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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°016A-2004

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

REDESUR

RReegguullaacciióónn ddee 22000044

LLiimmaa,, 0077 ddee aabbrriill ddee 22000044

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/DGT N° 016A-2004

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

Resumen Ejecutivo

El objetivo del presente informe es revisar las tarifas y compensaciones aplicables a las instalaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión de propiedad de Red Eléctrica del Sur.

La revisión incluye la liquidación de los ingresos por la subestación Tacna (en adelante “S.E. Tacna”) y el cálculo de la compensación mensual que los generadores deben pagar por el uso de la subestación Puno (en adelante “S.E. Puno”), en cumplimiento de lo dispuesto por el Artículo 25° del Texto Único Ordenado de las normas con rango de ley que regulan la entrega en Concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y servicios públicos.

La liquidación anual de los ingresos por uso de la S.E. Tacna es efectuada por medio de la aplicación del Procedimiento para la Liquidación Anual de los Ingresos por uso del SST de REDESUR aprobado mediante Resolución OSINERG N° 1416-2002-OS/CD.

La información correspondiente a la medición y facturación mensual efectuado por el uso de las instalaciones de la subestación Tacna fue proporcionado por REDESUR a petición del OSINERG.

El saldo resultante de la liquidación anual de los ingresos por uso de la S.E. Tacna de REDESUR a febrero 2004 es de US$ 17 309,33. Este valor llevado a febrero 2005 resulta en US$ 19 386,45.

El CPSEE determinado para la S.E. Tacna 220/66/10 kV es de 0,7866 Ctm.S/./kWh y representa un incremento de 6,1% respecto al peaje vigente, como puede apreciarse en el siguiente cuadro:

Demanda Año 2004

GWh

Saldo Liquidación

US$

Tasa de Cambio S/./US$

Incremento CPSEE

Ctm.S/./kWh

CPSEE Vigente

Ctm.S/./kWh

CPSEE DS 029-2002 Ctm.S/./kWh

CPSEE Propuesto

Ctm.S/./kWh Variación

%

135,5 19 386 3,461 0,0495 0,7266 0,7215 0,7711 6,1%


Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de REDESUR Regulación 2004 ii

La compensación mensual por el uso de la S.E. Puno 220/138/10 kV, a ser cubierta por los titulares de generación, asciende a S/. 166 722 tal como se muestra en el siguiente cuadro:

VNR SE PUNO

US$ COyM US$


Factor de Ajuste

Compensación Mensual Vigente

S/.

Compensación Mensual

Propuesto S/.

Impacto al Generador

%

2 707 000 85 940 3,461 1,0134 115 462 116 722 1,09%

El impacto al conjunto de los titulares de generación resulta en un incremento de 1,09% de la compensación mensual a pagar por el uso de la transformación en la subestación Puno.

El impacto en la tarifa residencial (BT5B-3) para los usuarios de los sistemas eléctricos Tacna y Yarada es de 0,15% y 0,14% respectivamente y para los usuarios en MT2 de 0,22% y 0,28% respectivamente, tal como se muestra en el siguiente cuadro:

Precio Medio en AT (Tarifa MT2) Precio Medio en (Tarifa BT5B-3) Sistema Eléctrico Vigente [*]

Ctm. S/./kWh Propuesto

Ctm. S/./kWh Variacion Vigente [*] Ctm. S/./kWh

Propuesto Ctm. S/./kWh Variacion

TACNA 17,90 17,94 0,22% 34,24 34,29 0,15%

YARADA 18,15 18,20 0,28% 36,06 36,11 0,14%

[*] Vigente al 31.03.2004


Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de REDESUR Regulación 2004 Página 2 de 23

IINNDDIICCEE

RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................................................................... I

1. INTRODUCCIÓN........................................................................................................................................ 3

2. ASPECTOS METODOLÓGICOS Y REGULATORIOS........................................................................ 5

3. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA .......................................................................................... 8 3.1 PUBLICACIÓN DE LOS PROYECTOS DE RESOLUCIÓN.............................................................................. 10 3.2 SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA ........................................................................................................... 10 3.3 OPINIONES Y COMENTARIOS A LOS PROYECTOS DE RESOLUCIÓN ........................................................ 10 3.4 LIQUIDACIÓN ANUAL S.E. TACNA 220/138/10 KV............................................................................... 11

