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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° 025-2003

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

SEAL Regulación de 2003

Lima, 21 de mayo de 2003

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/DGT N° 025-2002

Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de SEAL S.A. Página 2 de 43 Regulación de 2003

INDICE

1. RESUMEN..........................................................................................................3

1.1 PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA............................................................. 4 1.2 RESUMEN DE RESULTADOS ............................................................................ 5 1.3 PRINCIPALES MODIFICACIONES A LAS PROPUESTAS DE LOS TITULARES DE

TRANSMISIÓN ................................................................................................ 5

2. ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS .....................................7

3. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA ....................................................10

3.1 PROPUESTA INICIAL DE SEAL....................................................................... 12 3.1.1 Pronóstico de la Demanda ............................................................. 12 3.1.2 Determinación del SEA................................................................... 13 a) Sistema eléctrico de Arequipa ........................................................ 13 b) Sistema Islay .................................................................................. 13 c) Sistema Marcona - Bella Unión ...................................................... 13 d) Sistema Repartición Majes ............................................................. 13 3.1.3 Determinación de los Costos de Inversión ..................................... 14

3.1.3.1 Líneas de Transmisión ...............................................................14 3.1.3.2 Subestaciones............................................................................15

3.1.4 Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento ........ 16 3.1.4.1 Respecto a los Costos de Mantenimiento...................................17 3.1.4.2 Respecto a los Costos de Operación .........................................17 3.1.4.3 Respecto a los Costos de Gestión .............................................17 3.1.4.4 Respecto a los Costos de Seguridad..........................................18

3.1.5 Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por SEAL......... 18 3.2 PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA....................................................................... 19 3.3 OBSERVACIONES DEL OSINERG A LA PROPUESTA INICIAL DE SEAL............ 20 3.4 ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES Y PROPUESTA FINAL DE SEAL ............. 22 3.5 ANÁLISIS DE OSINERG............................................................................... 27

3.5.1 Pronóstico de la Demanda ............................................................. 28 3.5.2 Determinación del SEA del SST de SEAL...................................... 28 3.5.3 Evaluación del Costo de Inversión.................................................. 30 3.5.4 Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento.............. 31 3.5.5 Determinación del Tarifas para SEAL............................................. 32

3.5.5.1 Factores de Pérdidas .................................................................32 3.5.5.2 Peajes Secundarios (PSU).........................................................33

3.5.6 Fórmula de Actualización ............................................................... 33

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................35

Anexo A Análisis de la Absolución de Observaciones............................................ 36 Anexo B Comparación de los Costos de OSINERG con las Propuestas de SEAL . 39

5. REFERENCIAS................................................................................................43


Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de SEAL Página 3 de 43 Regulación de 2003

1. Resumen

El siguiente informe contiene el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante “OSINERG”), para la fijación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) de la Empresa Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. (en adelante “SEAL”) correspondiente a la regulación del año 2003.

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

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

El estudio 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 01 de febrero de 2003 con la presentación de los “Estudios Técnico Económico con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones”, preparados por los titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su evaluación. De acuerdo con el procedimiento aprobado, las referidas propuestas, dentro de las cuales se encontraba la de SEAL, fueron consignadas en la página WEB del OSINERG hasta el 14 de febrero de 2003.

Como parte del proceso regulatorio se convocó a audiencia pública, que se llevó a cabo el día viernes 7 de marzo de 2003. En esta audiencia los titulares de los SST tuvieron la oportunidad de sustentar sus propuestas de fijación de tarifas, recibieron los comentarios y observaciones de los asistentes y dieron una primera respuesta a las observaciones recibidas.

Posteriormente, el 28 de marzo de 2003, el OSINERG remitió a los titulares de los SST los informes correspondientes con las observaciones encontradas a los estudios técnico económicos señalados anteriormente.

Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por los titulares de transmisión con fecha 22 de abril de 2003. Los informes con las propuestas finales de las empresas concesionarias fueron consignadas en la página WEB de OSINERG hasta el día 25 de abril de 2003.

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.



En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recolectada a lo largo del procedimiento descrito, incluidos los resultados de los estudios encargados por el OSINERG a consultores especializados sobre temas específicos de la regulación de la transmisión secundaria.

1.2 Resumen de Resultados En el siguiente cuadro se presenta un resumen con los Peajes Secundarios Unitarios obtenidos para los sistemas secundarios de transmisión de SEAL:

Cuadro Nº 1.1 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003

PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS PARA SEAL (ctms. S/./kW.h)

SISTEMA Muy Alta Tensión (MAT) Alta Tensión (AT) Media Tensión (MT)

Arequipa - 0.4363 0.8810 Mollendo-Matarani - 0.4363 0.8810 Colca - 0.4363 0.8810 Repartición - 0.4363 0.8810 Majes - 0.4363 0.8810 La Cano - 0.4363 0.8810 Yura - 0.4363 0.8810 Chala - 0.4363 0.8810 Bella Unión - 0.4363 0.8810

Los valores mostrados en el cuadro anterior han sido determinados con un Tipo de Cambio igual a 3,463 S/./US$ y un índice de precios al por mayor de 155.780901 que corresponden al 30 de abril de 2003.

1.3 Principales Modificaciones a las Propuestas de los Titulares de Transmisión Los resultados anteriores se obtuvieron a partir de la propuesta final de SEAL con las modificaciones efectuadas por el OSINERG. La siguiente relación describe los principales cambios incorporados:

Respecto al pronóstico de la demanda

(a) Se determinó que la tasa de crecimiento de las ventas de energía más probables para el periodo 2003 – 2017 utilizando un modelo econométrico.

Respecto a la Determinación del SEA

(b) Se analizaron tres alternativas para determinar la configuración del SST correspondiente al sistema eléctrico de la ciudad de Arequipa.

(c) Se analizaron tres alternativas para determinar la configuración del SST correspondiente al sistema eléctrico Repartición – Majes.



(d) Se analizaron dos alternativas para determinar la configuración del SST correspondiente al sistema eléctrico Bella Unión.

(e) Se analizaron dos alternativas para determinar la configuración del SST correspondiente al sistema eléctrico Islay.

(f) Se ha considerado un trazo de ruta más conveniente para cada sistema eléctrico.

(g) Se han considerado criterios técnicos económicos en la selección del conductor, las diferentes estructuras y el cálculo de cimentaciones.

