciones de demanda. C.9. Costo de Inversión de BIENES RAA (Numeral 2.2.3.1) C.9.1. Opiniones y Sugerencias REP, en referencia al Cuadro N 2-21 del Informe, señala que se debe corregir los nombres de las instalaciones de las Líneas de Transmisión, las cuales corresponden a las L.T. Chilca-San Juan y no L.T.Chilca-Paramonga. C.9.2. Análisis de OSINERGMIN Es correcto lo solicitado por REP en cuanto las instalaciones reguladas son el SST Chilca San Juan y no Chilca Paramonga, por lo que corresponde corregir el texto del cuadro indicado. C.10. Costos de Operación y Mantenimiento (Numeral 2.2.7) C.10.1. Opiniones y Sugerencias REP reitera la solicitud de que el OSINERGMIN utilice el Estudio del COyM presentado por REP en el 2006 para la determinación de las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión, el cual fue empleado en la regulación de Tarifas en Barra de Mayo del 2006, pues ésta contiene el Estudio de los Costos de Operación y Mantenimiento de las instalaciones del Sistema Principal y Secundario de Transmisión, dado que el COyM se debe determinar para la empresa en su totalidad. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 90 de 117
REP argumenta que, al emplear el COYM del año 2005, OSINERGMIN no toma en cuenta que para la regulación de Tarifas en Barra de Mayo del 2006 REP presentó al OSINERG el estudio de los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) de todas las instalaciones de su concesión, regulándose únicamente a las correspondientes al SPT, por no corresponder regular las del SST en dicha fecha. Sin embargo señalar que el Estudio del año 2006 ya se encontraba a disposición del OSINERGMIN para la actualización del COYM del SST para el periodo de regulación 2007-2011. Así mismo, señala que para la regulación de tarifas en Barra de Mayo del 2007 a solicitud del OSINERGMIN se presentó el COyM actualizado a dicha fecha. Si bien no se presentó directamente como parte del proceso de regulación de las tarifas y Compensaciones de los SST, se debe tener en cuenta que dichos cálculos se realizan en su conjunto como empresa, es decir Sistemas Secundarios y Principal al mismo tiempo, por tal señala que se sobreentiende que no era necesario duplicar su presentación al mismo Organismo (OSINERGMIN). C.10.2. Análisis de OSINERGMIN De acuerdo al análisis del numeral C.1 precedente, corresponde emplear los valores de que se están determinando para toda la empresa como parte de la revisión del COYM del Sistema Principal de Transmisión en el procedimiento de Fijación de Tarifa en Barra en la fijación tarifaria de 2007. C.11. Determinación de Peajes y Compensaciones Peaje (Numeral 2.2.8.2) C.11.1. Opiniones y Sugerencias Sobre el Cálculo de la RAA REP aclara que la RAA se debe determinar en base a los términos establecidos en el numeral 4.2 del Anexo N 7 del Contrato de Concesión y Adendas modificatorias, la cual será adicionada a la RAG actualizada al periodo de regulación, conformando ambas la RA. Sobre el cálculo de las Tarifas y Compensaciones de las Ampliaciones REP menciona que las Tarifas y Compensaciones de las instalaciones que conforman las Ampliaciones, se deben calcular en base a lo establecido en los numerales 5.0, 5.1 y 5.2 del Anexo N 7 del Contrato de Concesión y adendas modificatorias. Agrega que, para el cálculo de las Tarifas y Compensaciones, la anualidad de las inversiones de las instalaciones de transmisión incluyendo las Ampliaciones, se deben determinar considerando la vida útil de las instalaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Así mismo, el OSINERGMIN deberá emplear los criterios y lineamientos establecidos en las Leyes aplicables (Ley de Concesiones Eléctricas y Reglamento) tal como lo señalan los numerales 5.0, 5.1 y 5.2 del Anexo No 7 para el cálculo de las componentes de las Tarifas y Compensaciones de todas las instalaciones de transmisión de REP: VNR, COyM, Periodo de vida útil y Tasa de Actualización, sin que ello afecte el valor total de la RAA determinada para el periodo "n" en base a lo establecido en el numeral 4.2 del mismo Anexo del Contrato. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 91 de 117
Mayor detalle en la Publicación de las tarifas y Compensaciones de los SST y SPT Se solicita que el OSINERGMIN en la Publicación de la Tarifas y Compensaciones de los SST, especifique detalladamente los usuarios y la respectiva demanda empleada para la determinación de los peajes unitarios e ingreso tarifario, esto en virtud de evitar futuras controversias en la facturación por dichos conceptos, pues en algunos sistemas existen centrales de generación haciendo que el flujo de energía que circula por las instalaciones sea diferente al consumo total del sistema analizado. C.11.2. Análisis de OSINERGMIN Con respecto a la primera parte del comentario de REP, se señala que el OSINERGMIN ha tomado en cuenta lo señalado en el CONTRATO, no obstante la determinación del RAA no es materia del presente informe, ello se determina en el informe correspondiente a la Resolución de Tarifas en Barra de mayo 2007. Con respecto a la segundo comentario de REP, respecto al cálculo de las tarifas y compensaciones de las ampliaciones, OSINERGMIN, ha efectuado el cálculo de la compensación que corresponde ser pagada a REP, basado en la última parte del numeral 5.1 y 5.2 del CONTRATO, que dicen: 5.1 PAGO DE LOS GENERADORES... Este procedimiento para el cálculo de las compensaciones de los titulares de generación, o cualquier parte de la metodología descrita para este fin, podrán ser modificados por el OSINERG de considerarlo conveniente o por disposición de las Leyes Aplicables sin alterar el valor de la RA1(n) (El resaltado es nuestro). 