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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe OSINERG-GART/DGT N° 012A-2004

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

EGASA Regulación de 2004

Lima, 07 de abril de 2004

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/DGT N° 012A-2004

Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de EGASA Regulación de 2004 Página i

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por el OSINERG para la Fijación de las Tarifas y Compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión Santuario – Chilina 138 kV, de la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A., correspondiente a la regulación del año 2004.

Al respecto, de acuerdo con el análisis realizado por el OSINERG, se han efectuado los siguientes cambios, con relación a la propuesta final presentada por la empresa de electricidad:

• Respecto al pronóstico de la demanda, se ha considerado la demanda de todo el Sistema Arequipa incluyendo la carga del sistema Yura. Se ha empleado el mismo pronóstico del proceso regulatorio de SST del año 2003 y se ha considerado una tasa de crecimiento de la demanda de Yura de 0,5%.

• Respecto a la determinación del Sistema Económicamente Adaptado (SEA): Se ha cambiado la sección del conductor de la línea de transmisión de 240 mm2 a 200 mm2, se ha empleado un sistema de comunicaciones basado en trampa de onda en lugar de cable de guarda con fibra óptica; y, se está empleando la configuración topológica del SEA de Arequipa del año 2003, con configuración radial, en lugar de la configuración en anillo propuesto por EGASA.

• Respecto a los Costos de Inversión: Se han racionalizado los costos de la línea de transmisión con costos de mercado y se ha actualizado el valor de la tasa ad valorem CIF.

• Respecto a los Costos de Operación y Mantenimiento: No se ha considerado el costo de mantenimiento de la propuesta final de EGASA, por contener errores sustanciales, en su lugar, se ha considerado la información proporcionada por la misma EGASA como parte de sus opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución.

• Se ha racionalizado los costos de operación, principalmente en los rubros de servicio de movilidad de operadores y limpieza de las subestaciones. El costo de movilidad propuesto por EGASA, ascendente a US$ 15 000 anuales es bastante elevado, teniendo en cuenta que corresponde al traslado ida y vuelta de los operadores de las subestaciones Chilina y Santuario para lo cual, propone el alquiler de una camioneta a tiempo completo con un costo mensual de 12 250 US$. Al respecto se ha


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valorizado el costo de alquiler de movilidad considerando como tiempo de alquiler, el necesario para el traslado de los operadores.

• En el caso de limpieza, de la subestación Chilina, de igual manera, el costo propuesto por EGASA asciende que asciende a US 12 653 anuales, es muy elevado y no es congruente con el costo que paga EGASA por la limpieza de sus 7 centrales de generación, que asciende a US$ 15 999, que incluye un total de 6 operarios de limpieza. Al respecto, se ha procedido a racionalizar el rubro de limpieza, y se ha considerado como el costo equivalente el de un único operario para efectuar la limpieza de las dos subestaciones.

• Se ha actualizado el costo de gestión en proporción al costo de inversión del SEA.

• Respecto a la evaluación de peajes, ingreso tarifario y factores de pérdidas marginales: Se ha determinado el cálculo del cargo CPSEE01 de la Subestación Base Arequipa considerando toda la demanda del sistema Arequipa y Yura, a diferencia de EGASA que considera como demanda, únicamente la carga que circula por la línea como resultado de los flujos de carga. En el cálculo de tarifas, no se han considerado los factores de pérdidas propuestos, habida cuenta que los precios en las subestaciones Santuario 138 kV y Arequipa 138 kV son fijados en el proceso de Tarifas en Barra.

Por otro lado, la empresa EGASA presentó sus opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución, donde se debe resaltar lo siguiente:

• EGASA, solicita que no se considere el SEA contenido en su Propuesta Final de Tarifas, y que por el contrario se retome el SEA propuesto en su Propuesta Inicial, en el sentido que se debe incluir como parte del SEA un transformador en la subestación Chilina. EGASA sustenta esta solicitud sobre la base de la operatividad del transformador correspondiente al sistema de transmisión físico existente. Indica que el desconocer el peaje por el transformador 138/33kV significaría que en la práctica la demanda del sistema de Arequipa en 33 kV no sería abastecida por la energía entrante por la línea Santuario – Chilina.

El OSINERG considera que esta solicitud no es procedente, dado que, los Sistemas Secundarios de Transmisión se remuneran mediante precios regulados determinados sobre la base del Costo Medio de un Sistema Económicamente Adaptado, el cual no necesariamente es coincidente con el sistema eléctrico físico real. En efecto, el Sistema Económicamente Adaptado de Arequipa corresponde a un nivel de tensión de 138kV distinto al nivel de tensión 33kV del sistema eléctrico físico.

Se debe señalar que durante la Audiencia Pública, para la exposición de los criterios, metodología y resultados empleados por el OSINERG, llevada a cabo en la ciudad de Arequipa, se planteó una interrogante en el sentido que se aclaré porqué la línea en regulación debe ser asignada a la demanda.

• Al respecto, se ha tenido en cuenta el criterio de necesidad de existencia de la línea, es decir, si se retira una central de generación se analiza si es necesaria la existencia de la línea de transmisión, si acontece que no es necesaria, entonces dicha instalación debe ser asignada a la generación,


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debido a que esta sirve exclusivamente a la generación. En el caso particular de la línea Santuario – Chilina, si dejasen de existir las centrales Charcani y Chilina, esta línea seguiría siendo necesaria para abastecer de energía a la demanda.

• En el caso contrario, si no existiese la línea de transmisión, las centrales Charcani no se verían perjudicadas dado que las otras líneas Santuario -Socabaya tiene suficiente capacidad para que Charcani V puedan colocar toda su energía en el sistema interconectado a través de ellas. Lo mismo sucede con las centrales Charcani I, II, III y IV y VI, dado que la demanda local de Yura y Arequipa, supera la capacidad de dichas centrales, por lo que pueden colocar toda su producción.

Como resultado, el Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE) por las instalaciones del SST de EGASA es 0,1045 ctms S/. / kWh, en el cuadro siguiente se compara con la propuesta presentada por EGASA:

NT (Acumulado)

PropuestaOriginal EGASA

(A)

Propuesta Modificada

EGASA (B)

Propuesta OSINERG

(C)

A/C -1 Total

B/C -1 Total

Peaje MAT 0,6297 0,4028 0,1045 503% 285%

Estos cargos tarifarios han sido determinados con un Tipo de Cambio de 3,461 S/./USS$ y un índice de Precios al Por Mayor de 161,963973 que corresponde al 31 de marzo de 2004.

La variación porcentual con relación a la tarifa a usuario final en Arequipa es:

SISTEMA AREQUIPA COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE SECUNDARIO

(ctm. s/. S//kWh)

NT (Acumulado)

Valor Vigente1

(A)

Con Propuesta Original EGASA

(B)

Con Propuesta Modificada

EGASA (C)

Con Propuesta OSINERG

(D)

B/A -1 Total

C/A -1 Total

D/A -1 Total

BT5B-2 31,50 32,16 31,92 31,61 2,1% 1,3% 0,3% 1 Valor vigente a abril de 2004


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INDICE

1.INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 3 1.1 PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA.......................................................................4 2.ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS................................................ 6

3.PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA................................................................. 9 3.1 PROPUESTA INICIAL DE EGASA ..............................................................................11

3.1.1 Pronóstico de la Demanda .................................................................................... 11 3.1.2 Determinación del SEA.......................................................................................... 12 3.1.3 Determinación de los Costos de Inversión............................................................ 13

3.1.3.1 Línea de Transmisión............................................................................. 14 3.1.3.2 Subestaciones........................................................................................ 14 3.1.3.3 Sistema de Comunicaciones.................................................................. 14

3.1.4 Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento .............................. 15 3.1.4.1 Costos de Mantenimiento....................................................................... 15 3.1.4.2 Costos de Operación.............................................................................. 15 3.1.4.3 Costos de Gestión.................................................................................. 16

3.1.5 Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por EGASA............................ 16 3.2 PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA .................................................................................17 3.3 OBSERVACIONES DE OSINERG A LA PROPUESTA INICIAL DE EGASA....................18 3.4 ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES Y PROPUESTA FINAL DE EGASA ..................21 3.5 PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN..................................................27 3.6 SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA ................................................................................28 3.7 OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN PREPUBLICADO 28 3.8 ANÁLISIS DE OSINERG ..........................................................................................28

3.8.1 Pronóstico de la Demanda .................................................................................... 29 3.8.2 Determinación del SEA del SST de EGASA ......................................................... 30

3.8.2.1 Líneas y Subestaciones ......................................................................... 30 3.8.2.2 Comunicaciones..................................................................................... 31

3.8.3 Evaluación del Costo de Inversión ........................................................................ 33 3.8.4 Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento .................................... 34

3.8.4.1 Mantenimiento........................................................................................ 34 3.8.4.2 Operación............................................................................................... 35 3.8.4.3 Gestión ................................................................................................... 37 3.8.4.4 Seguridad ............................................................................................... 37 3.8.4.5 Seguros .................................................................................................. 37

3.8.5 Determinación de Tarifas para SST EGASA......................................................... 38 3.8.5.1 Factores de Pérdidas ............................................................................. 38 3.8.5.2 Cargo CPSEE01 .................................................................................... 38

3.8.6 Fórmula de Actualización ...................................................................................... 39 4.CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.............................................................. 41

5. ANEXOS 42 Anexo A Cuadros Comparativos.............................................................................. 43 Anexo B Análisis de las intervenciones realizados por los asistentes a la Audiencia

Pública de exposición del OSINERG ........................................................ 47 Anexo C Análisis de la Opiniones y Sugerencias de EGASA al Proyecto de

Resolución................................................................................................. 52 Anexo D Costos de Sistemas de Onda Portadora Registrados en Aduanas........... 62

6.REFERENCIAS........................................................................................................... 64



1. Introducción

El siguiente informe contiene el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante “OSINERG”), para la fijación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) Santuario – Chilina 138 kV de la Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. (en adelante “EGASA”), correspondiente a la regulación del año 2004.

Para la elaboración del referido informe se ha considerado el estudio técnico económico presentado por el titular del referido SST, de acuerdo con el procedimiento establecido en el Anexo B de la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobado mediante Resolución OSINERG No. 0001-2003-OS/CD; así como los estudios propios desarrollados, sobre el particular, por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG (en adelante “GART”).

Los principios y los procedimientos mediante los cuales se regulan las tarifas de electricidad en el Perú, se encuentran establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”), el Reglamento de la LCE y en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”.

El estudio realizado por el OSINERG determina los cargos de transmisión, definidos en los Artículos 44° y 62° de la LCE1, y en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE2. Estos cargos están constituidos por los factores

1 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes. (...) Artículo 62º.- Las compensaciones por el uso de las redes del sistema secundario de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía. (...)

2 Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en las barras unidas al Sistema Principal de Transmisión, mediante un sistema secundario, a que se refiere el Artículo 49º de la Ley, la Comisión observará el siguiente procedimiento: (...)



de pérdidas marginales, peajes y compensaciones por el uso de las instalaciones que conforman los SST; así como sus respectivas formulas de actualización.

1.1 Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de fijación de tarifas y compensaciones para los SST se inició antes del 13 de octubre de 2003 con la presentación de los “Estudios Técnico Económico con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones”, preparados por los titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su evaluación. De acuerdo con el procedimiento aprobado, las referidas propuestas, dentro de las cuales se encontraba la de EGASA, fueron consignadas en la página WEB del OSINERG hasta el 14 de noviembre de 2003.

Como parte del proceso regulatorio se convocó a Audiencia Pública, que se llevó a cabo el día viernes 05 de diciembre de 2003. En esta audiencia los titulares de SST tuvieron la oportunidad de sustentar sus propuestas de fijación de tarifas, recibieron los comentarios y observaciones de los asistentes y dieron una primera respuesta a las observaciones recibidas.

Posteriormente, el 12 de diciembre de 2003, el OSINERG remitió a los titulares de los SST los informes correspondientes con las observaciones encontradas a los estudios técnicos económicos señalados anteriormente.

Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por los titulares de transmisión con fecha 23 de enero de 2004. Los informes con las propuestas finales de las empresas concesionarias fueron consignados en la página WEB de OSINERG hasta el día 28 de enero de 2004.

c) Determinará el precio de Potencia de punta en Barra aplicando al precio en Barra de la respectiva barra del Sistema Principal de Transmisión un factor que incluya las pérdidas marginales de potencia. Al valor obtenido se agregará un peaje que cubra el Costo Medio del Sistema Secundario de Transmisión Económicamente Adaptado. El cálculo del peaje será efectuado de acuerdo a lo señalado en el Artículo 139º del Reglamento. Artículo 139º.- Las compensaciones a que se refiere el Artículo 62º de la Ley, así como las tarifas de transmisión y distribución a que se refiere el Artículo 44° de la Ley, serán establecidas por la Comisión. a) El procedimiento para la determinación de las compensaciones y tarifas para los sistemas

secundarios de transmisión, será el siguiente: El generador servido por instalaciones exclusivas del sistema secundario de transmisión,

pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de la respectiva instalación. El pago de esta compensación se efectuará en doce (12) cuotas iguales;

La demanda servida exclusivamente por instalaciones del sistema secundario de transmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de las respectivas instalaciones. Esta compensación que representa el peaje secundario unitario que permite cubrir dicho Costo Medio anual, será agregada a los Precios en Barra de Potencia y/o de Energía, o al Precio de Generación pactado libremente, según corresponda. El peaje secundario unitario es igual al cociente del peaje secundario actualizado, entre la energía y/o potencia transportada actualizada, según corresponda, para un horizonte de largo plazo.

b) Las compensaciones por el uso de las redes de distribución serán equivalentes al Valor Agregado de Distribución del nivel de tensión correspondiente, considerando los factores de simultaneidad y las respectivas pérdidas. El Valor Agregado de Distribución considerará la demanda total del sistema de distribución.

Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas generales establecidas anteriormente, serán tratados de acuerdo con lo que determine la Comisión, sobre la base del uso y/o del beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios. La Comisión podrá emitir disposiciones complementarias para la aplicación del presente artículo.



Con fecha 01 de Marzo, mediante Resolución OSINERG N039-2004-OS/CD, se prepublicaron los proyectos de Resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los SST, la misma que se encuentra publicada en la página web del OSINERG. Seguidamente, el día 22 de marzo de 2004 se realizó la Segunda Audiencia Pública en la que el OSINERG expuso los criterios, metodología y resultados contenidos en los citados proyectos de Resolución, y, los interesados realizaron las preguntas correspondientes.

Hasta el día 25 de marzo, se recibieron las opiniones y sugerencias respecto a los proyectos de Resoluciones, los que se encuentran publicados en la página web del OSINERG.

En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recolectada a lo largo del procedimiento descrito.



2. Aspectos Regulatorios y Metodológicos

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado en los Artículos 8° y 42° de la LCE3.

Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión principal y secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del literal b) de Artículo 43° de la LCE4. En el caso de las tarifas de transmisión, la referida regulación será efectuada por el OSINERG, independientemente de sí las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia. De forma similar el Artículo 62° de la LCE5 establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por el OSINERG.

Para cumplir con estos mandatos de la LCE y el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, OSINERG aprobó la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, cuyo Anexo B contiene el “Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”.

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.

4 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios: (...) b) Las tarifas y compensaciones a titulares de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...)

5 Artículo 62º.- Las compensaciones por el uso de las redes del sistema secundario de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía. (...)



Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, la LCE reconoce el Costo Medio de un Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”); tal como se señala en el Artículo 49° de la LCE6 y en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE.

El Costo Medio, está definido en el Anexo de la LCE7 y corresponde a los costos de inversión (en adelante “Costo Medio de Inversión”), operación y mantenimiento (en adelante “COyM”), en condiciones de eficiencia.

El SEA, también se encuentra definido en el Anexo de la LCE8 y corresponde al sistema eléctrico en el cual existe un equilibrio entre la oferta y demanda.

Con relación a la asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139° del Reglamento de la LCE, en concordancia con la Definición 17° del anexo de la LCE9, establece el procedimiento a seguir, en los casos en que una generación o una demanda está siendo abastecida por instalaciones exclusivas del SST. Así mismo, prevé las situaciones excepcionales que no se ajustan exactamente a ninguno de los dos casos anteriores, encargando al Regulador resolver las situaciones particulares que pudieran presentarse, indicando para éstas únicamente las directrices que deben tomarse en cuenta para su determinación.

Recientemente, mediante Decreto Supremo N° 029-2002-EM10 del 25 de septiembre de 2002, se dictaron disposiciones específicas para la

6 Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Costo Medio de dicho Sistema Económicamente Adaptado.

7 COSTO MEDIO: Son los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia.

8 SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO: Es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del servicio. Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adaptado.

9 SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISION: Es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal. Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una Barra del Sistema Principal de Transmisión.

10 Artículo 1°.- Para la aplicación del artículo 49° de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Sistema Económicamente Adaptado, para atender las demandas servidas exclusivamente por instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, deberá ser determinado considerando, también, los siguientes criterios: a. En los sistemas radiales se utilizará como demanda actualizada el valor presente de los flujos de

energía y/o potencia que permita transportar las respectivas instalaciones en condiciones de eficiencia. La demanda anual mínima a considerar será igual al 50% de la capacidad de transporte de dichas instalaciones;

b. En sistemas con otras configuraciones, las respectivas instalaciones de transmisión deberán permitir la atención eficiente de la demanda a la cual prestarán el servicio, cumpliendo con los estándares de calidad correspondientes;

c. La tarifa resultante para una demanda atendida por una línea radial, utilizando los cargos de transmisión correspondientes, en ningún caso podrá superar la tarifa resultante de un sistema térmico aislado típico A definido por OSINERG para la fijación de tarifas en barra.

Artículo 2°.- El horizonte de largo plazo para determinar el peaje secundario unitario a que se refiere el inciso a) del artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, será un período de quince (15) años. Para la determinación del componente de inversión del Costo Medio se considerará una vida útil de las instalaciones de transmisión de treinta (30) años y la tasa de actualización fijada en el artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas. Las tarifas de Transmisión Secundaria serán determinadas para cada concesionario.



determinación del SEA en las demandas que son servidas exclusivamente por SST.

Finalmente, siendo el presente un proceso de fijación de precios regulados para los Sistemas Secundarios de Transmisión, no corresponde revisar la actual composición del Sistema Principal de Transmisión (en adelante “SPT”). Dicha revisión, de acuerdo con lo señalado en el Artículo 132° del Reglamento de la LCE11, es efectuada cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el sistema.

DISPOSICIÓN TRANSITORIA Única.- Lo dispuesto en los artículos 1° y 2° del presente Decreto Supremo, es aplicable al proceso de regulación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión a partir del año 2003.

11 Artículo 132º. Las condiciones y criterios a considerarse para definir el Sistema Principal de Transmisión serán las siguientes: a) Deberá comprender instalaciones de alta o muy alta tensión; b) Deberá permitir el flujo bidireccional de energía; c) Cuando el régimen de uso de los sistemas no permite identificar responsables individuales por el

flujo de las mismas. Cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el sistema, se evaluarán los sistemas de transmisión calificados como principales y en mérito a las modificaciones que se hubieran presentado se procederá a su redefinición.



3. Proceso de Regulación Tarifaria

El proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones se lleva a cabo de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, LCE y en el Reglamento de la LCE, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM. El OSINERG, en aplicación del principio de transparencia contenido en el Artículo 8° del Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, ha incluido audiencias públicas dentro del procedimiento de regulación de las tarifas de generación, transmisión y distribución, con la finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestas tarifarias respectivas. En el esquema mostrado en el Cuadro Nº 3-1 se resume el proceso que se sigue para la fijación de las tarifas y compensaciones para los SST, correspondiente al año 2004.

El referido esquema, que obedece a las disposiciones legales vigentes, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de las tarifas y compensaciones en el SST.

Asimismo, con posterioridad a la decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración, a través de los cuales, los interesados pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.

Este estudio corresponde al análisis del Estudio Técnico – Económico presentado por EGASA, el mismo que contiene su propuesta de Tarifas y Compensaciones para las Instalaciones de su SST Santuario - Chilina 138 kV, cuyo SEA esta conformado por:

- Línea de Transmisión 138 kV Santuario – Chilina

- Celda de línea en 138 kV en la subestación Santuario

- Celda de línea en 138 kV en la subestación Chilina



Cuadro Nº 3-1 Procedimiento de Fijación de Tarifas y Compensaciones de SST – Año 2004



3.1 Propuesta Inicial de EGASA De acuerdo con lo dispuesto por el ítem a) y la Segunda Disposición Transitoria del “Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”, EGASA presentó, con fecha 24 de octubre de 2003, su Estudio Técnico-Económico conteniendo su Propuesta de Tarifas y Compensaciones del Sistema de Transmisión Santuario – Chilina 138 kV (en adelante “PROPUESTA INICAL”).

La PROPUESTA INICIAL de EGASA involucra lo siguiente:

(a) Análisis del Sistema Eléctrico.

(b) Pronóstico de la demanda.

(c) Determinación del Sistema Económicamente Adaptado ó SEA.

(d) Valorización del Sistema Adaptado:

• Costo de Inversión.

• Costos de Operación y Mantenimiento.

(e) Propuesta de Peaje Secundario para su Sistema de Transmisión.

3.1.1 Pronóstico de la Demanda Para el pronóstico de la demanda EGASA consideró un horizonte de 14 años, del 2004 al 2017 y realizó un pronóstico de la demanda de potencia que fluirá por su SST, sobre la base de la proyección de la máxima demanda de potencia del Sistema Arequipa. Para ello, ha considerado una demanda base para el año 2003 de 102,875 MW, que manifestó fue proporcionada por SEAL, y la proyectó con una tasa de crecimiento constante de 3,5%. Como resultado obtuvo una tasa de crecimiento de demanda de potencia en la Línea Santuario – Chilina de 4,41% anual.

EGASA determinó la proyección de la demanda de energía en la Línea de Transmisión Santuario - Chilina, empleando la potencia proyectada y asumiendo un factor de carga de 60% para el periodo 2003 – 2007, 65% para el periodo 2008 – 2012 y 67% para el periodo 2013 – 2017. El siguiente cuadro muestra los valores de demanda de la propuesta inicial del titular de transmisión.

Cuadro Nº 3-2 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004

SISTEMA AREQUIPA Año Potencia

kW Crecim.�MW

(%) 2004 106 350 2005 109 946 3,4% 2006 116 669 6,1% 2007 120 522 3,3% 2008 124 510 3,3%



Año Potencia kW

Crecim.�MW (%)

2009 128 637 3,3% 2010 132 909 3,3% 2011 137 330 3,3% 2012 141 906 3,3% 2013 146 642 3,3% 2014 151 544 3,3% 2015 156 618 3,3% 2016 161 869 3,4% 2017 167 304 3,4% 2018* 106 350 3,4%

Nota: EGASA determinó la proyección de la demanda hasta el año 2017, es decir para un horizonte de 14 años.

3.1.2 Determinación del SEA EGASA definió el SEA de su propuesta inicial, sobre la base del análisis para solucionar el problema de congestión que se presentaba en el sistema de transmisión existente de 33 kV del sistema eléctrico de Arequipa, el cual se alimentaba desde un sólo punto ubicado en la subestación Socabaya, antes de la construcción de la línea Santuario – Chilina.

Para lo cual, evaluó dos alternativas con el fin de demostrar que las instalaciones contenidas en su propuesta, corresponden al sistema más conveniente económica y técnicamente, para suministrar energía a la ciudad de Arequipa.

- Alternativa 1: Línea de Transmisión en 138kV Socabaya – Río Seco, la cual considera además una nueva subestación Río Seco de 138/33kV de 40 MVA. El costo total de esta alternativa es de 5 058 miles US$.

- Alternativa 2: (seleccionada) Línea de Transmisión en 138 kV Santuario – Chilina, con un costo total de 3 221 miles US$.

En ambas alternativas, EGASA basa su análisis sobre el sistema eléctrico existente de transmisión de Arequipa, el cual tiene una tensión en 33 kV.

Como resultado, el SEA propuesto inicialmente por EGASA consideró:


SEA DE PROPUESTA INICIAL EGASA Ítem Descripción

01 Línea de Transmisión 138 kV Santuario – Chilina, con conductor 240 mm2

02 Celda de línea 138kV en Subestación Santuario 03 Celda de línea - transformador en 138kV en Subestación Chilina04 Celda de transformador en 33kV en Subestación Chilina 05 Transformador 138/33kV, 60 MVA en Subestación Chilina 06 Sistema de comunicaciones (cable de fibra óptica)



En la figura siguiente se muestra el SEA de la propuesta inicial de EGASA

Figura Nº 3-1 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004

SEA DE PROPUESTA INICIAL EGASA

Fuente: Propuesta inicial de EGASA

EGASA señala además, que estas instalaciones entraron en servicio en agosto de 2002, desde entonces, permiten el tránsito de flujos de potencia de las empresas de generación como EGEMSA y SAN GABÁN, para atender a clientes libres ubicados en el anillo de SEAL. En tal sentido, EGASA, sostiene se trata de una instalación que debe ser pagada por la demanda.

3.1.3 Determinación de los Costos de Inversión Para la determinación de los costos de inversión, EGASA en su PROPUESTA INICIAL, ha realizado una valorización ad-hoc de cada ítem de su SEA propuesto. Los costos totales de inversión están compuestos por costos de línea, costos de subestaciones y costos del sistema de comunicaciones. Los aspectos más resaltantes de la PROPUESTA INICIAL se resumen a continuación.

SST DE EGASA

SST de SEAL Existente en 33kV



3.1.3.1 Línea de Transmisión EGASA ha determinado el costo de la línea Santuario – Chilina 138 kV sobre la base de una valorización de metrados y costos unitarios de las partidas que la conforman, sin embargo no presentó los análisis de los costos unitarios, el material de los conductores empleado es aleación de aluminio de 240 mm2, los materiales de las estructuras son estructuras metálicas, y los aisladores son de porcelana.

El costo total está compuesto por costos directos e indirectos. Los costos directos por las obras civiles y obras electromecánicas. Los costos indirectos comprenden gastos generales y utilidades del contratista (15% de los costos directos).

3.1.3.2 Subestaciones El costo de las subestaciones está compuesto por las celdas de conexión (línea y transformador) y el transformador. Los costos de las celdas de transformación y de línea están conformados por costos directos e indirectos. Los costos directos están conformados por obras civiles, obras electromecánicas gastos generales y utilidades del contratista.

Sobre los costos de celdas y transformador se tiene un agregado correspondiente a los costos indirectos, lo cuales están conformados por: el costo del terreno (1 a 1,5% del costo directo), los gastos de ingeniería y supervisión (5% del costo directo), gastos financieros (4% del costo directo) y gastos administrativos (4% del costo directo).

3.1.3.3 Sistema de Comunicaciones EGASA propone un sistema de comunicaciones, conformado por un cable de guarda con fibra óptica (OPGW), montado sobre las estructuras de la línea de transmisión; y, equipos terminales de fibra óptica.

El costo del sistema de comunicaciones se compone por costos directos e indirectos. Los costos directos lo conforman el cable de guarda, ingeniería de detalle y pruebas, gastos generales y utilidades del contratista. Los costos indirectos están conformados por costos de ingeniería y supervisión (5% del costo directo), gastos financieros (5% del costo directo) y gastos administrativos (5% del costo directo).