(h) Se ha analizado los niveles de pérdida en el largo plazo y definido el sistema de distribución más adecuado para la ciudad de Arequipa.

Respecto a los costos de inversión

(i) Se modificaron los costos unitarios de recursos, de acuerdo a costos de mercado.

(j) Se ajustaron los rendimientos de las actividades de montaje de acuerdo con las prácticas de la industria.

(k) Se corrigieron los suministros importados aplicando flete marítimo, seguro, aranceles y gastos de aduana y transporte.

Respecto a los costos de operación y mantenimiento

(l) Se racionalizaron los costos de operación y mantenimiento de acuerdo a las instalaciones del SEA.

(m) En el mantenimiento de líneas y subestaciones se racionalizaron los costos eliminando actividades no estándares.

(n) Se ajustó el ajuste de los costos unitarios, frecuencia y rendimiento de las actividades.

(o) Se adaptaron los salarios del personal a precios de mercado.

Respecto a la evaluación de peajes, ingreso tarifario y factores de pérdidas marginales

(p) Se han calculado los factores de pérdidas marginales a partir de los análisis de flujos de carga. Dichos factores han servido de base para la determinación de los ingresos tarifarios.

(q) Se han determinado los factores de actualización teniendo en cuenta la proporción de los costos en moneda extranjera y moneda nacional.



2. Aspectos Regulatorios y Metodológicos

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la 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 aquellos SST que sirven de forma exclusiva a la demanda. El referido decreto, especifica adicionalmente, que sus Artículos 1° y 2°, relativos con la determinación del SEA, son aplicables a partir del presente proceso de regulación de tarifas y compensaciones.

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 llevó 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 2003.

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

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

Este estudio corresponde al análisis del Estudio Técnico – Económico presentado por SEAL, el mismo que contiene su propuesta de tarifas y compensaciones para el SST de la ciudad de Arequipa y los sistemas eléctricos de Mollendo-Matarani, Colca, Repartición, Majes, La Cano, Yura, Chala y Bella Unión.

.



Cuadro No. 3.1 PROCEDIMIENTO DE FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST – AÑO 2003

OSINERG-GART


3.1 Propuesta Inicial de SEAL De acuerdo con lo dispuesto por el item a) y la Segunda Disposición Transitoria del “Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”, SEAL presentó, con fecha 31 de enero de 2003, el Estudio Técnico Económico que sustenta su propuesta inicial de tarifas y compensaciones para su SST (en adelante “PROPUESTA INICAL”).

La PROPUESTA INICIAL de SEAL involucra lo siguiente:

a) El pronóstico de la demanda.

b) La determinación del Sistema Económicamente Adaptado ó SEA.

c) La evaluación del Costo Medio, que comprende:

• Costo Inversión

• Costos de Operación y Mantenimiento

d) La propuesta de Peaje Secundario para la ciudad de Arequipa y los sistemas eléctricos de Mollendo-Matarani, Colca, Repartición, Majes, La Cano, Yura, Chala y Bella Unión.

3.1.1 Pronóstico de la Demanda Para el pronóstico de la demanda SEAL consideró un horizonte de 15 años, entre el 2003 al 2017, para toda su área de concesión, que comprende el departamento de Arequipa.

SEAL basó su proyección tomado como referencia las tasas de crecimiento de la demanda de energía y potencia utilizados en la Regulación de Precios en Barra de Noviembre 2002. Ha considerado como referencia los valores de demanda de las barras de Socabaya, Jesús, Mollendo, Repartición y Callalli; Para el caso del sistema eléctrico de Bella Unión asumió una tasa constante de 2.5% anual.

Considera como año base de la proyección al año 2002. Señala que para las ventas de energía de los sistemas de SEAL, en AT, MT y BT, han obtenido los registros estadísticos de ventas de energía a clientes finales de la información comercial del OSINERG-GART de los años 2001 y 2002. Agregan que los valores del último trimestre de 2002 fueron proyectados asumiendo la misma variación mensual correspondiente al año 2001.

Para determinar la energía entregada en MT, SEAL señala que, a las ventas en MT y BT agregaron la pérdidas reconocidas por el OSINERG-GART para el año 2002. No han considerado las pérdidas reales.

El resultado de la proyección de SEAL comprende al conjunto de los sistemas eléctricos de su concesión. No presenta resultados por sistemas eléctricos. Además en el análisis no se ha tomado en cuenta la evolución histórica de clientes regulados ni clientes libres; tampoco se ha analizado ni mostrado datos históricos por tipo de cliente, sistema eléctrico y nivel de tensión.

OSINERG-GART


No hace mención a la demanda de CONENHUA, que no es cliente de SEAL, pero esta presente en la barra de Callalli desde Octubre 2002.

3.1.2 Determinación del SEA Para la definición del SEA, ha tomando como base la configuración de los sistemas existentes y ha evaluado, mediante simulaciones de flujos de potencia, el nivel de la tensión y la configuración de las redes a fin de que se adecuen a las potencias máximas a transmitir durante el horizonte de 15 años. Los niveles de tensión analizados fueron de 22.9, 33, 60 y 138 kV.

La capacidad de transmisión de cada configuración alternativa fue verificada mediante simulaciones de flujos de potencia para la máxima demanda de los años 2003, 2007, 2012 y 2017.

Para el caso particular del sistema de la ciudad de Arequipa, SEAL ha considerado el equipamiento por etapas, para los cuales ha efectuado simulaciones de flujos de potencia para cada dos años.

A continuación se resume el SEA propuesto por SEAL para cada uno de los sistemas eléctricos:

a) Sistema eléctrico de Arequipa • Tres puntos de compra de energía: Jesús 138 kV, Chilina 33 kV y

Socabaya 33 kV.

• Una SET de 138/10 kV y cinco SETs de 33/10 kV.

• Enlaces de subtransmisión en 33 kV, compuesto inicialmente por 3 líneas, doble terna, con conductor de AAAC 200 mm2 y 2 líneas simple terna con conductor AAAC 150 mm2. Estos enlaces serán reforzados los años 2006 y 2011.

• El sistema de distribución permanece en 10 kV.

• La ubicación de las SETs no han sido sustentadas.