3.4.1 Determinación del Peaje Secundario CPSEE................................................................................. 14 3.4.2 Fórmulas de Actualización.............................................................................................................. 15 3.4.3 Impacto a Usuario Final ................................................................................................................. 16

3.5 DETERMINACIÓN DE LA COMPENSACIÓN MENSUAL DE LA S.E. PUNO 220/138/10 KV ........................ 16 3.5.1 Fórmulas de Actualización.............................................................................................................. 16 3.5.2 Impacto a los Titulares de Generación ........................................................................................... 17

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................................... 18 ANEXO A Impacto a Usuario Final……………………………………………………….………………20

ANEXO B Análisis de las Observaciones y Sugerencias de REDESUR al Proyecto de Resolución……..22



1. Introducción

El objetivo del presente informe es revisar las tarifas y compensaciones aplicables a las instalaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) de propiedad de Red Eléctrica del Sur (en adelante “REDESUR”).

La revisión incluye la liquidación de los ingresos por la subestación Tacna (en adelante “S.E. Tacna”) y el cálculo de la compensación mensual que los generadores deben pagar por el uso de la subestación Puno (en adelante “S.E. Puno”), en cumplimiento de lo dispuesto por el Artículo 25° del Texto Único Ordenado de las normas con rango de ley que regulan la entrega en Concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y servicios públicos (en adelante ”TUO”).

Mediante Resolución N° 001-2000 P/CTE, la CTE (hoy OSINERG) fijó el VNR Inicial de las instalaciones de REDESUR de acuerdo con lo establecido en la Cláusula 14.1 inciso (ii) del Contrato BOOT1,, según se muestra en el Cuadro N° 1.1.

1 Contrato celebrado en enero de 1999 entre el Estado Peruano y Redesur S.A. para el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y explotación del Reforzamiento de los Sistemas Eléctricos de Transmisión del Sur y la prestación del servicio de transmisión de electricidad.



Cuadro N° 1.1 VNR de las Instalaciones de REDESUR

DESCRIPCION CARACTERISTICAS VNR

(Miles US$) SISTEMA

L.T. Socabaya - Moquegua 220 kV - 02 Ternas 17 789 Principal L.T. Moquegua - Tacna 220 kV - 01 Terna 18 118 Principal L.T. Moquegua - Puno 220 kV - 01 Terna 33 834 Principal S. E. Puno Simple Barra - 220kV 2 707 Secundario S. E. Tacna Simple Barra - 220kV 2 032 Secundario TOTAL VNR 74 480

L.T. : Línea de TransmisiónS.E. : Sub Estación

El Procedimiento para la Liquidación Anual de Ingresos por uso de la S.E. Tacna de REDESUR se aprobó mediante Resolución OSINERG N° 1416-2002-OS/CD.

El Cargo Secundario de Transmisión por Peaje Secundario Equivalente en Energía (en adelante “CPSEE”) para la S.E. Tacna de REDESUR fue fijado en 0,7283 Ctm.S/./kWh, mediante la Resolución OSINERG N° 154-2003-OS/CD, a una tasa de cambio de 3,472 S/./US$.

El Artículo Cuarto de la Resolución N° 003-2001 P/CTE, dispuso la aplicación de una compensación mensual a la Transformación Puno 220/138 kV, cuyo monto será pagado por los generadores usuarios de dicha subestación en función del uso físico de la misma aplicando el Método de los Factores de Distribución Topológicos propuesto por Janusz Bialek2. De acuerdo a los términos del Contrato BOOT dicha compensación será actualizada anualmente empleando los índices “Finished Goods Less Food and Energy”, Serie ID: WPSSOP3500 (en adelante “Indice de Reajuste”), publicado por el Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América.

REDESUR, mediante cartas RDS N° 024/2004 y RDS N° 071/2004, en atención al oficio OSINERG-GART N° 018-2004, remitió la información correspondiente a la medición y facturación mensual efectuado por el uso de las instalaciones de la subestación Tacna y Puno.

Mediante carta DS. N°118/2004, REDESUR presentó sus comentarios sobre el Proyecto de Resolución OSINERG N° 038-2004-OS/CD y adjuntó copias de las facturas de los meses de enero y febrero correspondientes a las subestaciones de Tacna y Puno.