El Cuadro Nº 3-4 resume los costos de inversión propuestos por EGASA:




PROPUESTA INICIAL EGASA COSTO DE INVERSIÓN

(Miles US$) Año Líneas Subestaciones NE Total

2004 922 2 037 262 3 221 2005 922 2 037 262 3 221 2006 922 2 037 262 3 221 2007 922 2 037 262 3 221 2008 922 2 037 262 3 221 2009 922 2 037 262 3 221 2010 922 2 037 262 3 221 2011 922 2 037 262 3 221 2012 922 2 037 262 3 221 2013 922 2 037 262 3 221 2014 922 2 037 262 3 221 2015 922 2 037 262 3 221 2016 922 2 037 262 3 221 2017 922 2 037 262 3 221 2018 922 2 037 262 3 221

3.1.4 Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento

Los costos de operación y mantenimiento, en la PROPUESTA INICIAL de EGASA, están compuestos por: costos directos de mantenimiento, costos de operación, costos de gestión y seguridad.

3.1.4.1 Costos de Mantenimiento

EGASA ha obtenido los costos directos de mantenimiento a partir de módulos de mantenimiento de líneas y subestaciones.

Los módulos están compuestos por actividades, recursos, frecuencia y alcance requeridos por cada actividad, tanto para líneas como para subestaciones.

Así mismo, los módulos de mantenimiento incluyen los costos del personal propio de la empresa que interviene directamente en las actividades de supervisión.

3.1.4.2 Costos de Operación EGASA ha considerado que las subestaciones son atendidas por operadores, así mismo, considera que el costo de mano de obra y servicios asignables a las celdas de su SST, equivalen al 40% del costo total por estos conceptos.

Los costos de operación comprenden el personal de operaciones, costos de servicios, vehículos y herramientas.



3.1.4.3 Costos de Gestión Estos costos lo conforman los costos indirectos de gestión personal y los costos no personales asignados al SST EGASA.

Para la determinación de los costos de personal indirecto asignado a transmisión, EGASA propuso una estructura organizacional teórica para la empresa EGASA con un total de 51 personas, distribuidas en una Gerencia General, una Gerencia de Operaciones, una Unidad de Operación, una Unidad de Mantenimiento y 5 Unidades de Negocios. Ha valorizado el costo de gestión personal asignable al SST EGASA, a partir de esta estructura, de haberes mensuales y factores de dedicación a la actividad de transmisión de cada puesto, y adicionalmente por un factor de 25% que representa la dedicación del personal al SST EGASA.

En el caso de gastos de gestión no personal, EGASA ha asumido un porcentaje equivalente al 30% del costo de gestión personal, sobre el cual no presentó ningún sustento

En el Cuadro Nº 3-5 se muestran los costos de Operación y Mantenimiento de su PROPUESTA INICIAL.


PROPUESTA INICIAL EGASA COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Miles US$) Año Operación Mantenimiento Gestión, y

Seguridad Total

2004 40 22 42 104 2005 40 22 42 104 2006 40 22 42 104 2007 40 22 42 104 2008 40 22 42 104 2009 40 22 42 104 2010 40 22 42 104 2011 40 22 42 104 2012 40 22 42 104 2013 40 22 42 104 2014 40 22 42 104 2015 40 22 42 104 2016 40 22 42 104 2017 40 22 42 104 2018 40 22 42 104

3.1.5 Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por EGASA

A partir de los costos de explotación señalados en las secciones anteriores, EGASA ha determinado el Costo Medio de su SEA propuesto.

Para la determinación del Peaje Secundario Unitario (en adelante “PSU”) para SST EGASA, la empresa ha considerado el valor actual neto de los costos



anuales entre el valor actual de las cargas anuales de energía que circulan por la línea de transmisión.

Cabe señalar, que el valor propuesto por EGASA como cargo de peaje unitario, tiene varios errores de cálculo, debido entre otros, a que fue calculado sin considerar el ingreso tarifario, además de considerar el íntegro del costo de inversión al inicio del período en lugar de las anualidades del mismo.

EGASA no ha incluido en su PROPUESTA INICIAL los factores de pérdidas marginales de potencia, factores de pérdidas marginales de energía, ni las formulas de actualización.

En el Cuadro Nº 3-6 se muestra los peajes propuestos por EGASA en su PROPUESTA INICIAL:


PROPUESTA INICIAL EGASA PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS

(ctms. S/./kWh)

Concepto Ctms S/. /kW h

Transformación 0,2411 Transmisión 0,3886

Total 0,6297

EGASA considera que el pago del peaje propuesto se asigne a la demanda.

3.2 Primera Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia pública para el 05 de diciembre de 2003, con el objeto que EGASA, al igual que el resto de los titulares de transmisión, exponga su propuesta de tarifas y compensaciones para la regulación tarifaria del año 2004.

En concordancia con lo anterior, se dispuso la publicación en la página WEB del OSINERG, de los estudios técnico-económico presentados por los titulares de transmisión con el propósito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a los estudios mencionados y, contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios, relacionados con los estudios tarifarios, durante la realización de la audiencia pública.

De esta forma, se promueve la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento Administrativo General.



3.3 Observaciones de OSINERG a la Propuesta INICIAL de EGASA

Con fecha 12 de diciembre de 2003, el OSINERG, a través del Informe OSINERG-GART/DGT N° 071-2003, comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al estudio técnico económico presentado por EGASA. En este mismo informe se incluyeron las observaciones y/o comentarios emitidos por los interesados durante la primera audiencia pública.

El referido documento ha sido consignado en la página WEB de OSINERG con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, al igual que en el caso de la propuesta de los titulares de transmisión, tuvieran acceso al documento mencionado y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas de la audiencia pública. Las principales observaciones planteadas por el OSINERG fueron las siguientes:

Las observaciones realizadas a la PROPUESTA INICIAL se clasifican en generales y específicas. Las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas.

Observaciones Generales

(a) EGASA no ha considerado una evaluación integral del SST de Arequipa, dentro del cual está ubicado su SST, teniendo en cuenta que el SST de propiedad de SEAL fue determinado en el proceso regulatorio del año 2003 y que las instalaciones correspondientes a un SEA no son necesariamente las existentes.

(b) EGASA ha propuesto, que el pago de las instalaciones propuestas se asigne la demanda, manifestando que en virtud a dichas instalaciones se descongestionaron las líneas del Sistema Secundario Transmisión de Arequipa. Al respecto, se indicó a EGASA que determine la asignación de las responsabilidades de pago de las instalaciones adaptadas propuestas sobre al base de los criterios establecidos en el Artículo 139º del Reglamento de la LCE.

(c) EGASA no ha alcanzado la documentación que sustente los costos unitarios de los recursos empleados tanto en inversión como en operación y mantenimiento. Al respecto, se indicó que deberá presentar la información que sustente los costos unitarios de los equipos, materiales, herramientas, maquinarias y personal utilizados.

(d) La información presentada en la PROPUESTA INICIAL no contiene los cálculos justificativos. Se indicó a EGASA que presente los cálculos en forma impresa y, adjunte los archivos magnéticos correspondientes, conservando las fórmulas y vínculos de manera que permitan su revisión.



Observaciones Específicas

Con relación al pronóstico de la demanda:

(e) EGASA no presentó el sustento de los factores de carga, ni de la tasa de crecimiento de la potencia asumidos; así mismo, empleó un horizonte de estudio del 2003 a 2017, no considerando el año 2018.

(f) No presentó el sustento del valor de demanda para el año 2003 empleada como base para su proyección.

Con relación a la determinación del SEA:

(g) No ha considerado la valorización de las pérdidas ni los costos de operación y mantenimiento en la evaluación de las alternativas.

(h) Presentó un sistema de comunicaciones basado en fibra óptica sin el sustento correspondiente. Al respecto, deberá emplear un sistema que resulte ser el más económico, a partir de la evaluación de distintas alternativas.

(i) No alcanzó archivos conteniendo los cálculos de sustento para la determinación del SEA.

Con relación al costo de inversión:

(j) No presentó el análisis de costos unitarios que sustente las partidas de obras civiles y montaje electromecánico de la línea, subestaciones y el sistema de comunicaciones propuestos.

(k) No presentó ningún sustento de los costos unitarios de equipos y materiales empleados.

(l) No presentó los cálculos justificativos de los metrados de las instalaciones que valoriza, tales como peso de las estructuras, concreto, acero de refuerzo, encofrado, excavación, entre otros.

(m) No presentó el sustento de los costos de partidas globales en módulos de subestaciones, tales como cables de control, red de tierra profunda, sistema de barras y estructuras metálicas.

(n) No presentó el sustento de los costos comunes e indirectos asumidos en las subestaciones Chilina y Santuario.

(o) No presentó el sustento de los costos directos varios ni costos indirectos asumidos en la línea de transmisión.

(p) Ha realizado una asignación excesiva del costo de comunicaciones (100%) a la transmisión, teniendo en cuenta que estas instalaciones también se utilizan por en la actividad de generación.

(q) No presentó el sustento de los costos directos varios y costos indirectos asumidos para el sistema de comunicaciones.



Con relación a los costos de operación y mantenimiento:

Mantenimiento

(r) No ha considerado el valor del dinero en el tiempo para determinar el costo anual de operación y mantenimiento (OyM).

(s) No se ha presentado la información que sustente los costos unitarios de los recursos empleados en los módulos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad.

(t) No ha considerado el rendimiento en el cálculo del costo total de los “repuestos y materiales” en las actividades de mantenimiento, lo cual ocasiona una sobre estimación del costo de mantenimiento.

(u) Error en el empleo de unidades de dólares en lugar de soles.

(v) Los costos de supervisión de mantenimiento se duplican, dado que los valorizan tanto en los módulos de mantenimiento como en los costos de gestión personal.

(w) Se ha considerado un rendimiento bajo en la actividad de limpieza de aisladores.

(x) Se ha incluido el costo de mantenimiento de celda de medición, la cual no es parte de las instalaciones del SST EGASA.

Operación

(y) EGASA manifiesta que ha considerado el 40% del total del costo de operación de las subestaciones Santuario y Chilina, en razón que estas son subestaciones existentes; sin embargo, en los cálculos efectuados no se ha considerado dicho factor de asignación, ya que realmente ha empleado el 100% del costo de operación de dichas subestaciones.

(z) Falta el sustento de los costos de servicios empleados en la operación de las subestaciones.

Gestión

(aa) Los sueldos propuestos para los cargos gerenciales están sobre los costos de mercado.

(bb) EGASA consideró que a las instalaciones propuestas les corresponde un costo de gestión equivalente al 25% del costo total de gestión de EGASA. Esta empresa no ha presentado ningún sustento de dicho porcentaje, el cual por otro lado, es bastante elevado, teniendo en cuenta que la principal actividad de la empresa es la generación con 5 centrales de generación hidráulica y 2 centrales de generación térmica

(cc) La estructura organizacional de su PROPUESTA INICIAL corresponde a toda la empresa EGASA, dentro de la cual ha considerado unidades de negocios cuya función no está claramente definida ni sustentada.

(dd) No ha presentado ningún sustento del rubro “otros costos de gestión” ni del monto propuesto para el rubro de seguridad.



Con relación a la valorización a los peajes, factores de pérdidas y fórmulas de actualización:

(ee) Se han cometido errores en el cálculo del peaje: consideró el total de la inversión al inicio del horizonte en lugar de la anualidad12, se ha empleado erróneamente sólo la carga que fluye por la línea en lugar del total de la demanda, no se ha considerado los valores mensuales de energía

(ff) No ha realizado el análisis para determinar el valor de la demanda empleado en el cálculo del peaje, de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 1º, literal a) del Decreto Supremo 029-2002-EM.

(gg) No ha incluido en la PROPUESTA INICIAL, los valores de los factores de pérdidas marginales de potencia y de energía, tampoco se ha propuesto valores de ingreso tarifario ni fórmulas de actualización.

3.4 Absolución de las Observaciones y Propuesta Final de EGASA

El 23 de enero de 2004, EGASA remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG y presentó un informe con los resultados modificados de su estudio (en adelante “PROPUESTA FINAL”), cuyo contenido se resumen como sigue:

Con relación al pronóstico de la demanda se tiene lo siguiente:

(a) EGASA, no ha cambiado la metodología de pronóstico de demanda, sin embargo ha modificado los valores de tasa de crecimiento y máxima demanda del año base. Para la tasa de crecimiento, EGASA manifiesta que utiliza el valor determinado en la regulación del año 2003 igual a 2,91%, y para la demanda base emplea un nuevo valor de 102,730 MW, que manifiesta es dato proporcionado por la empresa SEAL.

Como resultado, los valores del pronóstico de demanda de su PROPUESTA FINAL son:


PROPUESTA FINAL EGASA DEMANDA SISTEMA AREQUIPA Año Potencia

kW Crecim.MW

(%) 2003 102730 - 2004 105719 2,91% 2005 108796 2,91% 2006 111962 2,91% 2007 115220 2,91%

12 Artículo 2º del Decreto Supremo Nº 029-2002-EM, “Para la determinación del componente de inversión del Costo Medio se considerará una vida útil de las instalaciones de transmisión de treinta (30) años y la tasa de actualización fijada en el Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas.....”.



Año Potencia kW

Crecim.MW (%)

2008 118573 2,91% 2009 122023 2,91% 2010 125574 2,91% 2011 129228 2,91% 2012 132989 2,91% 2013 136859 2,91% 2014 140842 2,91% 2015 144940 2,91% 2016 149158 2,91% 2017 153498 2,91% 2018 157965 2,91%

Con relación a la determinación del SEA:

(b) EGASA manifiesta que ha tomado en cuenta el SEA definido para la ciudad de Arequipa en la regulación de SST del Año 2003. Sin embargo, se observa diferencias entre el SEA empleado por EGASA y lo determinado en el año 2003:

- No incluye la línea Jesús – Rió Seco, ni la subestación Rió Seco.

- Incrementa las subestaciones Challapampa y San Lázaro y la línea 138 kV Chilina – Challapampa – Parque Industrial.

EGASA justifica su propuesta, indicando que bajo esa configuración en anillo, se reducen las pérdidas del sistema, sin embargo no presenta los cálculos que sustente esa afirmación.

(c) El SST propuesto ya no incluye el transformador en la subestación Chilina 138/33 kV, 60 MVA, ni sus respectivas celdas.