5.2 PAGO DE LOS CONSUMIDORES... El procedimiento para el cálculo de las compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión, o cualquier parte de la metodología descrita para este fin, podrán ser modificados por el OSINERG, cuando resulte indispensable o lo dispongan las Leyes Aplicables, sin alterar el valor de la RA2(n) y sin afectar el cálculo de RA1(n) (El resaltado es nuestro). Tomando en cuenta la facultad que le concede el propio CONTRATO, OSINERGMIN aplicó como vida útil el resultado de la expresión que aparece en la misma Cláusula 13.6.1 del CONTRATO. Allí se lee, que la anualidad del valor de la inversión de cada Ampliación convenida con el Concedente, exceptuando las Ampliaciones Menores, será calculada considerando un período de repago igual al número de años enteros que resulte de la siguiente expresión: Período de repago = Yf Yps + 1. La aplicación de dicha fórmula para el caso de las Ampliaciones correspondientes al Sistema Secundario de la Nueva S.E. Chilca REP (Ampliación 1) y el Sistema Secundario correspondiente al Segundo Circuito de la L.T. Zapallal Paramonga Nueva Chimbote 1 y ampliación de las Subestaciones asociadas (Ampliación 2), arrojó un período de vida útil de 26 y 25 años, respectivamente, período distinto al resultante de la aplicación estricta del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, lo que ha motivado el comentario de REP El OSINERG ha empleado los valores de 26 y 25 años de para el cálculo de las anualidades y no de 30 años, amparados en la facultad otorgadaza en el propio CONTRATO, debido a ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 92 de 117
que de no efectuarlo de dicho modo se afectaría a terceros que no hagan uso de las instalaciones. Ello se debe a que si se determina el pago de los usuarios con una vida de 30 años se tendría un monto menor que el que se determine con una anualidad de 26 o 25 años. Sin embargo, el CONTRATO obliga a que REP tenga que cobrar un RAA calculada con base a 26 y 25 años. En ese sentido si se tendría en cuenta lo solicitado por REP resultaría que lo que paguen los usuarios sería menor a lo que debería pagarse a REP por dichas instalaciones. No obstante, el mecanismo de pago de la RA de REP asegura que se tenga que garantizar dicho pago, para ello dicho mecanismo establece el monto que no haya sido asignado específicamente a algún usuario sea cubierto a través del Peaje por Conexión al Sistema Principal, es decir que se pague por todos los consumidores del SEIN. En ese sentido, si los usuarios específicos de las ampliaciones pagaran una anualidad menor a la que le corresponde a REP, dicha diferencia se le cargaría a otros usuarios que no usan ni se benefician de dichas instalaciones, lo cual sería un resultado ineficiente y antitécnico. Es por ello que para evitar este desbalance resulta indispensable y conveniente que en el cálculo de las tarifas y compensaciones de la RA, se emplee una cantidad de años igual al periodo de repago de cada Ampliación establecido en el CONTRATO. Por lo señalado, no es factible lo solicitado por REP en la segunda parte de su comentario Respecto al detalle de las demandas y usuarios para calcular las demandas empleadas para el cálculo del ingreso tarifario y peajes unitarios, cabe señalar que en el proyecto de Resolución se ha indicado cuales son los sistemas a los cuales se les asigna los cargos CPSEE y CBPSE, son los clientes libres y regulados que se encuentran dichas zonas a los que se les aplica las tarifas y los factores de pérdidas marginales para determinar los ingresos tarifarios. Se debe aclarar que en los casos de los sistemas, en los que existe generación, no se ha calculado el peaje ni los ingresos tarifarios con base a la diferencia de la energía de demanda menos la energía de generación. Sino con la energía correspondiente a las demandas. Para mayor aclaración en el siguiente cuadro se muestra las demandas que se han tenido en cuenta. Instalaciones Secundarias SST Paramonga Nueva 220/138kV (36,3%) SST Independencia Ica 220kV Subestaciones Base Paramonga Existente Tensión kv 138 Ica 220 SST Ica Marcona 220kV Marcona 220 Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo Aplica a todos los clientes libres y regulados, conectados en la Subestación Paramonga Existente. Aplica a todos los clientes libres y regulados, conectados desde la barra Ica 220, incluidos los SST Ica, Nazca, Palpa, Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incluyo, Pausa y Bella Unión. Aplica a los clientes libres y regulados, conectados desde la barra Marcona 220, incluidos los sistemas; Nazca, Palpa, ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 93 de 117
2da. terna línea 220kV Zapallal Chimbote (90,3%) Todas Puquio, Palpa Rural, Puquio Rural, Coracora, Chaviña, Incluyo, Pausa y Bella Unión. Aplica a toda la demanda de todos los clientes libres y regulados del SEIN. En ese caso en particular el ingresos tarifario se ha determinado con base a los resultados de precios en barra y flujos de la Fijación de Tarifas en Barra Mayo 2007 ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 94 de 117
Anexo D Análisis de la Opiniones y Sugerencias de REDESUR al Proyecto de Resolución ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 95 de 117