2 Método descrito en el documento de Janusz Bialek, Topological Generation and Load Distribution Factors for Suplemental Charge Allocation In Transmission Open Access, IEEE Transactions on Power Systems, Vol 12, N°3, August 1997.



2. Aspectos Metodológicos y Regulatorios

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

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. (...)



el “Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”.

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

Mediante Decreto Supremo N° 029-2002-EM10 del 25 de septiembre de 2002, se dictaron disposiciones específicas para la determinación del SEA en las

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



demandas que son servidas exclusivamente por SST. El referido decreto, especifica adicionalmente, que sus Artículos 1° y 2°, relativos con la determinación del SEA, son aplicables a partir del presente proceso de regulación de tarifas y compensaciones.

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

prestarán el servicio, cumpliendo con los estándares de calidad correspondientes;

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

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

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

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, LCD y en el Reglamento de 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 del cual los interesados pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.

Este estudio corresponde al análisis de las tarifas y compensaciones para el SST de REDESUR.



Cuadro No. 3.1 PPRROOCCEEDDIIMMIIEENNTTOO DDEE FFIIJJAACCIIÓÓNN DDEE TTAARRIIFFAASS YY CCOOMMPPEENNSSAACCIIOONNEESS EENN SSSSTT –– AAÑÑOO 22000044



3.1 Publicación de los proyectos de Resolución

El OSINERG, como resultado de los estudios efectuados para evaluar las propuestas presentadas por las titulares de la transmisión para la fijación de tarifas y compensaciones de los SST, dispuso la publicación de los proyectos de resolución que fijan las tarifas y compensaciones de los SST en el año 2004 y la relación de información que la sustenta.

Las publicaciones indicadas se realizaron el 01 de marzo de 2004, mediante la Resolución OSINERG N° 039-2004-OS/CD. Los valores expresados en soles, que fueron prepublicados, se determinaron con una Tasa de Cambio igual a 3,50 S/./US$, que corresponde al último día hábil del mes de enero de 2004.

3.2 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 2004, 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: Cañete, Arequipa y Lima, a través de un sistema de multivideoconferencia.

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

Las opiniones y comentarios vertidos durante dicha audiencia han sido analizados por el OSINERG.

3.3 Opiniones y Comentarios a los Proyectos de Resolución

El 25 de marzo de 2004 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.

Mediante carta DS. N° 118/2004 de fecha 25/03/2004, REDESUR hizo llegar sus comentarios y sugerencias al Informe OSINERG-GART/DGT N° 016-2004 que sustenta la fijación de compensaciones por el uso del SST de REDESUR. El análisis los mismos se incorporan en el Anexo A del presente informe.



3.4 Liquidación Anual S.E. Tacna 220/138/10 kV

En la determinación del CPSEE se ha considerado las premisas contenidas en el Informe Técnico OSINERG/RGT N° 057-2003 que sustenta la Resolución OSINERG N° 154-2003-OS/CD. Así, se han considerado los siguientes:

• las mismas cifras de inversión inicial de REDESUR en la S.E. Tacna, • el Costo de Operación y Mantenimiento (COyM), • la demanda de energía proyectada para 15 años (D.S. 029-2002-EM), • los ingresos tarifarios proyectados para el período 2001 – 2030 • una tasa de actualización de 12%, conforme lo estipulado en el

Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

El cálculo del CPSEE se realiza de acuerdo con lo señalado en el Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, siguiendo el procedimiento para la determinación de las compensaciones y tarifas para los sistemas secundarios de transmisión, y en concordancia con el Contrato BOOT firmado con el estado peruano. Asimismo, se ha considerado el tratamiento de la demanda para el horizonte de largo plazo de 15 años que se señala en el D.S. N° 029-2002-EM. Teniéndose de esta manera dos períodos de 15 años que abarca el período de concesión de 30 años señalado en el Contrato BOOT. En este sentido, el valor del CPSEE es igual al cociente del peaje secundario actualizado, entre la demanda de energía actualizada, para el horizonte de largo plazo de 15 años.

De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT, también corresponde actualizar el VNR con la variación del índice Finished Godds Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América.