(d) EGASA ha presentado los cálculos de selección del conductor y el reporte de flujo de carga de los años 2004 y 2018 para el SEA propuesto, sin embargo no adjunta los archivos magnéticos de flujos de carga correspondientes.

Como resultado, el SEA propuesto finalmente por EGASA consideró:


SEA DE PROPUESTA FINAL EGASA Ítem Descripción


02 Celda de línea doble barra 138kV en Subestación Santuario 03 Celda de línea simple barra 138kV en Subestación Chilina 04 Sistema de comunicaciones (cable de fibra óptica)

En la figura siguiente se muestra el SEA de la propuesta final EGASA




SEA DE PROPUESTA FINAL DE EGASA

Con relación a la responsabilidad de pago:

EGASA justifica la asignación de responsabilidad de pago a la demanda, manifestando que en merito a ella se ha evitado que colapse el sistema de transmisión 33 kV de la ciudad de Arequipa. Así mismo, indica que la mencionada línea no fue construida para evacuar energía de la central hidroeléctrica Charcani V, puesto que, hasta antes de su puesta en servicio, EGASA evacuaba toda la energía generada sin limitaciones al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional a través de las líneas 138 kV Santuario - Socabaya y Santuario – Tintaya.

Así mismo, indica que el SEA de Arequipa, determinado en la regulación de SST del año 2003, considera como punto de suministro a la barra Chilina en 138 kV.

Con relación al costo de inversión:

(e) Se observa que el costo de la línea de transmisión se ha elevado con respecto a su propuesta inicial, de US$ 951 628 a US$ 1 041 611, debido principalmente al incremento en la partida de acero refuerzo para las fundaciones y por modificación en los costos indirectos: costos de servidumbre, costos de ingeniería y supervisión (5% de costo directo), administración (2% del costo directo), gastos financieros (4% de costo

SST DE EGASA

SEA de Regulación 2003 MODFIICADO*

*Instalaciones añadidas

*Se retiró la SE Rió Seco y la línea Jesús – Rió Seco



directo). EGASA adjunta su análisis de costos unitarios de montaje y metrado de las fundaciones.

(f) La valorización de subestaciones se ha reducido de US$ 2 036 949 en su PROPUESTA INICIAL a 589 587, debido fundamentalmente a la modificación realizada en el SEA ya que no se considera el transformador de 138/33 kV, 60 MVA, inicialmente incluido. EGASA sustenta la valorización de las celdas de línea en las subestaciones Santuario y Chilina sobre la base de análisis de costos unitarios y metrados justificados mediante hojas de cálculo.

(g) EGASA presenta como sustento de los costos de inversión de su PROPUESTA FINAL la siguiente documentación: extracto de la revista Costos, un resumen de la liquidación de obra de la línea de transmisión Santuario - Chilina y subestaciones.

Con relación a los costos de operación y mantenimiento:

Mantenimiento

(h) EGASA no modificó su metodología basada en módulos conformados por actividades de mantenimiento, alcances y frecuencias. A lo cual, ha adicionado el efecto del costo del dinero en el tiempo, empleando la tasa de descuento indicada en el Artículo 79º de la LCE.

(i) En las subestaciones mantiene las frecuencias y alcances empleados en la PROPUESTA INICIAL, sin embargo sigue incluyendo el mantenimiento de la celda de medición, a pesar que dicha celda no existe en el SST propuesto.

(j) En el caso de la línea Santuario - Chilina, EGASA ha realizado cambios en las frecuencias y alcances de las actividades de mantenimiento, así mismo, ha eliminado actividades como supervisión a terceros, mantenimiento y reparación de cercos de protección, y por otro lado ha incrementado otras actividades como reparación de cables de guarda, pintado de estructuras y mantenimiento de caminos de acceso. Con lo que el costo total de mantenimiento de línea se redujo de US$ 18 470 a US$ 16 524.

(k) Se observa que el costo de mantenimiento total en subestaciones se ha incrementado con respecto a la PROPUESTA INICIAL de US$ 3 896 a US$ 9 547, a pesar que en la PROPUESTA FINAL ya no se cuenta con el transformador de 138/33 kV.

Operación de Subestaciones

(l) Se observa que la metodología de cálculo de costos de operación de subestaciones no ha variado, sin embargo han efectuado modificaciones en cuanto a la cantidad de personal, ha añadido los cargos de técnico y supervisor, así mismo se ha incrementado considerablemente el monto anual por mantenimiento y limpieza de las subestaciones.

(m) El costo unitario total de operación de las subestaciones se ha incrementado, sin embargo, al prorratear este costo entre cuatro celdas que conforman las subestaciones, el costo resultante es menor que la



PROPUESTA INICIAL, ya que en ella no se realizó dicho prorrateo. Con lo que el costo total de operación de subestaciones se ha reducido de US$ 39 658 a US$ 28 058.

(n) EGASA presenta, como sustento de los costos de servicios, los contratos de limpieza de las centrales de generación de EGASA, los recibos por consumo de agua y costos por servicio de energía.

Gestión

(o) EGASA ha reformulado su propuesta de costos de gestión, para lo cual ha diseñado una nueva estructura organizacional de toda la empresa EGASA. Los costos del personal, los ha asignado al Costo de Operación y Mantenimiento mediante porcentajes de dedicación a esta actividad; luego, los ha asignado al SST propuesto en forma proporcional a su costo de inversión frente al costo total de la Empresa EGASA, para lo cual ha presentado como sustento el valor Base de privatización de esta empresa

(p) EGASA ha empleado remuneraciones de personal basado en la política remunerativa del FONAFE.

(q) En cuanto a los costos de gestión no personal, EGASA ha cambiado su metodología de cálculo. En lugar de emplear un factor global de 30% del costo de gestión personal, emplea una metodología basada sobre los costos históricos del año 2002, de los cuales asigna el 2% al COyM y posteriormente los asigna al SST propuesto en forma proporcional a su costos de inversión en relación al costo total de la Empresa EGASA.

(r) EGASA presenta, como sustento de los costos de servicios, los contratos de limpieza de las centrales de generación de EGASA, los recibos por consumo de agua y costos por servicio de energía.

Seguridad

(s) EGASA presenta una valorización del costo de seguridad compuesto por costos de personal, implementos de seguridad, equipos de seguridad y mantenimiento de señalización y equipo contra incendios.

(t) EGASA presenta como sustento copia del contrato de locación del servicio de vigilancia de sus instalaciones.

Seguros

(u) EGASA incluye un costo de seguro, por las instalaciones del SEA, equivalente al 3 por mil del costo de inversión, sustenta su propuesta manifestando que es la tasa empleada en la regulación del SST año 2003.

Con relación a los peajes, factores de pérdidas y fórmulas de actualización:

(v) EGASA ha incluido en su PROPUESTA FINAL, valores de factores de pérdidas marginales de energía y potencia; así como, la fórmula de actualización.



(w) EGASA propone valores de ingreso tarifario determinados sobre la base de un cálculo que incluye los factores marginales de pérdidas, las tarifas de potencia y energía en la barra Santuario y la distribución mensual de la energía anual.

(x) En el cálculo del peaje, EGASA no ha empleado el valor presente de los montos mensuales de energía, además sigue empleando el valor de la carga que fluye por su línea y no el valor de la demanda del sistema eléctrico Arequipa.

(y) Finalmente, el peaje unitario acumulado de la PROPUESTA FINAL se ha reducido de 0,6297 a 0,4028 ctms S/. kWh, debido fundamentalmente a que el SEA no considera el transformador de 138/33 kV incluido en la PROPUESTA INICIAL.

En los siguientes cuadros se resumen la PROPUESTA FINAL de EGASA después de la absolución de las observaciones. El Cuadro Nº 3-9 presenta los costos de inversión propuestos, el Cuadro Nº 3-10 presenta los costos de operación y mantenimiento, el Cuadro Nº 3-11 presenta los Peajes Unitarios Secundarios propuestos y el Cuadro Nº 3-12 presenta los factores de pérdidas marginales de potencia y energía.

Cuadro Nº 3-9 Fijación Tarifas Y Compensaciones En SST - Año 2004

PROPUESTA FINAL EGASA COSTO DE INVERSIÓN

(Miles US$) Año Líneas Subestaciones CC y NE Total

2004 1 042 590 235 1 866 2005 1 042 590 235 1 866 2006 1 042 590 235 1 866 2007 1 042 590 235 1 866 2008 1 042 590 235 1 866 2009 1 042 590 235 1 866 2010 1 042 590 235 1 866 2011 1 042 590 235 1 866 2012 1 042 590 235 1 866 2013 1 042 590 235 1 866 2014 1 042 590 235 1 866 2015 1 042 590 235 1 866 2016 1 042 590 235 1 866 2017 1 042 590 235 1 866 2018 1 042 590 235 1 866



Cuadro Nº 3-10 Fijación Tarifas Y Compensaciones En SST - Año 2004

PROPUESTA FINAL EGASA COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Miles US$) Año Operación Mantenimiento Gestión, y

Seguridad Total

2004 28 26 9 63 2005 28 26 9 63 2006 28 26 9 63 2007 28 26 9 63 2008 28 26 9 63 2009 28 26 9 63 2010 28 26 9 63 2011 28 26 9 63 2012 28 26 9 63 2013 28 26 9 63 2014 28 26 9 63 2015 28 26 9 63 2016 28 26 9 63 2017 28 26 9 63 2018 28 26 9 63

Cuadro Nº 3-11

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 PROPUESTA FINAL EGASA

PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS (ctms. S/./kWh)

SISTEMA Muy Alta Tensión (AT)

SST EGASA 0,4028

Cuadro Nº 3-12

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 PROPUESTA FINAL EGASA

FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES DE POTENCIA ACUMULADOS

Nivel de Tensión FPMP FPME

Muy Alta Tensión (MAT) 1,0169 1,0116

3.5 Prepublicación del Proyecto de Resolución

Con fecha lunes 1 de marzo de 2003 se publicó la Resolución de Consejo Directivo OSINERG Nº 039-2004-OS/CD, conteniendo la “Proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, aplicables para el periodo comprendido entre el 1° de mayo de 2004 y el 30 de abril de 2005” (en adelante “Proyecto de



Resolución”, la cual incluyó las tarifas correspondientes al SST de EGASA, Santuario - Chilina; así mismo se publicó en la pagina web del OSINERG la información que la sustenta.

3.6 Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 22 de marzo de 2003, en la cual la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en la presente regulación tarifaria, así como el sustento de los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión del año 2004.

Cabe resaltar que, la realización de esta audiencia pública se produjo de manera descentralizada y simultánea en tres ciudades del país: Arequipa, Cañete y Lima, a través de un sistema de multi videoconferencia.

En esta audiencia pública, los consumidores, las empresas concesionarias, las asociaciones de usuarios y demás personas interesadas en la regulación de las tarifas de transmisión secundaria, pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el procedimiento en ejecución y su resultado tarifario y formular sus interrogantes.

La respuesta a las opiniones, comentarios e interrogantes vertidos durante dicha audiencia se encuentran contenidos en el Anexo B del presente informe.

3.7 Opiniones y Sugerencias respecto al Proyecto de Resolución Prepublicado

El 25 de marzo de 2003 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión.

El OSINERG ha recibido y analizado las opiniones y sugerencias presentadas por la empresa EGASA a los proyectos de resolución, en relación con las tarifas determinadas para el sistema secundario Santuario - Chilina. El análisis de las mismas se ha incorporado en la redacción del Anexo C del presente informe.

3.8 Análisis de OSINERG El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por EGASA en su PROPUESTA INICIAL y PROPUESTA FINAL, así mismo ha realizado el análisis de sus observaciones y sugerencias al proyecto de resolución.

En el Anexo B se encuentra el análisis a las interrogantes realizadas por los interesados, durante la Audiencia Pública de fecha 22 de marzo de 2004, así



mismo en el Anexo C se encuentra el análisis de la Absolución de Observaciones a la Propuesta Inicial.

Como consecuencia de los análisis citados se realizaron las siguientes modificaciones:

En la determinación del costo de operación y mantenimiento

- Se ha considerado el estudio de costos de mantenimiento de líneas y subestaciones presentado por EGASA, en razón que este contiene actividades acordes con la práctica en la industria y que sus precios resultan más eficientes que los valores contenidos en el “Proyecto de Resolución”.

- Se ha revisado los costos de movilidad y limpieza en la operación de subestaciones, sobre la base de la información presentada en su propuesta final (costos de alquiler de camioneta y contratos por limpieza de sus instalaciones).

En la determinación de Tarifas

- Se ha realizado el cálculo de los ingresos tarifarios considerando únicamente el flujo esperado en la línea de transmisión Santuario – Chilina y no la demanda total de Arequipa.

Se ha elaborado esta sección que contiene el resultado de los análisis realizados.

3.8.1 Pronóstico de la Demanda Respecto al pronóstico de la demanda, se observa que EGASA ha asumido un valor base de máxima demanda de potencia para el año 2003, sin embargo, no ha presentado ningún sustento de dicho valor. Por otro lado, ha realizado la proyección de la demanda de potencia con la tasa de crecimiento anual de 2,91% que fue determinada en la regulación de SST del año 2003, sin embargo, no ha tomado en cuenta que dicha tasa corresponde a la energía y no a la potencia. EGASA, además, ha considerado para la determinación del peaje unitario, únicamente los valores de flujo en la línea resultado del estudio de flujos de carga.

Así mismo, se observa que la subestación Chilina 138 kV forma parte de la Subestación Base Arequipa, a la cual se encuentra interconectado tanto el Sistema correspondiente al mercado Regulado de la ciudad de Arequipa y los clientes libres de Arequipa y Yura. Por lo tanto, le corresponde un Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía Local, expresado en ctms. S/./kWh, que se agrega en las Subestaciones Base del SEIN (CPSEE01), el cual debe determinarse teniendo en cuenta la demanda total de dichos sistemas.