Análisis de la Opiniones y Sugerencias de REDESUR al Proyecto de Resolución REDESUR presentó, mediante Carta RDS N 212/2007 de fecha 19 de marzo de 2007, sus opiniones y sugerencias a la prepublicación de la Resolución de Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión correspondiente al Período 2007-2011, para las empresas que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, publicada el 05 de marzo de 2007 mediante Resolución OSINERG N 074-2007-OS/CD. En dicho documento, ISA PERÚ señala tomar en cuenta sus opiniones y sugerencias relacionadas con los siguientes temas: 1.- Costos de inversión reconocidos en el Proyecto de Resolución. 2.- Ajuste plurianual de los costos de operación y mantenimiento. D.1. Costos de Inversión reconocidos D.1.1. Opiniones y Sugerencias REDESUR solicita considerar como monto del VNR para la fijación de tarifas de su Sistema Principal de Transmisión (en adelante SPT ), el monto de los costos de inversión de sus SST. Es decir, solicita que se reconozca como parte del SPT el valor US$ 74 480,000, reajustado cada año por el índice pactado, con independencia de que la inversión corresponda a instalaciones del SPT o del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante SST ), toda vez que el Contrato consideró que el mecanismo para que pueda recuperar el total de su inversión es la tarifa correspondiente al SPT. Asimismo, señala que en tanto el OSINERMING no reconozca que el monto total de la inversión efectuada por REDESUR debe ser recuperada a través de la tarifa del SPT, el importe que debe considerar para efectos del cálculo de las tarifas correspondientes al SST debe ser equivalente a US$ 4 739 000, conforme lo ha reconocido en la presente regulación tarifaria. D.1.2. Análisis de OSINERGMIN El comentario de REDESUR resulta ser el mismo que ha venido planteando desde hace varios años. Es decir, se pretende que el VNR fijado por el Organismo Regulador, en US$ 74 480 000,00, comprenda únicamente las instalaciones de su SPT y no las instalaciones de su SST, las mismas que, en su concepto, deberían ser valorizadas conforme a la legislación común. Al respecto, se debe señalar que el OSINERGMIN ha venido sustentando en los últimos años, que habiendo resuelto administrativamente cuál es el VNR que debe tomarse en cuenta para la determinación del Peaje que corresponde a las instalaciones del SPT de REDESUR y consecuentemente cúal es el Costo de Inversión correspondiente a las instalaciones del SST de REDESUR, no cabe nuevo pronunciamiento sobre la materia, al haber quedado el asunto con una resolución de la administración (Resolución Nº 001-2000 P/CTE) que constituye cosa decidida y que, en su oportunidad, no fue sometida en sede judicial por la recurrente con la correspondiente acción contencioso administrativa, convirtiendo dicho acto administrativo en un acto firme. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 96 de 117
Por tal razón, el comentario de REDESUR, no se ajusta a las consideraciones legales aplicables al caso. D.2. Ajuste plurianual de los costos de operación y mantenimiento D.2.1. Opiniones y Sugerencias REDESUR precisa que los COyM reconocidos a través del Addendum N 4 al Contrato BOOT de REDESUR deben ser ajustados tomando como base el índice WPSSOP3500 igual a 156,3, correspondiente al valor vigente en junio 2005. Al respecto, REDESUR señala que al efectuarse el ajuste de los COyM del SST no se han considerado periodos plurianuales completos, como por ejemplo sí e ha efectuado en la liquidación correspondiente al SPT, oportunidad en la cual se ha tomado la variación del periodo completo, es decir, entre junio 2005 y junio 2006. En tal razón, solicita que en el caso del COyM del SST, al tratarse igualmente de un ajuste plurianual (dos años), corresponde efectuar el ajuste entre junio 2005 y junio 2007, y no como equivocadamente se indica en el Cuadro N 2-50 del Informe N 0055-2007-GART como variación entre junio 2005 y marzo 2007. D.2.2. Análisis de OSINERGMIN El 19 de junio de 2006, se suscribió la Addenda Nº 4 al Contrato BOOT, habiendo quedado solucionada en forma definitiva la controversia existente con relación al monto del Comí de las instalaciones del SST, fijándose en adelante, en US$ 150 606, monto que debe ser ajustado anualmente, por la variación en el Finished Goods and Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento del Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos de Norte América. Con relación a lo señalado por REDESUR respecto a que el OSINERGMIN debe considerar la variación ocurrida entre el mes de junio de 2005 y junio de 2007, se debe indicar que el objetivo de la Addenda Nº 4, en este extremo, fue el de fijar en definitiva el monto del COyM y establecer como índice base el de junio de 2005. En tal sentido, la Addenda no ha cambiado el Contrato respecto a la forma de cálculo que ha venido aplicando el OSINERGMIN, ni ha cambiado las oportunidades de la liquidación de las tarifas para el SPT y el SST. Dichos procesos de liquidación se han venido llevando a cabo, anualmente, con vigencia de mayo de determinado año a abril del año siguiente, encontrándose justificado que, en aplicación del Procedimiento de Liquidación de los Contratos BOOT, se tome como índice el último disponible en la oportunidad en que debe regularse, es decir el índice disponibles al mes de marzo. Por otro lado, la afirmación señalada por REDESUR que en la liquidación del SPT se haya reconocido periodos plurianuales, se debe precisar que no es correcta en vista que tanto en la liquidación del SPT y SST se ha considerado en mismo criterio de considerar el índice disponible al mes de marzo del año 2007. No obstante, es preciso señalar que tal afirmación de REDESUR podría corresponder a una interpretación equivocada de la hoja del cálculo de liquidaciones, razón por la cual se procederá con implementar indicaciones e instrucciones sobre el uso de la misma. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 97 de 117