Al 07 de abril de 2004, se han registrado los siguientes valores definitivos del índice WPSOOP3500:

• Indice Base (febrero 2001) = 149,20 • Indice Final (marzo 2003) = 150,80 • Indice Final (octubre 2003) = 151,20 • Valor de ajuste marzo 2003 = 1,01072 • Valor de ajuste marzo 2004 = 1,01340

El Cuadro N° 3.2 muestra el cálculo de los ingresos anuales esperados. El costo total anual correspondiente al año 2003 se ha calculado aplicando el valor de ajuste marzo 2003 y el costo anual a partir del año 2004 se ha calculado aplicando el valor de ajuste marzo 2004. Este último valor considera el índice No Preliminar WPSSO3500 a marzo de 2004, y corresponde a octubre de 2003. Los ingresos anuales de los años anteriores corresponden a los ingresos anuales esperados que fueron liquidados con los ingresos anuales facturados por REDESUR. También se muestra en dicho cuadro que el valor presente del ingreso anual esperado es igual al valor presente del Costo Total de las instalaciones de la Subestación Tacna para ambos períodos de 15 años, con lo cual se garantiza de que el CPSEE calculado permite el retorno de la inversión a la tasa del 12% en un plazo de 30 años considerando los montos ya pagados en los años precedentes.



El CPSEE determinado en 0,2085 Ctv US$/kWh permite un ajuste más preciso de la cobertura de los primeros 15 años, considerando los montos ya liquidados en los años precedentes.

Cuadro N° 3.2 Ingresos Anuales Esperados S.E. Tacna

N° AñoDemanda

ProyectadaCosto Total

AnualIng. Tarifario

EsperadoPeaje Unitario

EsperadoIngreso Anual

Esperado(GWh) (Miles US$) (Miles US$) (Ctv US$/kWh) (Miles US$)

1 2001 122,91 314,56 18,582 0,1780 229,9412 2002 126,97 316,08 19,839 0,1792 247,1863 2003 131,16 317,26 21,182 0,2038 281,3314 2004 135,48 320,15 22,616 0,2085 305,0665 2005 139,96 320,15 24,147 0,2085 315,9186 2006 144,57 320,15 25,782 0,2085 327,1827 2007 149,34 320,15 27,529 0,2085 338,8758 2008 154,27 320,15 29,394 0,2085 351,0159 2009 159,36 320,15 31,387 0,2085 363,62110 2010 164,62 320,15 33,516 0,2085 376,71411 2011 170,06 320,15 35,789 0,2085 390,31312 2012 175,67 320,15 37,941 0,2085 404,16313 2013 181,46 320,15 39,208 0,2085 417,51614 2014 187,45 320,15 40,563 0,2085 431,35515 2015 193,64 320,15 41,586 0,2085 445,27416 2016 200,03 320,15 42,648 0,1152 272,99217 2017 206,63 320,15 43,657 0,1152 281,60118 2018 213,45 320,15 44,585 0,1152 290,38219 2019 220,49 320,15 45,576 0,1152 299,48420 2020 227,77 320,15 46,421 0,1152 308,70821 2021 235,28 320,15 47,262 0,1152 318,20522 2022 243,05 320,15 48,161 0,1152 328,04523 2023 251,07 320,15 48,889 0,1152 338,00924 2024 259,35 320,15 49,623 0,1152 348,28425 2025 267,91 320,15 50,408 0,1152 358,92426 2026 276,75 320,15 51,083 0,1152 369,78027 2027 285,89 320,15 51,692 0,1152 380,90628 2028 295,32 320,15 52,342 0,1152 392,42129 2029 305,07 320,15 53,037 0,1152 404,33830 2030 315,13 320,15 53,513 0,1152 416,407

Valor Presente Valores EsperadosDemanda

(GWh)Costo Total (Miles US$)

Ingreso Tarifario (Miles US$)

Peaje Unitario(Ctv US$/kWh)

Ingreso Total(Mil US$) Cobertura

Período 2001-2015 992,71 2 170,22 179,96 0,2085 2 170,22 100,0%

Período 2016-2030 1 615,57 2 180,51 320,10 0,1152 2 180,51 100%

Los resultados que a continuación se detallan son producto de la aplicación del procedimiento para la Liquidación Anual de los Ingresos por uso de la S.E. Tacna de REDESUR.