En consecuencia, no corresponde utilizar la proyección de demanda asumida por EGASA, sino emplear, en su lugar, la proyección de la demanda definida en la regulación del año 2003 y la del sistema Yura. Dado que la proyección



de la demanda del año 2003 se realizó con un horizonte hasta el año 2017, para obtener el valor de demanda de energía del año 2018 se emplea la tasa de crecimiento de energía promedio de 2,91%

La demanda de Cementos Yura se ha realizado sobre la base de la información presentada por EGASA con ocasión del proceso de fijación de tarifas en barra correspondiente a mayo 2004. Esta información incluye el consumo de energía esperado para los años 2004 a 2008, a partir del cual se ha empelado una tasa de crecimiento anual de consumo de energía de 0,5%.

Por lo tanto, los valores de pronóstico de demanda son los siguientes:


PRONOSTICO DE LA DEMANDA SISTEMA AREQUIPA (GWh)

Arequipa Yura Regulados Libres Total Total Año

BT MT MT AT

Pérdidas Dist. MT MT-AT

AT Total

2003 257,229 106,493 16,986 31,619 68,528 449,236 480,855 69,409 550,264 2004 263,928 113,547 17,071 31,778 65,100 459,646 491,423 64,230 555,653 2005 270,677 120,844 17,156 31,936 61,302 469,979 501,915 65,950 567,865 2006 277,822 129,963 17,242 32,096 59,504 484,531 516,627 67,140 583,767 2007 284,967 139,458 17,328 32,257 57,428 499,182 531,438 72,493 603,931 2008 292,113 149,346 17,415 32,418 55,065 513,939 546,357 72,060 618,417 2009 299,258 159,643 17,502 32,580 52,404 528,807 561,387 72,420 633,807 2010 306,403 170,365 17,589 32,743 54,379 548,737 581,480 72,782 654,262 2011 312,765 180,432 17,677 32,907 56,196 567,070 599,977 73,146 673,123 2012 319,124 190,874 17,766 33,071 58,054 585,817 618,888 73,512 692,400 2013 325,480 201,705 17,855 33,236 59,954 604,994 638,230 73,880 712,110 2014 331,833 212,940 17,944 33,403 61,899 624,616 658,018 74,249 732,267 2015 338,184 224,593 18,034 33,570 63,889 644,699 678,269 74,620 752,889 2016 344,531 236,681 18,124 33,737 65,927 665,262 699,000 74,993 773,993 2017 350,876 249,218 18,214 33,906 68,014 686,322 720,228 75,368 795,597 2018 357,218 262,222 18,305 34,076 70,152 707,898 741,973 75,745 817,718

3.8.2 Determinación del SEA del SST de EGASA

3.8.2.1 Líneas y Subestaciones Con relación al Sistema Económicamente Adaptado para la ciudad de Arequipa, propuesto por EGASA, existen diferencias con relación a la regulación en el año 2003, que se muestran en el Cuadro Nº 3-14, principalmente la configuración de EGASA es un sistema anillo en 138 kV y el SEA de la regulación de SST 2003 corresponde a un sistema radial.



Cuadro Nº 3-14

SEA AREQUIPA DIFERENCIA ENTRE PROPUESTA EGASA Y LA REGULACION 2003

Instalación Propuesta EGASA Regulación 2003 Línea Cerro Verde - Rió Seco No incluye Incluye

Subestación Rió Seco No Incluye Incluye Línea Chilina – Challapampa – Pque

Industrial Incluye No incluye

Subestación Challapampa Incluye No incluye Subestación San Lázaro Incluye No incluye

El OSINERG ha realizado la evaluación económica del SEA propuesto por EGASA y la ha comparado con el SEA de la regulación 2003, para dicha evaluación se han considerado los costos de inversión, operación y mantenimiento y los costos de pérdidas, a lo largo del horizonte de 15 años, con una tasa de descuento de 12%. Los resultados son los que se muestran en el cuadro siguiente

Cuadro Nº 3-15 SEA AREQUIPA

EVALUACION DE PROPUESTA EGASA Y LA REGULACION 2003 (Miles US$)

Valor Presente Conceptos

SEA Regulación 2003

SEA Propuesta EGASA

Inversión 10 979 11 916 OyM 2 268,92 2 462,43

Pérdidas 898 973 Total 14 146 15 351

Cabe destacar que, de acuerdo al SEA óptimo, es suficiente considerar un conductor de 200 mm2 para la Línea Santuario – Chilina, en lugar de un conductor de 240 mm2 como lo propone EGASA.

Por otro lado, al eliminar la subestación Río Seco, como lo propone EGASA, el punto de alimentación para la zona oeste de la ciudad, queda más alejado de la carga, con lo que, se pone en riesgo la calidad de servicio en el nivel de distribución de media y baja tensión de dicha zona.

De acuerdo con el análisis efectuado por el OSINERG, se concluye que la configuración de la regulación 2003 es la más económica. Por lo tanto, no corresponde utilizar la modificación propuesta por EGASA al SEA de la ciudad de Arequipa.

3.8.2.2 Comunicaciones Se ha revisado la configuración propuesta por EGASA para el rubro de comunicaciones, al respecto, la empresa propone un sistema basado en tecnología de fibra óptica, como conclusión de un análisis económico de dos alternativas:



- Sistema con fibra óptica, con un monto total de US$ 142 147

- Sistema con onda portadora, con un monto total de US$ 179 025

EGASA no ha presentado ningún sustento de los costos de los equipos considerados en la alternativa de onda portadora. De la revisión efectuada se observa que los costos de la onda portadora y de la unidad de acoplamiento son mayores a los costos de mercado (Ver anexo D Costos registrados en Aduanas SUNAT), tal como se muestran comparativamente en el Cuadro siguiente:

Cuadro Nº 3-16 Comparación de Costos de Equipos de Onda Portadora

(Miles US$)

Equipo Valor EGASA OSINERG SUNAT-Aduanas

Trampa de onda 4 800 4 500 3 050 Unidad de acoplamiento 4 800 4 500 3 197

Por otro lado, se observa un sobre dimensionamiento de equipamiento (4 aparatos telefónicos y una central telefónica). Las dimensiones del sistema de transmisión justifica únicamente la existencia de dos aparatos telefónicos.

Así mismo, EGASA ha incluido las partidas de línea telefónica pública y repuestos, las mismas que no corresponden a costos eficientes, por lo que no se deben considerar.

Por lo tanto, los costos revisados de las alternativas son:

- Sistema con fibra óptica igual a US$ 142 147.

- Sistema con onda portadora igual a US$ 123 151 (incluido el cable de guarda).

En consecuencia, no corresponde emplear un sistema de fibra óptica, y, en su lugar se recomienda emplear un sistema de comunicaciones basado en onda portadora.

Como resultado, el SEA del SST EGASA es el siguiente:


SEA DEL SST EGASA Ítem Descripción


02 Celda de línea doble barra 138kV en Subestación Santuario 03 Celda de línea simple barra 138kV en Subestación Chilina 04 Sistema de comunicaciones – onda portadora




SEA DEL SST EGASA

3.8.3 Evaluación del Costo de Inversión Los costos propuestos por EGASA en forma general son similares al los costos de mercado, sin embargo, se ha realizado los siguientes cambios que obedecen al SEA y a la racionalización de costos:

Líneas de Transmisión

- Cambio de conductor de 240 mm2 a 200 mm2 debido a la configuración del SEA.

- Se ha corregido el metrado de acero refuerzo para fundación debido a que las formulas en su archivo estaban erradas, haciendo referencia a la cantidad de metros cúbicos de excavación para puesta a tierra. Cabe señalar que en los valores consignados en el Proyecto de Resolución se omitió involuntariamente realizar esta corrección, por lo que se ha procedido realizar efectivamente dicha corrección.

- Se ha agregado el cable de guarda de acero EHS de 50 mm2 con sus respectivos accesorios

- Se han empleado costos estándares para las estructuras, conductores, cable de guarda y sus accesorios.

Subestaciones

- Se han actualizado los porcentajes de tasas ad valorem CIF de acuerdo a al reciente Decreto Supremo Nº 193-2003-EF.

- EGASA valorizó el costo de terreno en Santuario con costos unitarios correspondientes a zona urbana, se ha corregido considerando los costos de zona rural incluidos en su propuesta.



Comunicaciones:

- Debido al cambio del SEA, se ha valorizado un sistema de comunicaciones basado en onda portadora.

En consecuencia, el monto de inversión para el SEA del SST EGASA es el que se muestra en el cuadro siguiente:


SST EGASA COSTOS DE INVERSIÓN

(Miles US$)

Año Líneas Subestaciones Comunicac. Total

2004 799 504 100 1 402 2005 799 504 100 1 402 2006 799 504 100 1 402 2007 799 504 100 1 402 2008 799 504 100 1 402 2009 799 504 100 1 402 2010 799 504 100 1 402 2011 799 504 100 1 402 2012 799 504 100 1 402 2013 799 504 100 1 402 2014 799 504 100 1 402 2015 799 504 100 1 402 2016 799 504 100 1 402 2017 799 504 100 1 402 2018 799 504 100 1 402

3.8.4 Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento

Con relación a los costos de operación y mantenimiento, se ha considerado lo siguiente:

3.8.4.1 Mantenimiento La Propuesta Final de EGASA presentó un error sustancial al haber considerado en su análisis unidades monetarias equivocadas. En efecto, los costos unitarios de las actividades de mantenimiento se expresaron en Dólares, sin embargo los costos de los recursos empleados en los análisis de costos correspondientes corresponden a costos en Soles. Así mismo, en su PROPUESTA FINAL, EGASA mantiene el criterio de no afectar el rubro de repuestos y materiales, por el rendimiento de cada actividad, razón por la cual sobredimensionan este rubro. Además, si bien es cierto que consideró el efecto del costo del dinero en el tiempo, las expresiones empleadas para tal efecto no son las adecuadas. Por otro lado, EGASA incluyó en el mantenimiento de las subestaciones, un proceso de mantenimiento de celda de medición, la misma que no forma parte del SEA.



En consecuencia el OSINERG empleó un costo de mantenimiento basado en el análisis de costos referenciales, y la práctica en la industria.

Ante estos errores en el cálculo de mantenimiento, EGASA ha presentado como parte de sus opiniones y sugerencias (en adelante “Opiniones”) al Proyecto de Resolución, un nuevo estudio de costos de mantenimiento, en el cual corrigieron las deficiencias señaladas.

El OSINERG ha revisado esta información, encontrándose que contiene una valorización en base a actividades que corresponden a la práctica en la industria las mismas que el OSINERG no había considerado, tal como se analiza en el Anexo C, numeral C.2.3. Así mismo, el costo de mantenimiento de líneas presentado es más eficiente que el contenido en el Proyecto de Resolución.

Por otro lado, se debe señalar que el costo total de mantenimiento presentado por EGASA en sus Opiniones, también incluye las valorizaciones de las actividades de mantenimiento de un transformador en 138/33kV y de su respectiva celda, los mismos que no corresponden al SEA determinado.

En consecuencia, corresponde emplear la nueva información presentada por EGASA en su Opiniones, deduciendo a ese monto el costo correspondiente al transformador y su celda que no forman parte del SEA.

3.8.4.2 Operación Los costos del personal reoperaciones corresponden a costos de mercado, sin embargo se ha realizado las siguientes racionalizaciones en la propuesta de EGASA:

- Se ha retirado el costo de personal técnico y supervisión asignados: por un lado el empleo de personal técnico no corresponde a la actividad de operación de subestaciones, y por otro lado, el costo de supervisor ya está considerado dentro de los costos de gestión personal.

- Los costos de movilidad y limpieza son demasiado elevados, los mismos que ascienden a US$ 15 000 y US$ 12 653 anuales respectivamente, por cada subestación, por lo tanto se han reajustado de acuerdo a costos de mercado y acorde con criterios de eficiencia.

Con respecto al costo propuesto por EGASA, se debe señalar que en la información presentada en la página 303 de su Propuesta Final, anexa un contrato de Locación de Servicios por un monto total de US$ 15 999 (sin impuestos), por concepto de servicio de limpieza de sus (seis) centrales de generación durante un período de doce meses. En dicho contrato, cláusula 3.2 literal c., se especifica que “... En el monto del servicio estarán comprendidos todos los conceptos necesarios para prestación del servicio, tales como:… el transporte del personal, hacia y desde las instalaciones de EGASA ...”

Es decir el costo por movilidad en la operación de las subestaciones, vigente en el mercado local de Arequipa, es mucho menor al costo estimado por EGASA de US$ 15 000, sabiendo que el contrato suscrito por EGASA por US$ 15 999, incluye entre un conjunto de rubros (pago de personal, uniforme, alimentaciones, equipos, útiles de limpieza, utilidades,



etc.), el costo de transporte de 6 operarios, hacia y desde sus 7 centrales de generación (Chilina, Charcani I, II, II, IV, V y VI), para realizar su limpieza. Resulta evidente entonces, que el transporte de 3 operadores a cada subestación (Santuario y Chilina), corresponde a un valor mucho menor al propuesto por EGASA.

Por lo tanto el OSINERG ha revisado los costos sobre la base del costo de alquiler de movilidad por el tiempo requerido para el desplazamiento del personal operador hacia y desde cada subestación:

Costo de alquiler de movilidad: US$ 5,2 (basado en costo de 1 250 US$ /mes empleado por EGASA en su propuesta final)

Tiempo empleado para desplazamiento:2 horas diarias a SE Santuario (40 minutos en cada desplazamiento de ida y vuelta)

1 hora diaria a SE Chilina (20 minutos en cada desplazamiento de ida y vuelta)

Como consecuencia el costo anual por movilidad de los operadores de las subestaciones asciende a:

Subestación Santuario 1,5h. x 5,2 $/h x 365dias = US$ 2 847

Subestación Chilina 1h x 5,2 $/h x 365dias = US$ 1 898

Expresados a fin de año resultan en US$ 3 000 y US$ 2 000 para Santuario y Chilina respectivamente.