• SEAL no presenta los resultados de otras alternativas analizadas.

b) Sistema Islay SEAL ha propuesto un transformador 138/22,9 kV en la subestación Base Mollendo, enlaces de subtransmisión en 22,9 kV y subestaciones de 22,9/10 kV

c) Sistema Marcona - Bella Unión El sistema de subtransmisión propuesto es en 22,9 kV; Se requiere un transformador de 60/22,9 kV en Marcona y un autotransformador de 22,9/22,9 kV en Bella Unión para regular la tensión.

d) Sistema Repartición Majes El sistema de subtransmisión propuesto es en 33 kV; siendo el punto de compra es en 138 kV, se requiere un transformador de 138/33/22,9 kV en la subestación Repartición y un transformador de 33/10 kV en la subestación Majes.

OSINERG-GART


3.1.3 Determinación de los Costos de Inversión Para la determinación de los costos de inversión, SEAL en su PROPUESTA INICIAL, ha utilizado sus módulos de líneas de transmisión y elementos de subestaciones, según las características de las instalaciones determinadas en la definición de la configuración y selección del nivel de tensión y las potencias transmitidas. Los aspectos más resaltantes de la PROPUESTA INICIAL se resumen a continuación.

3.1.3.1 Líneas de Transmisión SEAL ha determinado costos modulares según las características de las instalaciones determinadas en la configuración y selección del nivel de tensión y las potencias transmitidas.

En los módulos considerados para las zonas costeras son de tipo rural y de alta polución, se usan postes de madera tratada, conductores de aleación de aluminio tipo AAAC, aisladores de vidrio templado o porcelana para niveles de 22,9 kV y 33 kV, y aisladores poliméricos de goma de silicona para tensiones superiores a 33 kV. no se utiliza cable de guarda.

En los módulos considerados para las zonas con altitudes superiores a 2000 m.s.n.m. de tipo rural, con nivel de tensión de 33 kV, se usan postes de madera tratada, aisladores tipo pin para suspensión (clase ANSI 56-4) y para el anclaje se usa cadenas con aisladores de porcelana o vidrio templado (clase ANSI 52-3), conductor de aleación de aluminio tipo AAAC y cable de guarda de acero galvanizado tipo EHS.

En los módulos considerados para las zonas urbanas con altitud superior a 2000 m.s.n.m., con nivel de tensión de 33 kV, se utilizan postes de concreto armado centrifugado con ménsulas de concreto armado para el alineamiento y postes de acero galvanizado para estructuras de ángulo menor, mediano y mayor, retención y terminal; aisladores poliméricos de goma de silicona tipo rígido horizontal y tipo tensión, conductor de aleación de aluminio tipo AAAC, cable de guarda de acero galvanizado tipo EHS.

En los módulos considerados para los SEAs alternativos presentan líneas de transmisión con niveles de tensión de 60 kV y 138 kV que se desplazan por zonas con altitudes entre los 1500 a 3000 m.s.n.m., se utilizan estructuras de celosía, conductores de aleación de aluminio tipo AAAC, cable de guarda de acero galvanizado tipo EHS, cadenas con aisladores standard de vidrio templado o porcelana, conductor y electrodo de material copperweld para puesta a tierra.

La sección económica de los conductores fue determinada mediante el método del valor presente de flujos de costos totales, cuyos principales componentes son el costo anual de pérdidas de potencia y energía por efecto joule, el costo de pérdidas por efecto corona y, el costo directo anual de la línea de transmisión para cada conductor analizado.

Para las líneas en la zona de la sierra, debido al bajo nivel ceraúnico, han previsto el uso de un solo cable de guarda de 38 mm² con un ángulo máximo de apantallamiento sobre los conductores de 30°.

OSINERG-GART


No consideran cables de guarda en las líneas costeras, tampoco en la línea que va desde Repartición a Majes.

Mantienen los actuales trazos de ruta de cada línea, es decir, consideran las longitudes de las líneas existentes para las líneas adaptadas.

Respecto a los aisladores, para las líneas 33 kV urbanas usan 3 unidades en suspensión y 4 unidades en anclaje clase ANSI 52-3. las líneas 33 kV rurales usan aisladores tipo pin clase 65-4 en suspensión y 4 unidades en anclaje clase ANSI 52-3.

Para las líneas de 22,9 kV rurales usan aisladores tipo pin clase 56-4 en suspensión y 4 unidades en anclaje clase ANSI 52-3.

Para la puesta a tierra han considerado la instalación de contrapesos longitudinales N°2 AWG y varillas de 5/8" diámetro y 2.40 m de longitud de copperweld.

SEAL ha considerado los costos indirectos: materiales, equipos y suministros importados, derecho de aduana y gastos de internamiento, materiales, equipos y suministros nacionales, transporte a la obra y seguros, montaje del equipo electromecánico, obras civiles, gastos generales y utilidades del contratista, gastos de administración (o gastos del propietario), ingeniería y supervisión e Intereses intercalarios (o intereses pre operativos).

3.1.3.2 Subestaciones El costo de la subestaciones fueron valorizados por módulos de acuerdo a la tensión de transformación, potencia de la estación de transformación, ubicación geográfica y para zonas urbanas y rurales.

Para valorizar los módulos se utilizaron precios de suministros, equipos, materiales, mano de obra y otros que corresponden a los precios de mercado actual válidos para adquisiciones y contratos asequibles a SEAL, basados en contratos de instalaciones similares recientes y precios de referencia de proveedores locales.

La estructura de costos de equipos y materiales, incluye precio FOB, transporte marítimo y seguros, aranceles, gastos de aduanas y transporte a obra. No dan el detalle de los criterios utilizados para cada uno de los mismos.

Para la determinación de los costos de montaje indican que han realizado un análisis de precios unitarios. No se han adjuntado los detalles.

No hay detalle de los rubros considerados en el cálculo de los costos de Obras Civiles. Las obras de subestaciones al interior consideran el costo unitario por metro cuadrado de área techada.

Los Gastos generales y utilidades del contratista las calculan como el 7.5% del costo directo total (suministro, montaje y obra civil). No hay sustento del valor indicado.

OSINERG-GART


Los costos indirectos consideran los siguientes porcentajes: ingeniería y supervisión (7.5 %), gastos financieros (5.2 %) y gastos administrativos (2.35%). No hay sustento de los mismos.

Consideran un rubro de costos comunes, que corresponden al terreno, infraestructura de la subestación, edificio de control, red de tierra profunda, sistema de telecomunicaciones, servicios auxiliares y otros. Consideran un valor estimado del 7% del costo directo de las Celdas.