Anexo E Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ENERSUR al Proyecto de Resolución ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 98 de 117
Análisis de la Opiniones y Sugerencias de ENERSUR al Proyecto de Resolución El presente Anexo contiene el análisis del documento Sugerencias y Opinión sobre el Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas y Compensaciones del Sistema Secundarios de Transmisión Correspondiente al Periodo 2007-2011, presentado por ENERSUR mediante documento ENR/138-2007 del 19 de marzo de 2007. E.1. Costos de Inversión Definitivos E.1.1. Opiniones y Sugerencias Respecto a lo mencionado en el Informe N 0055-2007-GART, sobre los costos de inversión empleados para las Ampliaciones (Chilca - San Juan y Zapallal-Paramonga-Chimbote), ENERSUR presenta comentarios en los términos siguientes: a) Que, las compensaciones y tarifas por los SST deberían establecerse sobre los montos de inversión finales verificados e inspeccionados por una entidad competente y no sobre montos programados y/o estimados. Agrega que es imprescindible que se efectúe esta labor y que debe existir un organismo competente que verifique los costos reales de inversión. b) Que, los montos de inversión estimados son muy altos con relación a los montos de inversión considerados por el OSINERGMIN. Para ello pone como ejemplo la regulación de tarifas del SST YUNCAN en la que el costo de una celda asciende a 541 miles US$ señalando que es muy inferior comparándolo contra el costo empleado para una celda del SST Chilca que asciende a 1,204 miles US$. Concluye luego preguntando Cómo puede haber tanta variación en los costos de inversión?. c) Que, las modificaciones menores 29 incluidas en la adenda de esta ampliación, están fuera del SST Chilca - San Juan y por tanto no debieran estar consideradas. Por cual, solicita que el OSINERGMIN indique claramente en qué SST lo está considerando E.1.2. Análisis de OSINERGMIN Sobre el comentario de ENERSUR, se debe señalar que la adenda al CONTRATO, suscrita el 31 de marzo de 2006, introdujo mecanismos para la ejecución de las Ampliaciones, en el numeral 4.2, Acápite C), del CONTRATO así modificado, se establece: Considerando que la remuneración de cada Ampliación deberá ser efectiva a partir de la fecha en que esta sea puesta en servicio, OSINERG fijará provisionalmente el monto de la Remuneración que corresponde a cada Ampliación utilizando el valor referencial de inversión consignado en la Cláusula Adicional de aprobación de la respectiva Ampliación y los criterios indicados en la sección B) del Procedimiento de Cálculo de la RAA. Dicha Remuneración Provisional será utilizada desde la puesta en servicio de la Ampliación hasta la fijación de su remuneración definitiva conforme al procedimiento antes descrito. En la liquidación anual establecida en el numeral 7.0 del Anexo 7, será saldada cualquier diferencia entre la Remuneración Provisional y la Definitiva de las Ampliaciones. 29 Las modificaciones menores incluidas en la adenda de la Ampliación 1 comprende el cambio de transformadores de corriente en los niveles de 220 kv y 60 kv, en las subestaciones Zapallal, Ventanilla, Chavarría, Callahuanca, Santa Rosa, Independencia e Ica con un monto preliminar total de US$ 1 344 353. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 99 de 117
Del texto trascrito se aprecia la necesidad que el OSINERGMIN fije provisionalmente el monto de la remuneración que le corresponde a REP por cada Ampliación, resultando imposible tener los montos definitivos al momento de la fijación de las tarifas y compensaciones de los SST, que empezará a regir el 1º de mayo del presente año, siendo que la Ampliación 1 (SST Chilca San Juan) entrará en servicio en el mes de julio. De allí que la Adenda ha previsto que regirá la Remuneración Provisional hasta que se tenga la Remuneración Definitiva, la cual será el resultado de una Auditoría de Costos y Gastos incurridos en la ejecución de la Ampliación, realizada por una Empresa Auditora independiente, tal como se menciona en el Acápite a) de la Cláusula 4.2 del Anexo 7 del CONTRATO. De lo expuesto, atendiendo lo dispuesto en el CONTRATO modificado por la Adenda del 31 de marzo de 2006, se concluye que no es posible emplear para la regulación, montos de inversión finales, tal como lo solicita ENERSUR. No obstante, se debe señalar que el propio CONTRATO, en la cláusula 4.2, establece un mecanismo para saldar cualquier diferencia entre el monto estimado y el monto final auditado en la siguiente liquidación anual, y por lo tanto corresponderá efectuar el reajuste en las compensaciones respectivas en la liquidación anual de REP siguiente al informe de auditoría. Con respecto, a la segunda parte del comentario de ENERSUR, referido al monto de las modificaciones menores incluidos como parte de la Adenda para la ejecución de la Ampliación 1, se debe