- Del mismo modo, el costo propuesto por EGASA por concepto de limpieza de las subestaciones, no es congruente con el monto del contrato por locación de Servicio de Vigilancia presentado por EGASA como sustento de su PROPUESTA FINAL. En dicho Contrato se fija un monto ascendente a US$ 15 999 por la limpieza de las 7 centrales de generación de EGASA, sin embargo EGASA propone un costo de US$ 12 653 por concepto de limpieza de sólo la subestación Chilina

Resulta evidente, entonces, que el costos propuesto por EGASA no corresponde a costos de mercado.

El OSINERG ha valorizado el monto por limpieza en base al costo del contrato de locación de servicios presentado por EGASA, en efecto, el referido contrato, establece que el servicio incluye la labor de 6 operarios, así mismo, se considera que para efectos de la limpieza de las subestaciones de Chilina y Santuario es suficiente y propio la dedicación de un sólo operario. Por lo tanto, el costo de limpieza de las subestaciones asciende a:

Subestación Santuario 15 999 US$. / 6h / 2 = US$ 1 333

Subestación Chilina 15 999 US$. / 6h / 2 = US$ 1 333



Expresados a fin de año resultan en US$ 1 405 para cada una.

- Los costos por servicio de agua son demasiado elevados debido a que el sustento que presentan es el consumo correspondiente a las instalaciones de la central térmica Chilina (360 m3 mensuales), por lo que se ha reajustado dicho consumo acorde con las dimensiones de las instalaciones.

- Se ha considerado el valor del costo del dinero en el tiempo.

3.8.4.3 Gestión Los costos de remuneración de personal se encuentran dentro de los costos de mercado. Con relación a los costos de gestión no personal se observa que representan el 24% de los costos de gestión personal, índice que se encuentra dentro de los valores de mercado.

Por otro lado, se ha considerado el efecto del costo del dinero en el tiempo, que no incluía EGASA.

Cabe mencionar, que el factor de asignación del costo de gestión total a las instalaciones ha variado con relación a su propuesta de 1,34% a 1,01% debido a la variación en el costo de inversión del SEA.

3.8.4.4 Seguridad EGASA ha considerado un costo desproporcionado de remuneración para el personal de seguridad, por lo que el OSINERG ha realizado una valorización del costo de seguridad sobre la base de remuneraciones de mercado.

Cabe mencionar que EGASA considera implementos de seguridad no compatibles con la actividad de seguridad, tales como pértigas, detectores de tensión, guantes. Por otro lado, los costos de implementos y vestimenta del personal de seguridad ya se están contemplados dentro del costo del personal de seguridad.

3.8.4.5 Seguros La tasa de prima de seguros empleada por EGASA de 3 por mil del costo de inversión, está dentro del costo de mercado para las instalaciones de transmisión; por lo que, se ha mantenido esta tasa; sin embargo el costo total de seguro ha variado debido al cambio en el costo de inversión del SEA.

En consecuencia, los montos de COyM de las instalaciones de EGASA son los siguientes:




SST EGASA COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(US$) Año Operación Mantenimiento Gestión, y

Seguridad Total

2004 14 347 9 712 10 797 34 857 2005 14 347 9 712 10 797 34 857 2006 14 347 9 712 10 797 34 857 2007 14 347 9 712 10 797 34 857 2008 14 347 9 712 10 797 34 857 2009 14 347 9 712 10 797 34 857 2010 14 347 9 712 10 797 34 857 2011 14 347 9 712 10 797 34 857 2012 14 347 9 712 10 797 34 857 2013 14 347 9 712 10 797 34 857 2014 14 347 9 712 10 797 34 857 2015 14 347 9 712 10 797 34 857 2016 14 347 9 712 10 797 34 857 2017 14 347 9 712 10 797 34 857 2018 14 347 9 712 10 797 34 857

3.8.5 Determinación de Tarifas para SST EGASA

3.8.5.1 Factores de Pérdidas Dado que los precios para las subestaciones base Santuario 138kV y Arequipa 138kV (que está conformada por las subestaciones Socabaya 138kV y Chilina 138kV), se fijan con ocasión del proceso regulatorio de las Tarifas en Barra, no corresponde fijar factores de pérdidas para esta línea.

Con los precios vigentes para las barras Santuario 138 kV y Arequipa 138 kV se ha determinado los correspondientes ingresos tarifarios, los mismos que ascienden a 2,7% del costo de inversión.

3.8.5.2 Cargo CPSEE01 Para la determinación del CPSEE01 de la subestación base Arequipa, correspondiente al SST EGASA, se han empleado los valores presentes de de los costos anuales del SEA y los consumos mensuales de energía eléctrica del Sistema Arequipa y la demanda del sistema Yura de un horizonte de 15 años (2004 – 2018).

Los costos anuales se definen como la suma de la anualidad de la inversión más el costo anual de operación y mantenimiento.

En consecuencia el CPSEE01 de la subestación base Arequipa 138kV correspondiente al SST EGASA, es el que se muestra en el cuadro siguiente:




CPSEE01 CHILINA - SST EGASA DETERMINACIÓN DE LOS PEAJES SECUNDARIOS

Periodo de Análisis: 2004 – 2018 Descripción Valor

Valor actualizado del peaje anual (miles US$) 1 385 Valor actualizado de energía entregada a MAT (GWh) 4 594 CPSEE01 Arequipa ctms US$ / kW.h 0,0302 CPSEE01 Arequipa ctms S/. / kW.h 0,1045

3.8.6 Fórmula de Actualización El CPSEE01 determinado en la sección anterior corresponde a valores calculados a la fecha, los mismos que se deberán actualizar antes de su aplicación.

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. Las relaciones que deberán utilizarse son las siguientes:

PSU1 = PSU0 * FACM

FACM = a * FTC + b*FPM

FTC = TC/TC0

FPM = IPM/IPM0

FACM : Factor de Actualización del Peaje Secundario.

PSU0 : Valor Publicado en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los SST, en Nuevos Soles.

PSU1 : Valor actualizado, en Nuevos Soles.

FTC : Factor por variación del tipo de cambio.

FPM : Factor por variación de los precios al por mayor.

TC : Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica, determinado por el valor promedio para cobertura de importaciones (valor venta) calculado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de oferta y demanda, tipo de cambio promedio ponderado o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta correspondiente al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

TC0 : Tasa de cambio inicial igual a 3,461 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.

IPM0 : Índice de precios al por mayor inicial igual a 161,963973.

a : 0,4059

b : 0,5941



4. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por el OSINERG se concluye en lo siguiente:

(a) Fijar el cargo CPSEE01 en la barra Arequipa correspondiente al SST de EGASA, el cual deberá asignarse a la demanda regulada y en régimen de competencia, del Sistema Arequipa y Yura

Subestación Base

Tensión KV

CPSEE01 ctms. S/./kW.h

Instalaciones Secundarias

Cargos ctm. S/./kW.h

Arequipa1 138 0,1045 L.T. 138kV Santuario – Chilina

y celdas de conexión en las subestaciones Santuario y

Chilina 0,1045

1 La barra base Arequipa está constituida por las Subestaciones Base Socabaya 138 kV y Chilina 138 kV.

(b) El cargo CPSEE01 de Arequipa deberá ser actualizado empleando las relaciones señaladas en la Sección 3.8.6.

(c) Publicar el cargo CPSEE01 de la subestación base Arequipa 138 kV y sus fórmulas de reajuste, una vez aprobadas, en el Diario Oficial El Peruano y complementariamente en la página WEB del OSINERG. Previamente a la publicación de la resolución que fije las Tarifas y Compensaciones para los SST, corresponde al OSINERG consignar en su página WEB la Relación de Información que sustenta las Resoluciones de Fijación de dichos cargos de transmisión secundaria.



5. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe.

Anexo A Cuadros comparativos: Contiene la comparación de los costos y tarifas de la propuesta de EGASA con los valores vigentes y la actual fijación tarifaria.

Anexo B Análisis de las intervenciones realizados por los asistentes a la Audiencia Pública de exposición del OSINERG.

Anexo C Análisis de la Opiniones y Sugerencias de EGASA al Proyecto de Resolución.

Anexo D Costos de Sistemas de Onda Portadora Registrados en Aduanas.



Anexo A

Cuadros Comparativos



Cuadro Nº A-1

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 SST EGASA

COMPARACIÓN SOBRE LOS COSTOS DE INVERSIÓN (Miles US$)

Propuesta Original EGASA

(A)


EGASA (B)

OSINERG (C)

Inicial A/C -1 Total

Final B/C -1 Total

3 221 1 866 1 402 130% 33%

Cuadro Nº A-2

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 SST EGASA

COMPARACIÓN SOBRE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$)


(A)


EGASA (B)

OSINERG (C)

Inicial A/C -1 Total

Final B/C -1 Total

104 63 35 199% 80%



Cuadro Nº A-3

Fijación Tarifas y Compensaciones En SST - Año 2004 SST EGASA

COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE SECUNDARIO (ctm. s/. S//kWh)

NT (Acumulado)


(A)


EGASA (B)

Propuesta OSINERG

(C)

A/C -1 Total

B/C -1 Total

Peaje MAT 0,6297 0,4028 0,1045 503% 285%

Impacto TarifarioPeajes SST

0,6297

0,4028

0,1045

0,00,10,20,30,40,50,60,7

Peaje MAT

ctm

s S/

. / k

W.h

EGASA Inicial EGASA Final OSINERG

Cuadro Nº A-4

Fijación Tarifas y Compensaciones En SST - Año 2004 SST EGASA

COMPARACIÓN SOBRE LA TARIFA A USUARIO FINAL DE AREQUIPA (ctm. s/. S//kWh)

Tarifa Valor

Vigente

(A)


(B)


EGASA (C)

Propuesta OSINERG

(D)

B/A -1 Total

C/A -1 Total

D/A -1 Total

BT5B-2* 31,50 32,16 31,92 31,61 2,1% 1,3% 0,3% Corresponde a una tarifa residencial con consumo entre 31 y 100 kWh



Impacto TarifarioTarifa a Consumidor Final

31,50

32,1631,92

31,61

30,0

30,5

31,0

31,5

32,0

32,5

BT5B-2ct

ms

S/. /

kW

.h

Vigente EGASA InicialEGASA final OSINERG



Anexo B

Análisis de las intervenciones realizados por los asistentes a la Audiencia Pública de exposición

del OSINERG



Análisis de las intervenciones realizados por los asistentes a la Audiencia Pública de

exposición del OSINERG El 22 de Marzo de 2004, se llevo a cabo la segunda Audiencia Pública, donde el OSINERG, expuso los criterios metodología y modelos económicos y resultados contenidos en los proyectos de resolución de Tarifas y Compensaciones de SST para el período Mayo 2004 a abril 2005. A continuación se realiza el análisis de las intervenciones realizadas por los interesados durante dicha audiencia, cuyo contenido este relacionado con la determinación de las tarifas por el SST Santuario – Chilina de EGASA.

BB..22 IInntteerrvveenncciióónn SSrr.. AAnntthhoonnyy HHeerrbbeerr AAnnddrraaddee B.2.1. Pregunta

Sr. Antony Herber Andrade UNIVERSIDAD NACIONAL DEL SAN AGUSTÍN Buenos días agradeciendo la oportunidad que nos da el OSINERG para esta audiencia pública quería hacer una pregunta: ¿Cuál es el criterio técnico para que OSINERG haya considerado la línea de transmisión Santuario – Chilina como un sistema secundario de transmisión, asignado a la demanda, porqué no a la generación, ya que la demanda del sistema eléctrico de Arequipa era abastecida desde la barra de Socabaya y Jesús antes de la operación de la línea de transmisión Santuario - Chilina? B.2.2. Análisis OSINERG

Con relación a la asignación de las responsabilidades de la línea Santuario – Chilina, el análisis que hace el OSINERG para estos sistemas secundarios no es un análisis individual de cada instalación, lo que se hace es mas bien configurar todo el sistema de sub transmisión, a partir de la red de muy alta tensión, que se requiere para abastecer la demanda, en el horizonte de 15 años, en este caso, para los sistemas eléctricos de Arequipa y Yura. En este sentido, lo que se ha hecho es configurar un Sistema Económicamente Adaptado (SEA) que minimice el costo de inversión, operación y mantenimiento para el conjunto de las instalaciones de transmisión de las empresas EGASA y SEAL. Con base en este SEA se ha definido que el sistema para abastecer a la ciudad de Arequipa debería corresponder a una tensión en 138 KV y las instalaciones reconocidas en la regulación del año 2003 para el sistema de SEAL están basadas en este nivel de tensión, como se muestra en la figura siguiente:



Linea EGASA

AREQUIPARegulación 2003

Parque IndustrialCerro Verde

Socabaya

JesúsSantuario

Chilina

de Callali

Yura

A Mollendo

Río Seco

C.H. CharcaniI, II, II, IV, VI

C.H. Charcani V

138kV

138kV

138kV

138kV

CHIL33

Figura B-1: Sistema Económicamente Adaptado de Arequipa – Regulación 2004

Alimentación de Demanda de SE Chilina desde SE Socabaya Como se observa en la figura 1, la línea Santuario – Chilina alimenta a la demanda conectada a la subestación Chilina. Si esto no hubiera sido así y esa línea no se hubiera reconocido, hubiese resultado en otro sistema de transmisión probablemente en el nivel de 33 KV, o en 138 kV. Si se alimentaría la demanda en la subestación Chilina, desde la subestación Socabaya, se daría origen a una configuración distinta del SEA, para que ello sea posible se tendría que considerar una línea desde la subestación Parque Industrial hasta la subestación Chilina, tal como se observa en la figura siguiente:

CHIL33

138kV

138kV

138kV

138kV

C.H. Charcani V


Río Seco

A Mollendo

Yura

de Callali

Chilina

SantuarioJesús

Socabaya

Cerro VerdeParque Industrial


Linea Alternativa

Figura B-2: Sistema Económicamente Adaptado de Arequipa alternativo



Como se puede observar en las figuras B-1 y B-2, en ambas configuraciones, es necesario considerar una línea de transmisión, ya sea Santuario – Chilina o Parque Industrial – Chilina. Al respecto, se ha realizado una comparación técnica económica de ambas alternativas; la comparación económica incluye el costo de inversión el costo de operación y mantenimiento y el costo de las pérdidas, durante el horizonte de 15 años; cuyos resultados son los que se muestran a continuación:

Cuadro B-1 Comparación de Costos de SEA Regulación 2004 vs. SEA Alternativo

Concepto CASO 1 CASO 2 Inversión 10 979 10 855 COyM 2 217 2 243 Pérdidas 898 1 012 Total 14 094 14 111

CASO 1: SEA de regulación 2004, con L.T. Santuario - Chilina CASO 2: SEA alternativo, con L.T. Parque Industrial - Chilina

Como se observa, el costo del SEA correspondiente a la prepublicación de tarifas para el SST 2004 (con L.T. Santuario Chilina) es menor que el de la configuración alternativa (con LT. Socabaya –Chilina). Además, en el aspecto técnico, la configuración del CASO 1 es más confiable que el CASO 2, debido que ante una falla en la línea Socabaya – Parque Industrial, la demanda en la subestación Chilina no se quedaría desabastecida de energía ya que esta se alimenta desde la subestación Santuario en el CASO 1, por el contrario, en el CASO 2, una falla en la misma línea dejaría desabastecida tanto a la demanda de la subestación Socabaya como a la de la subestación Chilina. Del análisis realizado resulta evidente que la solución técnica - económica de menor costo es la configuración con la línea Santuario – Chilina. Asignación de la Responsabilidad de Pago Para determinar la asignación de responsabilidad de pago de la línea Santuario – Chilina, se emplea el siguiente criterio - Para determinar que una línea sirve a un determinado generador debe establecerse

qué línea no sería necesaria si tal generador dejase de existir, con lo que se demostraría que es la presencia de la central la que justifica la existencia de la instalación y por lo tanto es dicho generador quien debe pagar por la línea.