Para el costeo de los módulos de transformadores consideran que los gastos generales y utilidades del contratista serán del 25 % del costo total de obras locales (flete, montaje y obra civil). Al costo directo de los módulos le han agregado el costo indirecto de ingeniería y supervisión (1% del precio del transformador). Los gastos financieros y gestión administrativa se incluyen en el costo de las celdas.

El Cuadro 3.2 resume los costos de inversión propuestos por SEAL:


PROPUESTA INICIAL SEAL COSTO DE INVERSIÓN

(Miles US$)

Año Líneas Subestaciones CC y NE Total

2003 6 615 8 650 0 15 266 2004 6 615 8 650 0 15 266 2005 6 615 8 650 0 15 266 2006 7 047 8 901 0 15 949 2007 7 077 8 901 0 15 979 2008 7 077 8 901 0 15 979 2009 7 077 8 901 0 15 979 2010 7 077 8 901 0 15 979 2011 7 335 9 032 0 16 367 2012 7 345 9 032 0 16 377 2013 7 345 9 032 0 16 377 2014 7 345 9 032 0 16 377 2015 7 345 9 032 0 16 377 2016 7 345 9 032 0 16 377 2017 7 355 9 032 0 16 387

3.1.4 Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento

Los costos de operación y mantenimiento, en la PROPUESTA INICIAL de SEAL, han sido conformados por los siguientes componentes: costos directos de mantenimiento, costos de operación, costos de gestión y seguridad del sistema de transmisión.

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3.1.4.1 Respecto a los Costos de Mantenimiento

Los costos de mantenimiento de líneas y subestaciones obedecen a actividades que normalmente realizan en sus instalaciones con servicio de terceros.

SEAL ha utilizado módulos de mantenimiento definiendo las actividades, procesos y recursos basándose en las prácticas y procedimientos utilizados por SEAL, adecuándose según los criterios de eficiencia de una empresa modelo.

3.1.4.2 Respecto a los Costos de Operación SEAL ha considerado los gastos de personal propio y de terceros según la situación actual para las subestaciones de San Lorenzo, Challapampa, Jesús, Parque Industrial, Mollendo, Base Mollendo, Bella Unión, Repartición, Majes y Callalli.

En el cálculo de los costos de operación de las subestaciones de Socabaya y Chilina, SEAL considera como costo el contrato de servicios vigente. No presenta la justificación de dichos costos.

Las subestaciones de Mejía, Matarani, La Curva, Chucarapi y Paucarpata son consideradas como no atendidas.

3.1.4.3 Respecto a los Costos de Gestión SEAL considera como costos de gestión los incurridos por SEAL en la gestión empresarial, gerencia, administración, servicios diversos e infraestructura de oficinas equipadas, necesarias para la tarea empresarial asociadas a las actividades de O&M, pero que no están directamente incluidos en el costeo de actividades de operación y mantenimiento.

Para el cálculo de los costos de gestión plantean una estructura modelo a nivel de operación y mantenimiento y sobre esta base calculan la incidencia en el O&M de las diferentes áreas de la empresa.

SEAL ha utilizado como costos de gestión de la gerencia general, organismos del área de operaciones y mantenimiento, los costos de personal y otros incurridos por su empresa. Ha estimado los haberes del personal considerando sueldos para profesionales y técnicos típicos de la misma empresa.

Para el rubro “otros costos indirectos” consideran el 30% de los costros de personal. Señala que dentro de este rubro a los gastos en las oficinas, servicios de luz, agua y teléfono, mobiliario de oficina, equipo de cómputo y comunicaciones, tributos municipales diversos y otros. Sin embargo, no presentan sustento de dicho cálculo.

SEAL ha considerado los costos de gestión asignados al área de transmisión de la siguiente manera: gerencia general 5%, organismos de gestión general 10%, jefatura unidades de negocios 10% y gerencia adjunta de operaciones 20%. No presenta el sustento de dichos porcentajes.

OSINERG-GART


3.1.4.4 Respecto a los Costos de Seguridad SEAL ha considerado los costos de vigilancia para las subestaciones de Jesús, Parque Industrial, Mollendo, Callalli, Bella Unión y Majes. Dicho costo asciende a 531 000 nuevos soles anuales.

En el Cuadro 3.3 se muestran los costos de Operación y Mantenimiento por cada uno de los rubros que lo componen.

Cuadro Nº 3.3 Fijación Tarifas Y Compensaciones En SST - Año 2003

PROPUESTA INICIAL SEAL COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Miles US$)

Año Operación Mantenimiento Gestión, y Seguridad Total

2003 219 294 276 788 2004 219 294 276 788 2005 219 294 276 788 2006 229 307 289 825 2007 229 308 289 826 2008 229 308 289 826 2009 229 308 289 826 2010 229 308 289 826 2011 235 316 296 847 2012 235 316 297 847 2013 235 316 297 847 2014 235 316 297 847 2015 235 316 297 847 2016 235 316 297 847 2017 235 316 297 848

3.1.5 Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por SEAL

SEAL ha determinado los cargos por peaje secundario de acuerdo con el procedimiento establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento y las disposiciones del SST, DS N° 029-2002-EM para la determinación del Sistema Económicamente Adaptado a utilizarse para atender las demandas servidas exclusivamente por instalaciones del SST.

Para tal fin han determinado el Costo Medio de Inversión de los sistemas adaptados de SEAL, agregados a nivel de empresa, y desagregados en AT (líneas más transformadores MAT/AT) y transformación AT/MT; los costos de mantenimiento de las subestaciones ha repartido entre la líneas de AT y transformadores en proporción al costo de las celdas; los costos de operación, gestión y seguridad han repartido en proporción a los CMI del sistema de AT y transformación AT/MT.

Los valores de demanda utilizados para el cálculo del peaje en cada nivel de tensión fue determinado de la siguiente manera:

• Transformación AT/MT : Energía entregada en MT

OSINERG-GART


• Sistema en AT : Energía entregada en MT más pérdidas en transformación AT/MT más energía entregada en AT

Luego, para determinar el peaje secundario unitario (en adelante “PSU”) de cada sistema, SEAL ha considerado lo siguiente:

• Cálculo de las anualidades del costo de inversión con una tasa de descuento de 12% anual y 30 años de vida útil.