mencionar que en las compensaciones por las líneas Chilca San Juan y las celdas en la subestación Chilca, no se han considerado dichos montos, así mismo, dichos montos no se han agregado a ningún sistema secundario en particular. En consecuencia no es factible el comentario y sugerencia planteado por ENERSUR. E.2. Asignación de Pago a la Demanda E.2.1. Opiniones y Sugerencias ENERSUR manifiesta que debe revisare el criterio por el cual el OSINERGMIN considera que el SST Chilca - San Juan debe ser asignado a la generación. Señala que se debe tomar en cuenta el cambio en la topología del SST, principalmente entre Chilca y San Juan, considerando que también la demanda se beneficia de dichas líneas ya que permite disponer de generación eficiente y disminuye los costos de abastecimiento de la demanda. En este sentido las compensaciones deben incluir a la demanda. E.2.2. Análisis de OSINERGMIN Se debe tener en cuenta que las instalaciones que existían entre la zona de Chilca y San Juan (Líneas 2207 y 2208), formaban parte del Sistema Mantaro Lima y que el pago de dicho sistema ha sido asignado a la generación. Por su parte, a la fecha se están construyendo centrales de generación en la zona de Chilca que para poder evacuar su energía deben conectarse al SEIN a través de dicho sistema. Por otro lado, mediante Adenda de 31 de marzo de 2006 del CONTRATO entre REP y el Estado Peruano se acordó la construcción de un conjunto de instalaciones entre la zona de Chilca y la Subestación San Juán en reemplazo de las que existían y que formaban parte del sistema Mantaro Lima. Por su parte en el numeral 3 de la Anexo 1 de la mencionada Adenda, se indica que dicho sistema Chilca San Juan ha surgido como consecuencia del desarrollo de proyectos de generación en la zona de Chilca. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 100 de 117
Por otro lado, el régimen de uso de las instalaciones en análisis no ha variado es decir dichas instalaciones son de uso exclusivo de la generación, y con mayor razón ahora, dado que se ha incrementado la cantidad energía inyectada por las centrales de generación. En ese sentido en aplicación del Artículo 139º del Reglamento de la LCE 30, las instalaciones destinadas a transportar electricidad proveniente de centrales de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión, serán remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores. Por su parte, el argumento empleado por ENERSUR, para señalar que se debe asignar el pago a la demanda debido a que dichas líneas permiten que la demanda se beneficie con generación eficiente, no es procedente. Ello se debe si se adoptara ese mismo criterio, también se podría asignar a la generación el pago de las instalaciones de transmisión que son uso exclusivo de la demanda, por cuanto mediante dicha línea se permite el incremento de la demanda, consecuentemente se incrementa los costos marginales y por tanto trae mayor beneficio para los generadores. Sobre este particular se debe aclarar que el criterio de beneficio se emplea únicamente cuando se trata de casos excepcionales, en este caso no se trata de un caso excepcional, ya que como se ha dicho instalaciones sirven para que las centrales generadoras puedan evacuar su energía, de no existir dichas instalaciones tales centrales no podrían evacuar su energía al Sistema Principal de Transmisión. Por lo expresado, no es factible el comentario y sugerencia presentado por ENERSUR. E.3. Empleo de Costos de Inversión de un SEA E.3.1. Opiniones y Sugerencias ENERSUR observa que al considerar los costos de inversión de las Adendas suscritas entre REP y el Estado por el SST Chilca San Juan, se está considerando un SST con una capacidad mayor a los 1000 MVA, el cual fue diseñado considerando el ingreso de posibles futuras centrales de generación; agrega que, sin embargo, actualmente no tienen la seguridad de que vayan a ingresar dichas centrales y que por tanto las compensaciones estarían siendo cargadas a los titulares de centrales de generación que si han efectuado inversiones para poner en servicio centrales a gas, con lo cual se incrementa sustancialmente los costos de transmisión ya que se estaría pagando por un SST actualmente sobredimensionado, perjudicando a las empresas de generación que realmente efectúan las inversiones. Añade ENERSUR que, si se efectúa la evaluación del Sistema Económicamente Adaptado considerando las instalaciones actuales y las comprometidas a ingresar en este año, la capacidad del SST requerido seria mucho menor y por tanto las compensaciones se adecuarían a la capacidad realmente requerida por el sistema. Culmina manifestando que el costo de las ampliaciones que se han efectuado pensando en posibles plantas de generación a instalarse en el futuro y que en la actualidad no son necesarias ni requeridas 30 Artículo 139 Las instalaciones destinadas a transportar electricidad proveniente de centrales de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión, serán remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores, los cuales pagarán una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de las instalaciones. El pago de esta compensación se efectuará en doce (12) cuotas iguales, aplicando una tasa de actualización mensual que utilice para sudeterminación la Tasa de Actualización anual a que hace referencia el artículo 79 de la Ley; ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 101 de 117