En ese sentido, si dejase de existir la central Charcani V, la línea Santuario – Chilina es necesaria para suministrar energía a la demanda en la Subestación Chilina. Así mismo, si dejasen de existir las centrales generadoras conectadas a la subestación Chilina, la línea Santuario – Chilina también resultaría necesaria, para poder suministrar energía a la demanda en la subestación Chilina. Por otro lado, si dejase de existir la línea Santuario – Chilina, la central generadora Charcani V, que tiene una capacidad máxima aproximada de 140 MW, no se vería limitada en su producción, ya que las líneas Santuario - Socabaya tienen una capacidad aproximada de 260 MW por las que puede colocar su producción hacia el Sistema Principal de Transmisión. Así mismo, las centrales conectadas a la barra de la SE Chilina, no se ven afectadas, ya que la demanda en esa barra supera la capacidad máxima de producción de estas centrales.



Por el contrario, la demanda sí se vería afectada con la ausencia de la línea Santuario – Chilina, quedando desabastecida, debido a que la capacidad de las centrales conectadas en la subestación Chilina de 12 MW (disponibles considerando la demanda de Yura), no es suficiente para cubrir el total de la máxima demanda conectada a esa barra de 22 MW. B.2.2. Conclusión

- El Sistema Económicamente Adaptado para Arequipa considerando la Línea Santuario – Chilina es más económico y permite mayor confiabilidad que un sistema alternativo que considere alimentar la subestación Chilina desde la subestación Socabaya.

- Corresponde asignar la responsabilidad de pago a la demanda debido a que la presencia de ésta línea es necesaria para que la demanda no se quede desabastecida de energía.



Anexo C

Análisis de la Opiniones y Sugerencias de EGASA al Proyecto de Resolución



Análisis de la Opiniones y Sugerencias de EGASA al Proyecto de Resolución

El presente Anexo contiene el análisis del documento “Opiniones y Sugerencias Respecto a la prepublicación – Estudios para la fijación de Tarifas y compensaciones en el SST de EGASA – Referencia Informe OSINERG-GART/DGT Nº 012-2004” (en adelante “DOCUMENTO”, y de los archivos adjuntos al mismo, presentado por EGASA mediante comunicación GG-138/2004-EGASA del 25 de marzo de 2005.

CC..11 OOppiinniioonneess yy SSuuggeerreenncciiaass EGASA ha presentado un conjunto de opiniones y sugerencias contenidas en el DOCUMENTO, así mismo ha presentado archivos en medio magnéticos que contienen los cálculos correspondientes. Cabe señalar que EGASA ha incluido en los dichos archivos cambios que no han sido explicados en el documento impreso. A continuación se resumen, el contenido de las opiniones y sugerencias: C.1.1. Configuración del SEA

EGASA retoma el SEA contenido en su propuesta inicial (en adelante “Propuesta Inicial”), presentado el 24 de octubre de 2003, dejando de lado el SEA contenido en su estudio, del 23 de enero de 2004, correspondiente al levantamiento de las observaciones (en adelante “Propuesta Final”) realizadas por el OSINERG a su propuesta inicial. Es decir EGASA opina y sugiere que el SEA comprenda las siguientes instalaciones:

- L.T. Santuario – Chilina - Celda de línea doble barra 138 kV en la subestación Santuario - Celda de línea transformador de 138 kV en la subestación Chilina - Transformador de 138/33 kV, de 40-60 MVA en la subestación Chilina - Celda de transformador de 33 kV

Manifiesta, que en la práctica el transformador 138/33 kV, sirve para que toda la energía de la mencionada línea abastezca a la demanda del sistema Arequipa, por lo que merece que la demanda pague el respectivo peaje, tal como esta establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas. Agrega que el desconocer el peaje del transformador 138/33 kV, significaría que en la práctica la demanda del sistema de Arequipa en 33 kV no sería abastecida por la energía que vendría por la línea Santuario Chilina, al ser imposible que se conecte físicamente a la barra de 138 kV. Adjunta para ello un diagrama unifilar del sistema existente. Por otro lado, EGASA acepta la configuración radial del Sistema Económicamente Adaptado para la ciudad de Arequipa. Así mismo, EGASA mantiene su posición de emplear un sistema de comunicaciones basado en fibra óptica. C.1.2. Determinación del Costo de Inversión



EGASA presenta una valorización nueva, con una variación significativa respecto a su Propuesta Final, debido principalmente a la modificación del SEA: Línea de Transmisión EGASA mantiene el precio planteado en su Propuesta Final, manifestando que se encuentra sustentado sobre la base de precios unitarios. Subestaciones EGASA presenta una nueva valorización, en la cual ha agregado los costos del transformador 138/33 kV y de sus respectivas celdas en la subestación Chilina. Así mismo manifiesta que ha corregido los costos con las partidas ad Valorem CIF del Decreto Supremo Nº 193-2003-EF. Así mismo, en la subestación Santuario ha corregido el costo del terreno en base a costos de zona rural. Comunicaciones: EGASA mantiene su valorización basado en un sistema basado en fibra óptica

Cuadro C-1 Resumen del Costos de Inversión contenido en las Opiniones y Sugerencias de

EGASA Descripción US$

Líneas de Transmisión y Primarias 1 041 612 Subestaciones de Potencia 1 212 280 Sistema de Comunicaciones 235 104

TOTAL (US$) 2 488 996 C.1.3. Costos de Operación y Mantenimiento:

Mantenimiento: EGASA alcanza un nuevo análisis de costos de mantenimiento, en reemplazo del análisis contenido en su Propuesta Final, debido a los errores que contenía. En el nuevo análisis ha incluido, el costo de mantenimiento del transformador 138/33kV y celdas en la subestación Chilina. Operaciones: EGASA manifiesta que el monto de remuneración de un operador debe ser del rango de un técnico. Así mismo, alcanza un costo total de operación, sobre la base de un análisis que restablece la racionalización de costos realizadas por el OSINERG a su propuesta final, en los rubros de movilidad, limpieza y servicios de agua, sin embargo no adjunta ningún sustento al respecto.



Cuadro C-2 Resumen del Costos de OyM contenido en las Opiniones y Sugerencias de EGASA

RUBRO TOTAL Capital. US$

OPERACIÓN 29569 MANTENIMIENTO 11434

GESTIÓN 2 694 SEGURIDAD 4944

SEGURO 8097 TOTAL GENERAL 56 738

C.1.4. Determinación del Peaje Tarifas:

- EGASA manifiesta, que el cálculo del ingreso tarifario debe realizarse considerando, únicamente la potencia y energía entregada por la línea en la barra Chilina 138 kV y no toda la demanda del SEA Arequipa.

- EGASA agrega un monto de inversión “no eléctrico” como un porcentaje equivalente de 2,5% de la inversión, en función a cálculos realizados por otras empresas.

- Ha empleado montos anuales de energía en lugar de montos mensuales. Con base en las opiniones y sugerencias solicitan que se efectúe la revisión de los valores prepublicados, en el cual se incluya el costo del transformador, para lo cual proponen un peaje de 0,1982 ctms S/./kWh

CC..22 AAnnáálliissiiss ddee OOSSIINNEERRGG C.2.1. Configuración del SEA:

Con relación a la solicitud de incluir el transformador de 138/33 kV como parte del SEA para alimentar a la ciudad de Arequipa, se debe señalar que las Tarifas y Compensaciones a los Titulares de los Sistemas de Transmisión, corresponden a precios que promuevan la eficiencia, tal como lo dispone el Artículo 42º13 de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”). En ese sentido, el Artículo 49º14 de la LCE, dispone que el precio de regulado incluya el Costo Medio15 del Sistema Económicamente Adaptado del Sistema Secundario de Transmisión16 (en adelante “SEA”), es decir las tarifas (señales de eficiencia) corresponden al costo de inversión, operación y mantenimiento de un sistema eléctrico que permita

13 Artículo. 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.

14 Artículo. 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Costo Medio de dicho Sistema Económicamente Adaptado.

15 COSTO MEDIO: Son los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia.

16 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.



satisfacer la demanda de energía, procurando el menor costo. Resulta evidente entonces, que el Sistema Económicamente Adaptado no corresponde necesariamente a la configuración del sistema de transmisión eléctrico existente. Con base en este criterio, el OSINERG, en cumplimiento del Artículo 62º17, efectuó la regulación del Sistema Secundario de Transmisión Arequipa, con motivo del proceso de regulación de Tarifas y Compensaciones de SST del año 2003. En dicha oportunidad, luego de un estudio de planeamiento para un horizonte de 15 años, se definió que el Sistema Económicamente Adaptado de Arequipa, corresponde a un sistema de subtransmisión a una tensión de 138kV, el cual resulto ser distinto al sistema eléctrico existente en 33 kV. Este aspecto no significa reconocer o no, la existencia de uno u otro equipo de las instalaciones eléctricas existentes, sino que proporciona una señal que corresponde al menor costo con el cual debería atenderse la demanda. En el presente proceso regulatorio, se ha procedido a fijar las tarifas para el tramo Santuario – Chilina, el cual forma parte del Sistema Económicamente Adaptado del SST de Arequipa, en ese sentido la configuración del SEA incluye un Línea de Transmisión en 138 kV y sus respectivas celdas, que une las subestaciones Santuario y Chilina, como se muestra en la figura C-1

Linea EGASA


Parque IndustrialCerro Verde

Socabaya

JesúsSantuario

Chilina

de Callali

Yura

A Mollendo

Río Seco


C.H. Charcani V

138kV

138kV

138kV

138kV

CHIL33

Figura B-1: Sistema Económicamente Adaptado de Arequipa – Regulación 2004

Dada la configuración del SEA del SST Arequipa, basado en una tensión de substransmisión en 138 kV con sistema de distribución en 22,9 kV, no es necesaria la inclusión, en el SEA, de un transformador adicional de 138/33 kV en la subestación Chilina.. Por otro lado, se debe resaltar el hecho que la misma EGASA, en su Propuesta Final [3] de tarifas, a raíz de las observaciones formuladas por el OSINERG a su Propuesta Inicial, tuvo

17 Artículo. 62º.- Las compensaciones por el uso de las redes del sistema secundario de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía. …”



en cuenta la configuración del SEA del SST de Arequipa, tal como se reproduce a continuación18: “Nuestra propuesta a las tarifas y compensaciones al Sistema Secundario de Transmisión – SST de EGASA ha sido reformulada de acorde Sistema Económicamente Adaptado–SEA reconocido por OSINERG-GART en la regulación del 2003 para el SEA de Arequipa y esta conformado por las siguientes instalaciones:

- Línea 17,64 km Santuario – Chilina 138kV - Celda de línea doble barra 138kV en la subestación Santuario - Celda de línea simple barra – 138 kV en la subestación Chilina. - No se ha considerado la transformación en al S.E. Chilina, debido a que el Sistema de

Subtransmisión reconocido es en 138 kV”

Con base en ello, el Costo Medio del SEA de su Propuesta Final no incluyó el costo de un transformador en la subestación Chilina. Resulta extraño, entonces, el hecho que en las opiniones y sugerencias, incluya el costo de un trasformador de 138/33kV en la subestación Chilina, a pesar que también acepta la configuración en 138 kV del SEA de Arequipa, como se reproduce a continuación19: “EGASA acepta la configuración radial del Sistema Económicamente Adaptado para la ciudad de Arequipa, sin embargo se incluye el transformador 138/33kV…”

En consecuencia, no corresponde incluir un transformador de 138/33 kV en el Sistema Económicamente Adaptado de Arequipa debido que esta basado en una configuración 138/22,9 kV, y su inclusión una señal de ineficiencia, en contradicción alo dispuesto en la LCE. C.2.2. Determinación del Costo de Inversión:

Línea de Transmisión

- EGASA ha empleado en el SEA una sección de conductor de 240 mm2, sin embargo de acuerdo al análisis realizado, contenido en el numeral 3.8.2.1, se ha demostrado que la configuración mas económica corresponde a una sección de conductor de 200 mm2, por lo tanto corresponde emplear un conductor con esta sección en lugar del de 240 mm2.