• Cálculo del costo medio adicionando a las anualidades anteriores el costo anual de O&M.

• Cálculo de los ingresos tarifarios para el año de vigencia de la fijación de tarifas y para cada uno de los sistemas eléctricos de SEAL.

• A los valores del costo medio se le restaron los ingresos tarifarios calculados anteriormente.

• Los valores resultantes se descontaron a valor presente con una tasa de 12% anual, considerando que los gastos se producen a principio de año.

• De manera similar calcularon el valor presente de las demandas de energía, considerando periodos anuales.

En el Cuadro Nº 3.4 se muestra los peajes propuestos por SEAL en su PROPUESTA INICIAL:


PROPUESTA INICIAL SEAL PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS

(ctms. S/./kW.h)


Arequipa - 0.7120 1.4730 Mollendo-Matarani - 0.7120 1.4730 Colca - 0.7120 1.4730 Repartición - 0.7120 1.4730 Majes - 0.7120 1.4730 La Cano - 0.7120 1.4730 Yura - - - Chala - 0.7120 1.4730 Bella Unión - 0.7120 1.4730

3.2 Primera Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia pública para el 07 de marzo de 2003, con el objeto que SEAL, al igual que el resto de los titulares de transmisión, exponga su propuesta de tarifas y compensaciones para la regulación tarifaria del año 2003.

OSINERG-GART


En concordancia con lo anterior se dispuso la publicación, en la página WEB del OSINERG, de los estudios técnico-económicos 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 busca 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 del OSINERG a la Propuesta INICIAL de SEAL Con fecha 28 de marzo de 2003, el OSINERG, a través del Informe OSINERG-GART/DGT N° 013-2003, comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al estudio técnico económico presentado por SEAL. 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:

Con relación al pronóstico de la demanda, se formularon las siguientes observaciones:

a) SEAL deberá realizar, para cada SST, el análisis de la demanda mediante un método econométrico, correlacionando la demanda histórica disgregada por sectores de consumo, de población y otras relevantes, incluyendo proyectos de inversión, así como el incremento del factor de electrificación en la zona de sus concesiones de transmisión.

b) SEAL deberá incluir información detallada de las densidades de carga de la zona de concesión de distribución urbana de la ciudad de Arequipa, en registros históricos de consumo, de al menos 10 años para la ciudad de Arequipa y 5 años para los demás SST a niveles de Baja Tensión, para cada centro de transformación en Media Tensión, así como los radios de cobertura de cada subestación AT/MT. También deberá incluir información histórica similar para las subestaciones AT/MT y MAT/AT de sus otras zonas de concesión.

Con relación a la determinación del SEA, se formularon las siguientes observaciones:

OSINERG-GART


c) Para la determinación de los SEA de sus SST, SEAL debe realizar un estudio de planeamiento de largo plazo (15 años), que contemple la determinación de la configuración del SST así como su dimensionamiento. El análisis deberá comprender formulación de alternativas de configuración, niveles de tensión, capacidades, equipamiento, etc. y seleccionar la de mínimo costo. Asimismo, deberá demostrar que su propuesta de expandir las redes en 33 kV resulta la más económica respecto a otras alternativas en el largo plazo.

d) No ha considerado el criterio de “mínimo costo” en un horizonte de largo plazo, como criterio de determinación de las inversiones a ser incluidas en el SEA. No ha considerado las disposiciones complementarias del DS N° 029-2002-EM en la determinación del SEA.

e) No ha presentado el detalle de cálculo de las tarifas que propone. Asimismo, no ha presentado el detalle de ingresos tarifarios y los cálculos sustentatorios correspondientes a su propuesta de tarifas.

f) No ha sustentado porqué han seleccionado secciones de conductores diferentes a las secciones óptimas de costo mínimo determinadas en el Anexo 3D. Sección Optima de los Conductores para las líneas siguientes:

• Línea 33 kV Socabaya - Parque Industrial DT, sección seleccionada 200 mm². Sección óptima 300 mm² (pag 210).

• Línea 33 kV Chilina - San Lazaro DT, sección seleccionada 200 mm². Sección óptima 300 mm² (pag 218).

• Línea 33 kV Socabaya-Paucarpata DT, sección seleccionada 150 mm². Sección óptima = 240 mm² (pag 220).

g) SEAL deberá sustentar la alta incidencia de estructuras angulares que implica que las líneas adaptadas presenten aproximadamente el doble de vértices de lo usual. Asimismo, SEAL deberá revisar el diseño y cálculo de este tipo de estructuras bajo el criterio de mínimo costo.

h) No ha sustentado el uso de vanos medios en líneas de 22.9 kV y 33 kV rural mayores a los valores estándar.

i) No ha justificado el uso de transformadores de tensión del tipo capacitivo para el nivel de 60 kV en lugar del uso de transformadores de tensión del tipo inductivo, que tienen un costo menor.

j) No presenta el detalle del programa de equipamiento de las subestaciones. Tampoco justifica el incremento de subestaciones de transformación AT/MT de pequeña capacidad versus el crecimiento con equipos de transformación de mediana o gran capacidad.

Con relación al costo de inversión, se formularon las siguientes observaciones:

k) En el costeo de cada tipo de modulo ha incluido los costos correspondientes a la ingeniería de detalle y supervisión, gastos de la empresa e interés intercalario. De acuerdo con lo establecido, no

OSINERG-GART


corresponde que estos costos sean calculados para cada módulo de una subestación, sino para el total de cada subestación.

l) No han sustentado los costos indirectos de ingeniería y supervisión, gastos financieros y gastos administrativos dados sólo en forma porcentual.

m) Los costos unitarios de los módulos estándar de las líneas de transmisión secundaria propuestos en el estudio son mayores que costos de mercado.

n) En las hojas de cálculo de metrado de excavaciones para cimentación de postes y retenidas de las líneas en 22.9 kV, se han detectado errores en el traslado de valores a los cuadros de resumen.

o) El estudio carece de información de detalle de los costos indirectos para el cálculo del CMI de las líneas de transmisión.

p) No ha considerado el criterio de mínimo costo en la selección de las celdas al interior de MT.

q) Los costos unitarios propuestos de los módulos de líneas de 138, 60, 33 y 22,9 kV son elevados en relación al precio promedio de mercado. SEAL deberá sustentar con mayor detalle el total de partidas de costos unitarios de postes metálicos, construcción y montaje (campamentos, accesos, obras civiles, montaje de estructuras, etc.).

r) Los análisis de precios unitarios presentados para cada actividad de la obra consideran costos elevados y rendimientos muy por debajo de los del mercado.

s) Los valores de tasas arancelarias y gastos de aduana son inconsistentes, así como los gastos por flete marítimo y seguros presentados son excesivamente altos.

t) Los costos unitarios del equipamiento de las subestaciones están por encima de los costos unitarios del mercado.