para evacuar la energía de las plantas actualmente existentes, no deberían ser asumidos por las empresas que en la actualidad están conectadas al referido SST. E.3.2. Análisis de OSINERGMIN Con base al mismo análisis respecto de los costos de inversión definitivos, contenido en el numeral E.1, se concluye que no es posible determinar el monto de inversión en base a lo solicitado por ENERSUR, toda vez que en la Adenda de 31 de marzo de 2006, suscrita entre REP y el Estado Peruano, que el OSINERGMIN se encuentra obligada a respetar, se establece los montos de inversión a reconocer y no se establece que dicho monto deba resultar de una definición por parte del OSINERGMIN mediante otro procedimiento. En este particular se debe señalar que al igual que en los Contratos de Concesión de modalidad BOOT (Build Own Operate and Transfer), el sistema otorgado en Concesión, materia del presente análisis ya define un monto de inversión con base aun sistema que fue producto de un análisis técnico previo. Así mismo, el tratar de determinar un monto con base a un sistema distinto al objeto del CONTRATO, originaría un desbalance entre lo que REP debe cobrar por dicha Ampliación 1 y lo que los usuarios de dichas instalaciones pagarían a REP (como se mencionó en el análisis del comentario precedente, las instalaciones de la Ampliación 1 son de uso exclusivo de la generación). En este caso, se debe tener en cuenta que de acuerdo al CONTRARO, REP debe cobrar una remuneración fija anual, denominada RA. Por lo tanto, si los generadores pagan un monto menor al que debe cobrar REP, serán todos los consumidores del SEIN quienes estarían pagando la diferencia para que REP cobre la RA, lo cual resulta ineficiente. En consecuencia no es factible atender la solicitud de ENERSUR. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 102 de 117
Anexo F Análisis de la Opiniones y Sugerencias de GLOBELEQ al Proyecto de Resolución ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 103 de 117
Análisis de la Opiniones y Sugerencias de GLOBELEQ al Proyecto de Resolución El presente Anexo contiene el análisis del documento Observaciones y Recomendaciones de GLOBELEQ al Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión Correspondiente al periodo 2007 2011, presentado por GLOBELEQ, mediante correo electrónico del 19 de marzo de 2007. F.1. Costos de Inversión Definitivos F.1.1. Opiniones y Sugerencias Respecto a lo mencionado en el Informe N 0055-2007-GART, sobre los costos de inversión empleados para las Ampliaciones (Chilca - San Juan y Zapallal-Paramonga-Chimbote), GLOBELEQ presenta comentarios en los términos siguientes: d) Que, las compensaciones y tarifas por los SST deberían establecerse sobre los montos de inversión finales verificados e inspeccionados por una entidad competente y no sobre montos programados y/o estimados. Agrega que es imprescindible que se efectúe esta labor y que debe existir un organismo competente que verifique los costos reales de inversión en los que ha incurrido REP. e) Que, los montos de inversión estimados son muy altos con relación a los montos de inversión considerados por el OSINERGMIN. Para ello pone como ejemplo la regulación de tarifas del SST YUNCAN en la que el costo de una celda asciende a 541 miles US$ señalando que es muy inferior comparándolo contra el costo empleado para una celda del SST Chilca que asciende a 1,204 miles US$. Solicita una explicación sustentada de dicho mayor costo. f) Que, las modificaciones menores 31 incluidas en la adenda de esta ampliación, están fuera del SST Chilca - San Juan y por tanto no debieran estar consideradas. Por cual, solicita que el OSINERGMIN indique claramente en qué SST lo está considerando e indicar porqué ha cargado los costos de estas modificaciones en el SST Chilca San Juan. F.1.2. Análisis de OSINERGMIN Los comentarios de GLOBELEQ son los mismos que los comentarios presentados por ENERSUR sobre este tema, por lo que también corresponde el mismo análisis contenido en el numeral E.1 precedente. F.2. Asignación de Pago a la Demanda F.2.1. Opiniones y Sugerencias GLOBELEQ manifiesta que debe revisare el criterio por el cual el OSINERGMIN considera que el SST Chilca - San Juan debe ser asignado a la generación. Señala que se debe tomar 31 Las modificaciones menores incluidas en la adenda de la Ampliación 1 comprende el cambio de transformadores de corriente en los niveles de 220 kv y 60 kv, en las subestaciones Zapallal, Ventanilla, Chavarría, Callahuanca, Santa Rosa, Independencia e Ica con un monto preliminar total de US$ 1 344 353. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 104 de 117
en cuenta el cambio en la topología del SST, principalmente entre Chilca y San Juan, considerando que también la demanda se beneficia de dichas líneas ya que permite disponer de generación eficiente y disminuye los costos de abastecimiento de la demanda. Agrega que las compensaciones deben incluir el pago de la demanda en un porcentaje no menor del 50%, tanto para las líneas de transmisión L-2093, L-2094, L-2095, así como de las dos celdas de conexión a la central térmica Kallpa de Globeleq. F.2.2. Análisis de OSINERGMIN Los comentarios de GLOBELEQ son los mismos que los comentarios presentados por ENERSUR sobre este tema, por lo que también corresponde el mismo análisis contenido en el numeral E.2 precedente. Adicionalmente, con respecto al comentario de GLOBELEQ en el sentido que también las dos celdas de conexión de la central térmica Kallpa