- Por otro lado EGASA mantiene su error de cálculo en el archivo de valorización de la

línea de transmisión, la cantidad de acero refuerzo para las fundaciones de las estructuras es demasiado elevado (145 969,4 kg), esto se debe a que la fórmula para su cálculo esta errada, es decir para calcular la cantidad de kilo de acero total, está multiplicando la cantidad unitaria de acero empleado en cada torre por la cantidad de metros cúbicos de excavación para puesta a tierra, cuando lo correcto es multiplicar por la cantidad de torres. Por lo que se debe corregir la mencionada fórmula, con lo que el metrado de acero refuerzo resulta en 13 485,5 kilos.

18 Texto extraído de la Propuesta Final de EGASA, volumen “ Respuestas a las Observaciones al Estudio Técnico Económico de la Línea de Transmisión Santuario – Chilina – 138 kV” , página 001

19 Texto extraído del Documento “Opiniones y Sugerencias Respecto a la Prepublicación Estudio para l Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de EGASA”, página 3, numeral 3.5.2.1.



Subestaciones: - EGASA incluye la valorización de un transformador en la subestación Chilina; al

respecto, de acuerdo a la configuración del Sistema Económicamente Adaptado para el SST Arequipa, no corresponde valorizar un transformador en la subestación Chilina, en consecuencia, no es procedente la solicitud de EGASA de valorizar este transformador.

Sistema de Comunicaciones:

- Respecto al sistema de comunicaciones, EGASA mantiene su configuración basado

en un sistema con fibra óptica, a pesar que el costo basado en un sistema de onda portadora es menor, tal como se demuestra en el numeral 3.8.2.2 del presente informe. Por lo tanto no es procedente la opinión de EGASA.

Valorización no Eléctrica:

- Respecto a la opinión de EGASA de incluir un valor adicional por concepto de VNR no eléctrico equivalente al 2,5% de la inversión eléctrica, se debe mencionar que esta opinión corresponde a un criterio nuevo, no empleado por EGASA ni en su Propuesta Inicial ni tampoco en su Propuesta Final.

- Así mismo, EGASA no ha presentado sustento alguno, sobre la composición del monto por inversión no eléctrica propuesto, únicamente manifiesta que el porcentaje empleado, corresponde a cálculos de otras empresas. Al respecto se debe señalar que no se ha incluido un monto por inversión no eléctrica para los SST incluidos en el presente proceso regulatorio.

- Por otro lado, se debe señalar que el rubro de inversión no eléctrico, incluido en los procesos de regulación anteriores, corresponde a los costos de centro de control, telecomunicaciones e inmuebles. En ese sentido, el costo de inversión considerado por el OSINERG, para el SEA de EGASA ya incluye el rubro de telecomunicaciones, dentro del cual también se encuentra valorizado el equipo de telecontrol, así mismo se debe tener en cuenta que el rubro de inmuebles sólo es justificable ante una economía de escala propia de empresas de gran tamaño, lo que no es aplicable a EGASA dada la dimensión del SEA con una única línea.

- Por lo tanto no es procedente la solicitud de EGASA se adicionar un monto por concepto de inversión no eléctrica.

C.2.3. Determinación del Costo de Operación y Mantenimiento:

Operación: - EGASA reitera sus costos de operación incluyendo los costos de un técnico y un

personal supervisor, así mismo, reitera en un costo elevado por concepto de movilidad del personal operador y por limpieza de la subestación.

- Al respecto se señalar que los costos empleados por el OSINERG corresponden a la categoría “Técnico – Operador”, informado por EGASA en su Propuesta Final, página 191.

- Con relación de los costos de movilidad, se debe indicar que se ha revisado los costos sobre la base del costo de alquiler de movilidad por el tiempo requerido para el desplazamiento del personal operador hacia y desde cada subestación: Costo de alquiler de movilidad: US$ 5,2 (basado en costo de 1 250 US$

/mes empleado por EGASA en su propuesta final)



Tiempo empleado para desplazamiento: 2 horas diarias a SE Santuario (40 minutos en cada desplazamiento de ida y vuelta)

1 hora diaria a SE Chilina (20 minutos en cada desplazamiento de ida y vuelta)

Como consecuencia el costo anual por movilidad de los operadores de las subestaciones asciende a: Subestación Santuario 1,5h. x 5,2 $/h x 365dias = US$ 2 847 Subestación Chilina 1h x 5,2 $/h x 365dias = US$ 1 898 Expresados a fin de año resultan en US$ 3 000 y US$ 2 000 para Santuario y Chilina respectivamente.

- En el rubro de limpieza se ha tomado en cuenta el contrato suscrito por EGASA con

la empresa Latino S.R.L., por la limpieza de la central térmica de Chilina y las centrales Hidráulicas Charcani I, II, III, IV, V y VI, con una duración de 12 meses, entre el 20 de febrero de 2003 hasta el 19 de febrero de 2004. El contrato deja establecido que el servicio de limpieza incluye 6 operarios.

El monto del contrato asciende a S/. 65 894,40, incluidos todos los impuestos, deduciendo el IGV, el monto resultante es S/. 55 373 y convirtiendo a Dólares de Estados Unidos de América, a una tasa de 3,461Soles/US$, el monto es de 15 999 US$ Resulta evidente que el monto del contrato, corresponde a la limpieza de todas las instalaciones correspondientes a las centrales de la empresa EGASA, y no únicamente por la limpieza de las instalaciones de las subestaciones Santuario y Chilina. En ese sentido, para la limpieza de las subestaciones Santuario y Chilina es suficiente, contar con un personal operario, por lo que el costo de limpieza en cada subestación asciende a: Subestación Santuario 15 999 US$. / 6h / 2 = US$ 1 333 Subestación Chilina 15 999 US$. / 6h / 2 = US$ 1 333 Expresados a fin de año resultan en US$ 1 405.

Mantenimiento:

- EGASA ha presentado un nuevo estudio de costos de mantenimiento basado en análisis de costos unitarios de actividades de mantenimiento, así mismo ha considerado la capitalización de las actividades teniendo en cuenta que no todas suceden con una periodicidad anual, en conformidad a lo observado por el OSINERG,

- Al respecto, EGASA ha incluido en su nuevo estudio actividades de mantenimiento que no consideraba el OSIENRG dentro de los costos prepublicados, estas actividades son:

o Mantenimiento de puesta a tierra de subestaciones o Medición de puesta a tierra en subestaciones, y o Mantenimiento electromecánico de celdas.



El OSINERG considera que las actividades de medición y mantenimiento de puesta a tierra son necesarias para garantizar que los valores de resistencia de a tierra se mantengan dentro de los parámetros permisibles a fin de garantizar la seguridad del personal de operaciones y del correcto funcionamiento de los equipos en ese sentido corresponde incluir estas actividades en el mantenimiento de subestaciones. Así mismo la actividad de mantenimiento electromecánico, esta orientada garantizar la operación adecuada de los equipos asociados a la celda, por lo que es procedente incluir esta actividad en los costos de operación y mantenimiento. Sin embargo, se debe señalar que el costo de mantenimiento de subestaciones, presentado por EGASA en el documento de opiniones y sugerencias, incluye el costo de las actividades de mantenimiento de un transformador en 138/33 kV en las subestación Chilina, así como de su respectiva celda. Dado que el SEA definido no comprende un transformador en la subestación Chilina, no es procedente incluir este costo de mantenimiento como parte del COyM del SEA. Por otro lado, los costos de mantenimiento de líneas propuesto por EGASA son más eficientes que los empleados en la prepublicación de tarifas, habida cuenta que los últimos fueron elaborados sobre la base de información referencial. En consecuencia, es procedente emplear los costos de mantenimiento presentado por EGASA como parte de sus opiniones y sugerencias, siempre y cuando se deduzca del mismo los costos de mantenimiento del transformador y de su respectiva celda ubicados en la subestación Chilina.

C.2.4. Cálculo de Tarifas:

- Es procedente la opinión de EGASA en el sentido que el cálculo del ingreso tarifario debe evaluarse con el flujo de potencia y energía esperados que fluyen por la línea, y no con la demanda total del sistema Arequipa. Por lo tanto corresponde modificar este valor con los valores correspondientes al flujo esperado. Así mismo, cabe señalar que se debe emplear los factores de pérdidas correspondientes a la publicación de tarifas de Tarifas en Barra de Mayo 2004, teniendo en cuenta que los valores empleados fueron de carácter preliminar.

- Con relación al calculo del peaje unitario, empleando los montos anuales de energía

en lugar de los valores mensuales, se debe señalar que este cálculo no es el indicado, dado que las valorizaciones por las ventas de energía se realizan en forma mensual, en ese sentido, a la empresa titular de transmisión le corresponde facturar con periodos mensuales, en función de las respectivas ventas energía mes a mes. Por tal motivo, no es procedente el procedimiento de cálculo planteado por EGASA, y, en su lugar se debe calcular los pejes unitarios en base a los flujos de energía mensuales.

CC..33 CCoonncclluussiioonneess - No es procedente incluir en el SEA del SST de Arequipa un trasformador en

138/33kV, en la subestación Chilina, en razón que la tensión definida para el SEA es de 138 kV y 22,9 kV. Este aspecto no significa negar o no la existencia de las instalaciones reales, habida cuenta que el precio regulado de los SST es una señal



de eficiencia, que se basa en el Costo Medio de un Sistema Económicamente Adaptado que no necesariamente coincide con el sistema existente.

- No es procedente emplear los costos de inversión propuestos por EGASA, habida

cuenta que estos, contienen los mismos errores de valorización observados en su PROPUESTA FINAL.

- No corresponde emplear los costos de operación de subestaciones presentado por

EGASA, dado que estos contiene costos no eficientes, bastante elevados, los cuales fueron observados en su PROPUESTA FINAL.

- Es procedente emplear los costos de Mantenimiento presentados por EGASA,

debido a que estos consideran actividades mantenimiento acordes con la práctica en la industria y contienen costos más eficientes que los empleados en la prepublicación de tarifas.

- Es procedente la opinión de EGASA, a fin de calcular el ingreso tarifario sobre la

base del flujo de potencia y energía que circula por la línea y no con el valor total de la demanda de Arequipa.

- No es procedente el cálculo del peaje unitario propuesto por EGASA, empleando los

valores anuales de demanda de energía, dado que las facturaciones por las ventas de energía se realizan en forma mensual y no en forma anual.

- Se debe realizar el cálculo de las tarifas correspondientes al SST de EGASA, con las

modificaciones contenidas en el presente análisis.



Anexo D

Costos de Sistemas de Onda Portadora Registrados en Aduanas



Cuadro D-1

Costos de Sistemas de Onda Portadora Registrados en Aduanas Trampas de onda.

Partida Importador Fecha Descripción FOB US$

8535402000 CONSORCIO SIEMENS S.A (COLOMBIA)-SIEMENS 20020607

TRAMPA DE ONDA TRENCHT MODELO : LTP PRESENTADO EN UNIDADES PARA ENERGIA SUBESTACION CARHUAMAYO,220 KV,120-356 KHZ, MONTAJE PEDESTAL

3050


TRAMPA DE ONDA TRENCHT MODELO : LTP PRESENTADO EN UNIDADES PARA ENERGIA SUBESTACION PARAGSHA,220 KV,120-356 KHZ, MONTAJE PEDESTAL

3050


TRAMPA DE ONDA TRENCHT MODELO : LTP PRESENTADO EN UNIDADES PARA ENERGIA SUBESTACION PARAGSHA,220 KV,100-300 KHZ, MONTAJE PEDESTAL

3050


TRAMPA DE ONDA TRENCHT MODELO : LTP PRESENTADO EN UNIDADES PARA ENERGIA SUBESTACION VIZCARRA,220 KV,100-300 KHZ, MONTAJE PEDESTAL

3050


TRAMPA DE ONDA TRENCHT MODELO : LTP PRESENTADO EN UNIDADES PARA ENERGIA SUBESTACION OROYA NUEVA,220 KV,120-356 KHZ, MONTAJE PEDESTAL

3050


TRAMPA DE ONDA TRENCHT MODELO : LTP PRESENTADO EN UNIDADES PARA ENERGIA SUBESTACION PUCALLPA,220 KV,100-300 KHZ, MONTAJE PEDESTAL

3050


TRAMPA DE ONDA TRENCHT MODELO : LTP PRESENTADO EN UNIDADES PARA ENERGIA SUBESTACION AGUAYTIA,220 KV,100-300 KHZ, MONTAJE PEDESTAL

3050

Promedio 3 050 Unidad de acoplamiento y protección fase a fase.

Partida Importador Fecha Descripción FOB US$

8536909000 ASEA BROWN BOVERI S A 20000308 DISPOSITIVO DE ACOPLAMIENTO MCD80 (A9BS + A9BT) 3166

8536909000 CONSORCIO ENERGETICO DE HUANCAVELICA S A 20010727 DISPOSITIVO DE ACOPLAMIENTO, MCD 80 3229

Promedio 3 197,61



6. Referencias

[1] “Estudio Técnico Económico para la Propuesta de tarifas y Compensaciones de la Línea de Transmisión Santuario –Chilina 138 kV” – 1 volumen - EGASA – Octubre 2003.

[2] “Informe OSINERG-GART/DGT N° 071-2003 - Observaciones al Informe Técnico - Económico Presentado por EGASA” – 1 volumen - OSINERG –Diciembre 2003.

[3] “Estudio Técnico Económico para la Propuesta de tarifas y Compensaciones de la Línea de Transmisión Santuario –Chilina 138 kV” – 2 volúmenes - EGASA S.A. – Enero 2004.

[4] “Opiniones y Sugerencias Respecto a la Prepublicación Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones ene l SST de EGASA” – Referencia Informe OSINERG-GART/DGT Nº 012-2004.- 1 Volumen – EGASA S.A. Marzo 2004.

estudio para la fijación de tarifas y compensaciones en el ... 012a-2004.pdf · 2003 y se ha...

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