Con relación a los costos de operación y mantenimiento se formularon las siguientes observaciones:

u) El Anexo del COyM presentado no contiene toda la documentación que sirve de sustento para determinar los costos de operación y mantenimiento que propone.

v) No ha presentado el total de la información técnica de las líneas de transmisión Challapampa – Chilina, Islay – Mejía, Mejía – La Curva, Parque Industrial – Challapampa y Socabaya – Paucarpata.

3.4 Absolución de las Observaciones y Propuesta Final de SEAL El 22 abril de 2003, SEAL 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”.

OSINERG-GART


Con relación al pronóstico de la demanda se tiene lo siguiente

a) SEAL no ha presentado información complementaria de demanda requerida por la observación.

b) La proyección de la demanda presentada no tiene sustento.

Con relación a la determinación del SEA se destaca lo siguiente:

c) El análisis presentado no contempla un planeamiento integral de su zona de concesión, incluida la transmisión y distribución de áreas importantes como la ciudad de Arequipa. No muestra los resultados del valor actual de los costos de inversión, pérdidas y demás costos evaluados para cada alternativa analizada.

d) Para el caso de la ciudad de Arequipa, no ha analizado todas las alternativas importantes de configuración del SST que pueda contemplar el adecuado crecimiento de la ciudad. Tampoco hace referencia a la alternativa de subtransmisión en 138 kV, considerando que esta tensión esta disponible en las principales subestaciones que rodean la ciudad.

e) No se ha sustentado la ubicación de las subestaciones de transformación, ni se ha tomado en cuenta el impacto del cambio de tensión en las redes de distribución.

f) No ha realizado un estudio de planeamiento integral de su zona de concesión ni ha considerado un análisis de “mínimo costo” dado que no ha contemplado alternativas importantes de configuración para los SST.

g) No ha analizado alternativas importantes de cambio de tensión que debe demostrar que la ubicación de las subestaciones de transformación existentes y proyectadas obedecen a un análisis de radio óptimo de alimentadores de MT.

h) No ha presentado con su propuesta los detalles del cálculo del peaje, factores de pérdidas e ingresos tarifarios.

i) Han presentado con cierto detalle el cálculo sustentatorio de tarifas y compensaciones y han corregido la selección de los conductores que corresponden a su propuesta.

j) Han revisado y reducido la cantidad de estructuras angulares en líneas de 22.9 kV de acuerdo a lo observado.

k) No han aclarado respecto a los vanos utilizados para los diferentes tipos de conductores utilizados el las líneas de transmisión de 22.9 kV.

l) El vano promedio de 166.50 m para líneas de 33 kV y conductores AAAC 150mm2, resulta inferior en comparación al estándar de 180 m. Por tanto, los metrados que se derivan de la aplicación del mismo resultan en una sobre valorización de las instalaciones.

m) No ha presentado justificación del número de celdas en MT.

OSINERG-GART


n) No ha presentado el sustento económico del uso de transformadores de tipo capacitivo en vez de los transformadores inductivos.

o) Han rectificado el programa de equipamiento de las subestaciones considerando el tamaño de la subestación de transformación en función de la carga.

Con relación a los costos de inversión se tiene lo siguiente:

p) No han respondido a lo solicitado respecto a los sustentos de los costos de las obras civiles.

q) Mantienen en el costeo de las celdas los costos de ingeniería y supervisión, gastos de la empresa e interés intercalario en lugar de aplicarlos a la subestación total.

r) No sustentan los porcentajes aplicados para la ingeniería y supervisión, gastos financieros y gastos administrativos de las obras civiles.

s) Para las líneas de transmisión en 22.9 y 33 kV, se aprecian costos unitarios razonables de las partidas de obras civiles, replanteo topográfico y relleno con material propio. Los demás costos unitarios continúan elevados respecto a los costos de mercado.

t) Persisten los errores en el cálculo y resúmenes de cimentación de las estructuras de 22.9 kV.

u) Adjunta un detalle de costos indirectos para líneas de 22.9 kV.

v) En general, todos los precios de montaje presentados son elevados.

w) No se ha presentado detalle de gastos por gestión de servidumbre.

x) No se ha presentado detalles de gastos generales del Contratista.

y) Respecto a las tasas arancelarias, SEAL aplica el 12.84% a todos los materiales excepto a los conductores (1.84%) lo cual no es correcto, ya que en la actualidad se disponen de tasas arancelarias diferenciadas por partidas.

z) Respecto a los precios de transformadores, SEAL ha presentado una sustentación que no toma en cuanta el universo del mercado, como por ejemplo no utiliza la fuente de datos de importaciones de la SUNAD.

Con relación a los costos de operación y mantenimiento se tiene lo siguiente:

aa) SEAL ha presentado la información técnica faltante de las líneas de transmisión.

bb) Se ha alcanzado la información del personal y su respectiva remuneración.

cc) No ha presentado el sustento y justificación de los costos de todos los recursos empleados en las actividades de mantenimiento

OSINERG-GART


dd) No ha presentado los costos de los recursos de mantenimiento de líneas y subestaciones.

ee) No ha sustentado la frecuencia de actividades de mantenimiento de líneas y subestaciones.

ff) No ha corregido los errores e inconsistencias en los costos de gestión.

En consecuencia la propuesta final de SEAL considera los siguientes costos y tarifas:

En los siguientes cuadros se resume la PROPUESTA FINAL de SEAL después de la absolución de las observaciones. El Cuadro 3.5 presenta los costos de inversión propuestos, el Cuadro 3.6 presenta los costos de operación y mantenimiento, el Cuadro 3.7 presenta los Peajes Unitarios Secundarios propuestos, el Cuadro 3.8 presenta los factores de pérdidas marginales de potencia y el Cuadro 3.9 presenta los factores de pérdidas marginales de energía.