se asignen como mínimo 50% a la demanda, cabe mencionar que dichas celdas también son de uso exclusivo de la generación, dado que de no existir las mencionadas celdas las centrales térmicas no podrían evacuar su energía. En consecuencia no es procedente lo solicitado por GLOBELEQ. F.3. Separación de Costos de Celdas F.3.1. Opiniones y Sugerencias GLOBELEQ señala que falta separar e indicar el costo de una celda de conexión a la central térmica Kallpa de GLOBELEQ. Menciona que OSINERGMIN ha indicado el costo total de dos celdas de conexión a la central térmica Kallpa de GLOBELEQ y que el monto total a ser pagado a REP lo ha atribuido a GLOBELEQ; agrega que GLOBELEQ solo va a ingresar con una unidad y que por tanto no debería pagar por dos celdas 220 kv desde el inicio de la operación comercial de la primera unidad. F.3.2. Análisis de OSINERGMIN Mediante la Adenda de 31 de marzo de 2001 del Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN ETESUR ( CONTRATO ), relativa a la Ampliación Nº 1 (SST Chilca San Juna), se establece el acuerdo para la ejecución del Proyecto de Construcción de la nueva Subestación Chilca REP y Ampliación de Capacidad de las Líneas de Transmisión existentes L-2090 y L-2208 en los tramos desde la Subestación San Juan hasta la futura Subestación Chilca REP. Mediante dicha Adenda se acuerda que REP construya 11 celdas de 220 kv en la subestación Chilca. Al respecto, en el numeral 3 del Anexo 1, de la referida Adenda se establece como justificación de dicha ampliación el desarrollo de proyectos de generación en la zona de Chilca (ENERSUR, GLOBELEQ y otras) y la necesidad de la conexión de subestaciones de demanda (Luz del Sur.) Como quiera que OSINERGMIN, en la prepublicación de las tarifas y compensaciones del presente procedimiento, ha asignado el pago de dos de las 11 celdas de conexión al titular de la CT Kallpa, GLOBELEQ; esta empresa manifiesta que sólo va a ingresar con una unidad de modo tal que no debería pagar por dos celdas 220 kv desde el inicio de la operación comercial de dicha primera unidad. Al respecto, se debe mencionar que posteriormente a la suscripción de la mencionada Adenda del 31 de marzo de 2006, se realizó una reunión con asistencia de la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, REP, ENERSUR, GLOBELEQ y LUZ DEL SUR, en la que los participantes acordaron la asignación de cada una de las ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 105 de 117
celdas en 220 kv de la Subestación Chilca de de REP, suscribiéndose un Acta con fecha 19 de mayo de 2006. Dicha acta fue remitida por el Ministerio de Energía y Minas mediante oficio Nº 414-2007-MEM/DGE de fecha 02 de abril de 2007. Señala, además, el Ministerio de Energía y Minas que en el plano Anexo a dicha Acta, suscrita por el representante de GLOBELEQ, se aprecia la disposición de planta con las celdas equipadas en la que figura las dos celdas asignadas a GLOBELEQ. Sobre este particular, al observar el contenido del plano adjunto al Acta (ver anexo a este capítulo), se puede identificar en efecto que figuran dos celdas asignadas a GLOBELEQ. En consecuencia, se concluye que las mencionadas celdas en cuestión fueron construidas para permitir que los nuevos proyectos de generación en la zona de Chilca puedan evacuar su energía al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), y no para conectar a instalaciones de demanda. El del caso resaltar, que por el mecanismo de pago de la Remuneración Anual (RA) de REP, establecido en el numeral 5.1 del Anexo 7 del CONTRATO, los pagos que no se asignen a un usuario específico de generación o de demanda, se añadirán al concepto de Peaje por Sistema Principal de Transmisión de REP, que debe ser pagado por todos los consumidores a nivel nacional. Ello significa que, el hecho de no asignar las celdas en la SE Chilca a la generación, originará que el monto de la misma pase a formar parte del Peaje por Conexión y por tanto será pagado por todos los consumidores. Es por ello, que si no se asignara dicha celda a la generación, se estaría actuando en contra del principio de la eficiencia 32 dado que se estaría trasladando el pago de dicha celda a la demanda para quien no fue construida dicha instalación. En consecuencia, dichas celdas deben asignarse a la generación y teniendo en cuenta el acuerdo entre las partes, al amparo de la citada facultad otorgada en a OSINERGMIN y con base al acuerdo de asignación de celdas suscrito entre las partes, corresponde asignar la responsabilidad de pago de las dos celdas de 220 kv a GLOBELEQ, por lo que no resulta procedente el comentario de esta empresa. F.4. Empleo de Costos de Inversión de un SEA F.4.1. Opiniones y Sugerencias GLOBELEQ observa que al considerar los costos de inversión de las Adendas suscritas entre REP y el Estado por el SST Chilca San Juan, se está considerando un SST con una capacidad mayor a los 1000 MVA, el cual fue diseñado considerando el ingreso de posibles futuras centrales de generación; agrega que, sin embargo, actualmente no tienen la seguridad de que vayan a ingresar dichas centrales y que por tanto las compensaciones estarían siendo cargadas a los titulares de centrales de generación que si han efectuado inversiones para poner en servicio centrales a gas, con lo cual se incrementa sustancialmente los costos de transmisión ya que se estaría pagando por un SST actualmente sobredimensionado, perjudicando a las empresas de generación que realmente efectúan las inversiones. Añade GLOBELEQ que, si se efectúa la evaluación del Sistema Económicamente Adaptado considerando las instalaciones actuales y las comprometidas a ingresar en este año, la capacidad del SST requerido seria mucho menor y por tanto las compensaciones se 32 Artículo. 14º. Principio de Eficiencia y Efectividad.- La actuación de OSINERG se guiará por la búsqueda de eficiencia en la asignación de recursos y el logro de los objetivos al menor costo para la sociedad en su conjunto. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 106 de 117