El Gráfico N° 3.1 muestra los periodos de fijación tarifaria de los últimos dos años 2002 y 2003, y los períodos de liquidación de los sistemas de transmisión con régimen de Contrato BOOT correspondientes a los años 2002 a 2003. La liquidación anterior se realizó para el período marzo 2002 – febrero 2003, ahora corresponde realizar la liquidación para el período marzo 2003 – febrero 2004.



En el referido gráfico se puede observar que existen dos períodos a considerar en la liquidación correspondiente al año 2003. Estos períodos comprenden del 01 de marzo al 30 de abril de 2003 y del 01 de mayo de 2003 al 28 de febrero de 2004. Para determinar los valores parciales de los ingresos Anuales Esperados por cada período a liquidar, se consideran los Ingresos Anuales Esperados calculados en la fijación de mayo de 2002 y mayo 2003 respectivamente, o la que corresponda.

Gráfico N° 3.1 Período de Fijación de Peaje y Liquidación de la S.E. Tacna y S.E. Puno de REDESUR

FITA 2002 FITA 2003

LIQ. 2002 LIQ. 2003

MAY2000

MAY2002

MAY2003

MAY2004

28FEB

28FEB

28FEB

VNR0 VNR 2 VNR3

VNR0 = Oferta Económica del Adjudicatario

VNR 4FITA 2002 FITA 2003

LIQ. 2002 LIQ. 2003

MAY2000

MAY2002

MAY2003

MAY2004

28FEB

28FEB

28FEB

VNR0 VNR 2 VNR3

VNR0 = Oferta Económica del Adjudicatario

VNR 4

Con el fin de proceder a efectuar la liquidación de los ingresos facturados por REDESUR, de acuerdo con lo establecido en su Contrato BOOT y el TUO, se solicitó a REDESUR la información correspondiente de la medición y facturación mensual efectuada por el uso de las instalaciones de la subestación Tacna.

El ingreso anual esperado a considerarse para el cálculo de la liquidación de los períodos comprendidos entre el 01 de marzo al 30 de abril de 2003 y del 01 de mayo de 2003 al 28 de febrero 2004 corresponde a 247,343 y 288,522 miles de US Dólares cuyas mensualidades ascienden a 19 588 y 22 588 US Dólares respectivamente. Dichas mensualidades son liquidadas con las compensaciones mensuales facturadas por la transferencia de energía a EGESUR para cubrir la demanda de los sistemas eléctricos de Tacna y Yarada, tal como se muestra en detalle en el Cuadro N° 3.3.



Cuadro N° 3.3 Liquidación Anual S.E. Tacna

Período Marzo 2003 – Febrero 2004 Compensación Mensual

Peaje Facturado

S/.

Ingreso Tarifario

FacturadoS/.

Total Facturado

US$

MensualUS$

Valor Presente a

Febrero 2004

1 Marzo 3,461 70 110,59 - 20 257,32 19 558,22 (699,10) (775,63)2 Abril 3,475 69 240,28 - 19 925,26 19 558,22 (367,04) (403,39)3 Mayo 3,474 69 105,35 - 19 892,16 22 814,38 2 922,22 3 181,464 Junio 3,471 65 084,89 - 18 751,05 22 814,38 4 063,33 4 382,225 Julio 3,482 67 048,41 - 19 255,72 22 814,38 3 558,66 3 801,876 Agosto 3,480 69 427,34 - 19 950,39 22 814,38 2 863,99 3 030,977 Setiembre 3,479 68 603,99 - 19 719,46 22 814,38 3 094,92 3 244,578 Octubre 3,475 76 962,43 - 22 147,46 22 814,38 666,92 692,599 Noviembre 3,475 75 403,80 - 21 698,94 22 814,38 1 115,44 1 147,50

10 Diciembre 3,459 82 807,48 - 23 939,72 22 814,38 (1 125,34) (1 146,79)11 Enero 3,492 82 096,35 - 23 509,84 22 814,38 (695,46) (702,06)12 Febrero 3,463 76 041,79 - 21 958,36 22 814,38 856,02 856,02

TOTAL 17 309,33

Saldo de liquidación a febrero 2004: 17 309,33 US$

Saldo de liquidación a febrero 2005: 19 386,45 US$

MESTipo de Cambio S/./US$

Ingreso Mensual Esperado

US$

Saldo de Liquidación

Así, los saldos mensuales resultantes llevados a febrero 2004 ascienden a US$ 17 309,33. Este valor llevado a febrero 2005, a una tasa de 12%, resulta en US$ 19 386,45. El Cuadro N° 3.4 muestra un resumen del resultado de la liquidación mensual del período marzo 2003 – febrero 2004.