PROPUESTA FINAL SEAL COSTO DE INVERSIÓN

(Miles US$)


2003 5 975 8 277 0 14 252 2004 5 975 8 277 0 14 252 2005 5 975 8 277 0 14 252 2006 5 975 8 277 0 14 252 2007 6 504 8 629 0 15 133 2008 6 504 8 629 0 15 133 2009 6 504 8 629 0 15 133 2010 6 504 8 629 0 15 133 2011 6 504 8 629 0 15 133 2012 6 504 8 629 0 15 133 2013 6 504 8 629 0 15 133 2014 6 504 8 629 0 15 133 2015 6 504 8 629 0 15 133 2016 6 504 8 629 0 15 133 2017 6 504 8 629 0 15 133

OSINERG-GART



PROPUESTA FINAL SEAL COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Miles US$)


2003 218 225 275 718 2004 218 225 275 718 2005 218 225 275 718 2006 218 225 275 718 2007 232 239 292 763 2008 232 239 292 763 2009 232 239 292 763 2010 232 239 292 763 2011 232 239 292 763 2012 232 239 292 763 2013 232 239 292 763 2014 232 239 292 763 2015 232 239 292 763 2016 232 239 292 763 2017 232 239 292 763


PROPUESTA FINAL SEAL PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS

(ctms. S/./kW.h)



OSINERG-GART



PROPUESTA FINAL SEAL FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES DE POTENCIA ACUMULADOS

SISTEMA Muy Alta Tensión (MAT)

Alta Tensión (AT)

Media Tensión (MT)



PROPUESTA FINAL SEAL FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES DE ENERGÍA ACUMULADOS

SISTEMA Muy Alta Tensión (MAT)

Alta Tensión (AT)

Media Tensión (MT)


3.5 Análisis de OSINERG El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por SEAL en su propuesta inicial como en su propuesta final. A raíz del análisis que se indica, se ha elaborado esta sección que contiene el resultado de los estudios realizados.

En este sentido, en el caso de las observaciones al estudio técnico-económico de SEAL, que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG, correspondió a este Organismo Regulador establecer los valores finales y fijar las tarifas y compensaciones dentro de los márgenes que se señalan en la Ley.

OSINERG-GART


3.5.1 Pronóstico de la Demanda Debido a que SEAL no ha presentado ningún método de proyección de la demanda, la metodología empleada por el OSINERG responde a modelos econométricos, en la que se busca la mejor correlación de los valores históricos de la demanda con variables de Población y PBI.

Se han utilizado curvas de tendencia obtenidos por medio de regresiones lineales y tratamiento de datos históricos, bajo el criterio de mínimos cuadrados de los errores.

La demanda de potencia requerida en MT se estima a partir de la energía calculada para este sector en la que están incluidos los clientes libres y de terceros.

El factor de carga se estima para el todo período de análisis, para ello se determina la tendencia de la curva a partir de los datos históricos del factor de carga. La tasa de crecimiento, en promedio, es (0.2622%).

La tasa efectiva de crecimiento en el período analizado es el siguiente:

Período Ciudad %

Resto %

Total %

2002 – 2010 2.74 6.24 3.32 2010 – 2017 3.10 3.36 3.15 2002 – 2017 2.91 4.89 3.24

3.5.2 Determinación del SEA del SST de SEAL Con relación a la determinación del SEA, OSINERG ha utilizado como horizonte de análisis el período 2003 – 2017.

De acuerdo a los análisis efectuados por el OSINERG, se concluye que la metodología utilizada por SEAL no es la adecuada. Fue necesario efectuar algunas modificaciones a las premisas básicas planteadas por SEAL, especialmente en lo referente a los siguientes puntos:

a) Para la determinación de la configuración óptima del SEA del SST se utilizó el criterio de “mínimo costo” que contempla el menor costo del valor presente de los costos totales que comprenden a los costos de inversión, operación y mantenimiento y, pérdidas eléctricas estimadas durante el período de estudio.

b) Las tensiones disponibles que se utilizaron para el sistema de subtransmisión son: 138, 60, 33 y 22,9 kV; para el sistema de distribución son: 22,9 y 10,0 kV; a excepción del PSE Yura donde la tensión de distribución será 6,0 kV.

c) Los costos representativos de las pérdidas eléctricas en el período de estudio tendrán un valor de:

• Potencia : 55 US$/kW-año • Energía : 27 US$/MWh

OSINERG-GART


d) Las alternativas planteadas deberán producir los mismos beneficios a fin de ser comparables, de existir diferencias en los beneficios ofrecidos estas deberán ser valoradas.

e) Las alternativas planteadas deberán ser técnicamente equivalentes y válidas, en conformidad con las normas técnicas de diseño y de calidad de servicio.

f) Bajo la configuración del sistema y niveles de tensión determinados se define y dimensionan los componentes del sistema, líneas y subestaciones eléctricas.

g) Para la determinación del SEA del SST de la ciudad de Arequipa, debido a que la ciudad cuenta principalmente con cargas distribuidas, fue necesario analizar inclusive la tensión del sistema de distribución en el largo plazo. Se han analizado tres alternativas en las que se ha considerado la combinación de la expansión de los SST y del Sistema de Distribución a diferentes tensiones de alimentación. Además se ha definido la conformación y ubicación de las subestaciones de subtransmisión para garantizar el servicio en el largo plazo:

• Alternativa N° 1.- Substransmisión en 33 kV, Distribución en 10 kV.

• Alternativa N° 2.- Substransmisión en 138 kV, Distribución en 22.9 kV.

• Alternativa N° 3.- Substransmisión en 138 kV, Distribución en 10 kV.

h) Para determinar el SEA para el sistema Repartición – Majes se han planteado tres alternativas técnicamente viables:

• Alternativa N° 1.- Substransmisión en 33 kV.


• Alternativa N° 3.- Substransmisión en 22.9 kV.

i) Para determinar el SEA para el sistema Bella Unión se han planteado dos alternativas técnicamente viables:


• Alternativa N° 2.- Substransmisión en 22.9 kV

j) Para determinar el SEA para el sistema Islay se han planteado dos alternativas técnicamente viables:


• Alternativa N° 2.- Substransmisión en 22.9 kV.