adecuarían a la capacidad realmente requerida por el sistema. Culmina manifestando que el costo de las ampliaciones que se han efectuado pensando en posibles plantas de generación a instalarse en el futuro y que en la actualidad no son necesarias ni requeridas para evacuar la energía de las plantas actualmente existentes, no deberían ser asumidos por las empresas que en la actualidad están conectadas al referido SST. Para culminar esta parte de la opinión, señala que se debe especificar que a mediados del 2007, GLOBELEQ debe pagar la alícuota que le corresponde a su potencia transportada y después de haber descontado la compensación pagada por la demanda. Por otro lado, GLOBELEQ, manifiesta que la industria eléctrica presenta características como costos con economías de escala y permanentes sobreofertas en la transmisión, debido a que no es posible un ajuste continuo y perfecto en el corto plazo entre la demanda y oferta de generación y transmisión; GLOBELEQ considera adecuado que cuando haya sobreinstalación en transmisión y que ésta haya sido instalada con una anticipación razonable y a su vez aprobada por la Autoridad, en ese caso, la misma sea pagada también por la demanda, aparte de su aporte obligatorio. Así la demanda tendría garantizado su crecimiento por un tiempo adicional; por lo cual es razonable que pague por dicha sobreoferta. F.4.2. Análisis de OSINERGMIN Los comentarios de GLOBELEQ son los mismos que los comentarios presentados por ENERSUR sobre este tema, por lo que también corresponde el mismo análisis contenido en el numeral E.3 precedente. Adicionalmente, con respecto a lo mencionado por GLOBELEQ en el sentido que sea la demanda quien asuma los costos de sobre equipamiento, se debe mencionar que ello no es factible de generalizar, dado que no todas las instalaciones son atribuibles a la demanda ni a la generación, en otras palabras no es factible de asignar a la demanda el pago de unas instalaciones que son de uso exclusivo con el argumento que representan sobre equipamiento. Lo mismo se podría argumentar en el sentido contrario, es decir, que el pago de instalaciones son de uso exclusivo de la de demanda y que estén sobre equipadas se asignen a la generación dado que de esa manera tiene asegurado el crecimiento de la demanda por un tiempo adicional. Como ya se mencionó, las instalaciones del SST Chilca - San Juan, fue construido para que las centrales de generación evacuen su energía, así mismo, dichas centrales se han conectado a un sistema que venía siendo pagado por la generación, la conexión de dichas centrales no ha cambiado el régimen de uso de estas instalaciones es decir el sentido del flujo de energía sigue siendo el mismo por tanto la calificación del SST Chilca - San Juan es de uso exclusivo de la generación, por lo que no corresponde asignar a la demanda el pago de dichas instalaciones. En consecuencia no es factible el comentario de GLOBELEQ. F.5. Compensación a Pagar por GLOBELEQ F.5.1. Opiniones y Sugerencias GLOBELEQ, solicita, que de acuerdo a sus opiniones anteriores, el Regulador disponga que la compensación mensual a pagar por GLOBELEQ por el ingreso de su primera unidad de la CT Kallpa, quede establecida de la siguiente forma: ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 107 de 117
a) Compensación Mensual por el uso de las líneas de transmisión L-2093, L-2094 y L-2095 ( CM_LT), en miles de Nuevos Soles - Pago de la Demanda = ( b ) + ( g) = 707.5 - Pago de GLOBELEQ = ( d ) = 74.5 - Pago del otro Generador = ( e ) = 149 - Total recibido por REP= 931 GLOBELEQ manifiesta que estos montos son asumidos para el efecto del ejemplo, y que el monto definitivo, sería revisado de acuerdo a su primer comentario. b) Compensación Mensual por el uso de las celdas de conexión a la central térmica Kallpa de GLOBELEQ, en miles de Nuevos Soles. - Pago de la Demanda = 47.7 - Pago de Globeleq = 47.7 - Pago del otro Generador = 0 - Total recibido por REP = 95.4 GLOBELEQ manifiesta que estos montos son asumidos para el efecto del ejemplo, y que el monto definitivo, sería revisado de acuerdo a su primer comentario. F.5.2. Análisis de OSINERGMIN Los montos que GLOBELEQ presenta, obedecen a la aplicación de sus comentarios y sugerencias contenidos en todos los numerales anteriores correspondientes a esta empresa, por lo que también le corresponde el mismo análisis. Con base a dichos análisis, no es factible aplicar el procedimiento propuesto por GLOBELEQ. ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 108 de 117
Anexo: F-1Oficio del Ministerio de Energía y Minas Sobre Asignación de Celdas a GLOBELQ ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 109 de 117
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Anexo G Índice Finished Goods Less Food and Energy ISA, REP y REDESUR para el periodo 2007-2011 Página 115 de 117
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