Cuadro N° 3.4 Resumen de la Liquidación Anual – S.E. Tacna

PeriodoIngreso Anual

EsperadoUS$

Monto Anual Facturado

US$

Saldo de Liquidación a Febrero 2004

US$

Saldo de Liquidación a Febrero 2005

US$Marzo 2003 a Abril 2003 43 194,66

Mayo 2003 a Febrero 2004 238 136,07

Monto a liquidar 281 330,73 264 021,39 17 309,33 19 386,45

3.4.1 Determinación del Peaje Secundario CPSEE Para la determinación del CPSEE, a ser cubierto por los usuarios de los Sistemas Eléctricos de Tacna y Yarada, se ha ajustado el VNR utilizando el último valor disponible No Preliminar del índice WPSSOP3500 a abril 2004. Este valor corresponde al mes de octubre 2003. Luego, al CPSEE determinado para el largo plazo de 15 años, establecido por el D.S. 029-2002-EM, se le agrega 0,0495 Ctm. S/./kWh. Dicho incremento es el resultado de dividir el saldo de la liquidación, a febrero 2005, entre la demanda esperada del año 2004.

El CPSEE resultante es de 0,7711 Ctm.S/./kWh y representa un incremento de 6,1% respecto al peaje vigente, tal como se detalla en el Cuadro N° 3.5.



Cuadro N° 3.5 CPSEE Propuesto

Demanda Año 2004

GWh

Saldo Liquidación

US$


Incremento CPSEE

Ctm.S/./kWh

CPSEE Vigente

Ctm.S/./kWh

CPSEE DS 029-2002 Ctm.S/./kWh

CPSEE Propuesto

Ctm.S/./kWh Variación

%

135,5 19 386 3,461 0,0495 0,7266 0,7215 0,7711 6,1%

3.4.2 Fórmulas de Actualización Los Peajes Secundarios Unitarios determinados en la sección anterior corresponden a valores calculados al 31 de marzo de 2004, los mismos que se deberán actualizar antes de su aplicación. En general, para determinar la fórmula de actualización de los cargos de peaje secundario por transmisión se efectúan una revisión de la composición de los costos de inversión, operación y mantenimiento en sus componentes en moneda nacional y moneda extranjera, el cual es determinado mediante la siguiente expresión:

CBPSE1 = CBPSE0 * FACBPSE

FACBPSE = a * FTC + b * FPM

FTC = TC/TC0

FPM = IPM/IPM0

FACBPSE : Factor de Actualización del cargo CBPSE0.

CBPSE0 : Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía, publicado en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los SST, expresado en ctm. S/./kW.h.

CBPSE1 : Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía actualizado, expresado en ctm. S/./kW.h.

FTC : Factor por variación del Tipo de Cambio.

FPM : Factor por variación de los Precios al Por Mayor.

TC : Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la “COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA – TIPO DE CAMBIO PROMEDIO PONDERADO” o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

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.

Dado que el Contrato BOOT garantiza la inversión en moneda extranjera (US$), para el presente caso sólo se considerará la variación del Tipo de Cambio. En consecuencia, los valores de a y b serán: a =1,000 y b = 0,000.

3.4.3 Impacto a Usuario Final El impacto a usuario final se presenta en el Anexo B del presente informe

3.5 Determinación de la Compensación Mensual de la S.E. Puno 220/138/10 kV

Para determinar la compensación mensual a ser cubierto por los generadores usuarios de la transformación de la S.E. Puno, la anualidad del monto de inversión en la subestación Puno se multiplica por el factor de ajuste de 1,0134, que resulta de aplicar el índice de Reajuste correspondiente a febrero 2 001 (149,20) y el índice No Preliminar a marzo 2 004, que corresponde a octubre 2003 (151,20). A dicho resultado se suma el COyM. Considerando la tasa de cambio al 31 de marzo de 2004, cuyo valor es de 3,461 S/./US$, dicha compensación mensual asciende a la suma de S/. 116 722, tal como se muestra en el Cuadro N° 3.8.

Cuadro N° 3.8 Compensación Mensual S.E. Puno

VNR SE PUNO

US$ COyM US$


Factor de Ajuste

Compensación Mensual Vigente

S/.

Compensación Mensual

Propuesto S/.

Impacto al Generador

%

2 707 000 85 940 3,461 1,0134 115 462 116 722 1,09%

3.5.1 Fórmulas de Actualización Los Peajes Secundarios Unitarios determinados en la sección anterior corresponden a valores calculados al 31 de marzo de 2004, los mismos que se deberán actualizar antes de su aplicación. En general, para determinar la fórmula de actualización de los cargos de peaje secundario por transmisión se efectúan una revisión de la composición de los costos de inversión, operación y mantenimiento en sus componentes en moneda nacional y moneda extranjera, el cual es determinado mediante la siguiente expresión:

CBPSE1 = CBPSE0 * FACBPSE

FACBPSE = a * FTC + b * FPM

FTC = TC/TC0

FPM = IPM/IPM0

FACBPSE : Factor de Actualización del cargo CBPSE0.



CBPSE0 : Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía, publicado en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los SST, expresado en ctm. S/./kW.h.

CBPSE1 : Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión de Energía actualizado, expresado en ctm. S/./kW.h.

FTC : Factor por variación del Tipo de Cambio.

FPM : Factor por variación de los Precios al Por Mayor.

TC : Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la “COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA – TIPO DE CAMBIO PROMEDIO PONDERADO” o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

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.

Dado que el Contrato BOOT garantiza la inversión en moneda extranjera (US$), para el presente caso sólo se considerará la variación del Tipo de Cambio. En consecuencia, los valores de a y b serán: a =1,000 y b = 0,000.

3.5.2 Impacto a los Titulares de Generación El impacto a los titulares de generación se muestra en el Anexo A del presente informe.



4. Conclusiones y Recomendaciones

Como consecuencia del análisis efectuado se tiene las siguientes conclusiones:

• Fijar el CPSEE, correspondiente a la S.E. Tacna 220/66/10 kV, en 0,7711 Ctm.S/./kWh.

• Los ingresos que resulten de la aplicación del cargo CPSEE a la demanda ubicada en la subestación Tacna deberán ser transferidos íntegramente a REDESUR S.A..

• Fijar la compensación mensual, por el uso de la S.E. Puno 220/138/10 kV, en S/. 116 722. Dicha compensación será pagada por los titulares de generación en función del uso físico que efectúen de dicha instalación. Para tal fin, REDESUR deberá aplicar el método de los Factores de Distribución Topológicos.



Anexo A

Impacto a Usuario Final



1. Impacto tarifario en los Sistemas Eléctricos Tacna y La Yarada

El impacto en la tarifa residencial (BT5B-3) para los usuarios de los sistemas eléctricos Tacna y La Yarada es de 0,15% y 0,14% respectivamente.

El Cuadro A.1 muestra los resultados del impacto tarifario de los precios en barra de los sistemas eléctricos Tacna y Yarada.

Cuadro A.1 Impacto Tarifario en los Sistemas Eléctricos Tacna y La Yarada

Precio Medio en AT (Tarifa MT2) Precio Medio en (Tarifa BT5B-3) Sistema Eléctrico Vigente [*]

Ctm. S/./kWh Propuesto

Ctm. S/./kWh Variación Vigente [*] Ctm. S/./kWh

Propuesto Ctm. S/./kWh Variación

TACNA 17,90 17,94 0,22% 34,24 34,29 0,15%

YARADA 18,15 18,20 0,28% 36,06 36,11 0,14%

2. Impacto a los Titulares de Generación

El incremento de la compensación mensual a pagarse por el uso de la transformación en la Subestación Puno no tiene impacto en las tarifas a usuario final, sin embargo, el impacto a los titulares de generación resulta en 1,09%.



Anexo B

Análisis de las Observaciones y Sugerencias de REDESUR al Proyecto de Resolución



El análisis de las sugerencias y comentarios recibidos se ha realizado sobre la base de los siguientes documentos:

1. Carta DS N° 118/2004, remitida por REDESUR el 25 de marzo de 2004.

2. Informe OSINERG-GART/DGT N° 016-2004 Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de REDESUR.

1. Liquidación Anual S.E. Tacna 220/66/10 kV a. REDESUR.- La empresa señala que en el Cuadro N° 4.2 “Ingresos Anuales esperados S.E. Tacna”, el valor de 0,205 del Peaje Unitario Esperado para el año 2003 aparentemente está equivocado o por redondeo hace que éste sea igual que en los años siguientes. Solicita que la columna de Peajes Unitarios tenga cuatro decimales y que todos los cálculos sean efectuados con cuatro decimales redondeados al mayor valor.

OSINERG.- De acuerdo al procedimiento señalado en el artículo 139° del Reglamento de la LCE, el peaje secundario unitario es determinado como un solo valor equivalente para el horizonte de largo plazo, establecido en 15 años por el D.S. 029-2002-EM. Por tanto, en el cuadro “Ingresos Anuales Esperados S.E. Tacna” se presentan dos únicos valores de peaje unitario calculados para los períodos comprendidos entre 2001-2015 y 2016-2030 respectivamente. Estos dos períodos abarcan el total de los 30 años de la concesión de REDESUR

b. REDESUR.- La empresa solicita que en la parte inferior de dicho Cuadro 4.2 se incluya los valores resumen del “Valor Presente”, “Valor Presente 2001 - 2015” y “Valor Presente 2016 - 2030” en forma similar al cuadro N° 2 que figura en el informe OSINERG-GART/DGT N° 057-2003 y que les permita seguir los pasos que se han efectuado para el cálculo de los ingresos de REDESUR.

OSINERG.- En el presente informe se incluye el resumen de cálculo de los peajes unitarios para los períodos 2001-2015 y 2016-2030 de acuerdo a lo solicitado por REDESUR.

c. REDESUR.- La empresa señala que el valor del tipo de cambio a ser considerado para el mes de diciembre debe ser 3,459 en lugar de 4,800 S/./US$.

OSINERG.- En el cuadro “Liquidación Anual S.E. TACNA” se ha considerado el tipo de cambio de 3,459 S/./US$ correspondiente al mes de diciembre de 2003 en lugar del valor provisional de 3,480 S/./US$.

2. Liquidación Anual de la Compensación en S.E. Puno 220/138/10 kV a. REDESUR.- La empresa señala que, en el Cuadro 4.7, el valor del tipo de cambio a ser considerado para el mes de diciembre debe ser 3,459 en lugar de 4,800 S/./US$.

OSINERG.- En el cuadro “Liquidación Anual S.E. PUNO” se ha considerado el tipo de cambio de 3,459 S/./US$ correspondiente al mes de diciembre de 2003 en lugar del valor provisional de 3,480 S/./US$.



b. REDESUR.- La empresa señala que para el cálculo de liquidación del período marzo 2003 – febrero 2004 se debe tomar los valores del IPP del WPSSOP3500 del mes de marzo 2003.

OSINERG.- Para el cálculo de la liquidación marzo 2003 – febrero 2004 no corresponde aplicar el índice WPSSOP3500. El ajuste del VNR correspondiente a la S.E. Puno fue realizado en la regulación de los SST del año 2003 tal como se señala en el Informe OSINERG-GART/DGT N° 029-2003 que sustenta la Resolución OSINERG N° 104-2003-OS/CD.

c. REDESUR.- La empresa señala que si se efectúa la liquidación por el uso del transformador de Puno para períodos en las cuales tienen saldos negativos, también debería efectuarse la liquidación para los períodos tarifarios en los cuales REDESUR tenía saldos positivos.

OSINERG.- Con la finalidad de efectuar la liquidación anual de los ingresos por el uso de las instalaciones del SST S.E. Puno, inclusive para los períodos tarifarios a los que se refiere REDESUR, el OSINERG previamente aprobará el procedimiento de liquidación anual correspondiente.

estudio para la fijación de tarifas y compensaciones en el ... 016a-2004.pdf · estudio para la...

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