OSINERG-GART


3.5.3 Evaluación del Costo de Inversión Con relación a los costos de inversión se han efectuado las siguientes modificaciones a la PROPUESTA FINAL de SEAL:

Subestaciones

a) Valorización de los suministros de procedencia extranjera y de procedencia nacional tomando como base los costos y precios unitarios correspondientes, los mismos que tienen como fuente cotizaciones solicitadas a las principales empresas del sector, la base de datos del OSINERG-GART, licitaciones de compras de la DEP/MEM e información de Aduanas.

b) Valorización de los suministros de importación a partir de precios FOB, se le aplican los costos de flete marítimo y seguro, aranceles y gastos de aduana y el transporte local a obra. Para los suministros nacionales se considera el transporte a obra en la valorización.

c) Valorización de los Costos de Obras Civiles y Montaje Electromecánico tomando como base estudios previos, los cuales se han desarrollado bajo una estimación de costos por análisis de precios unitarios.

d) Valorización de cada una de las subestaciones involucradas en función de los diversos módulos estándar que la conforman y de su costeo individual.

e) Determinación del total de costos directos de la subestación agregando costos de movilización y desmovilización, obras provisionales, ingeniería de detalle y pruebas y, puesta en servicio al subtotal de costo de los módulos que corresponden a cada subestación.

f) Valorización de los módulos de celdas de los servicios auxiliares, proporcionalmente al costo directo de cada modulo de celda.

Líneas de transmisión

g) Determinación de los costos de inversión de las líneas de transmisión con criterios de diseño que justifican un sistema económicamente adaptado a la demanda y que cumpla con las normas de calidad y seguridad.

h) Planteamiento de nuevos módulos requeridos para los SSTs en análisis, empleando tecnología y precios de mercado, a fin de obtener módulos eficientes.

i) Preparación de base de costos de mercado de los diferentes suministros (importados y nacionales), así como actualización de los análisis de precios unitarios de obras civiles y montaje electromecánico, tomando como referencia la información de obras ejecutadas en el país.

Centro de control

j) No se ha considerado centro de control automatizado.

OSINERG-GART


En consecuencia el monto de inversión aprobado para las instalaciones de SEAL es el que se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro No. 3.8 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003

COSTO DE INVERSIÓN (Miles US$)


2003 4 330 10 100 - 14 430 2004 4 330 10 100 - 14 430 2005 4 330 10 100 - 14 430 2006 4 330 10 100 - 14 430 2007 4 330 10 100 - 14 430 2008 4 330 10 100 - 14 430 2009 4 330 10 100 - 14 430 2010 4 330 10 119 - 14 449 2011 4 330 10 119 - 14 449 2012 4 330 10 119 - 14 449 2013 4 330 10 119 - 14 449 2014 4 330 10 119 - 14 449 2015 4 330 10 119 - 14 449 2016 4 330 10 119 - 14 449 2017 4 330 10 156 - 14 486

3.5.4 Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento

Con relación a los costos de operación y mantenimiento, se han realizado los siguientes ajustes:

(a) Se racionalizaron los costos de operación y mantenimiento de acuerdo a las instalaciones del SEA considerado por el OSINERG.

(b) En el mantenimiento de líneas de 138, 33 y 22.9 kV se racionalizaron los costos eliminando actividades no estándares. Se efectuó el ajuste de los costos unitarios, la frecuencias y rendimientos de las actividades

(c) Se racionalizaron los costos directos de personal para determinar los costos de gestión

(d) Se adaptaron los salarios del personal a precios de mercado,

(e) Se ha considerado costos de seguridad sólo en subestaciones en el cual es justificable por la concentración de equipos, facilidad de sustracción y mayor costo.

En consecuencia, los montos aprobados como COyM de las instalaciones de SEAL son los siguientes:

OSINERG-GART


Cuadro No. 3.9 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Miles US$)


2003 147 121 189 456 2004 147 121 189 456 2005 147 121 189 456 2006 147 121 189 456 2007 147 121 189 456 2008 147 121 189 456 2009 147 121 189 456 2010 147 121 189 457 2011 147 121 189 457 2012 147 121 189 457 2013 147 121 189 457 2014 147 121 189 457 2015 147 121 189 457 2016 147 121 189 457 2017 147 121 189 458

En el Anexo B del capítulo Anexos del presente informe se presenta una comparación entre el COyM propuesto por SEAL y los que resultan del análisis del OSINERG.

3.5.5 Determinación del Tarifas para SEAL

3.5.5.1 Factores de Pérdidas En base a los resultados de pérdidas de las simulaciones de flujos de potencia, se han calculado lo factores de pérdidas marginales, y son los siguientes:


FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES ACUMULADOS

Tensión FPMP FPME

AT 1.0067 1.0040 MT 1.0161 1.0107

Con los factores de pérdidas marginales se han determinado los correspondientes ingresos tarifarios, los mismos que, respecto al costo medio, ascienden a: 0,3% para la transformación MAT/AT, 6,2% para la transmisión en AT y 7,9% para la transformación AT/MT.

OSINERG-GART


3.5.5.2 Peajes Secundarios (PSU) Para la determinación del PSU para SEAL, se ha utilizado un horizonte de 15 años (2003 – 2017) para actualizar los Peajes Secundarios y los consumos de energía eléctrica. Se han tomado en cuenta las pérdidas en MT y BT.

En consecuencia los PSU resultantes, para el sistema secundario de transmisión secundaria de SEAL, son los siguientes:

Cuadro Nº 3.12 Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003 DETERMINACIÓN DE LOS PEAJES SECUNDARIOS

Periodo de Análisis: 2003 – 2017 Valor Actualizado de los CMA (Miles US$)

Transmisión MAT 0 Transformación MAT/AT 1 706 Transmisión AT 4 423 Transformación AT/MT 5 797 Total 11 926 Valor Actualizado de las Energías Acumualdas (GWh) MAT 4 864 AT 4 864 MT 4 514 Peajes Unitarios (ctv. US$ / kWh) Transmisión MAT 0.0000 Transformación AT/MT 0.0351 Transmisión AT 0.0909 Transformación AT/MT 0.1284 Peajes Unitarios Acumulados (ctv. US$ / kWh) PSU

Acumulados a AT 0.1260 Acumulados a MT 0.2544

Peajes Unitarios Acumulados (ctm. S/. / kWh) PSU

Acumulados a AT 0.4363 Acumulados a MT 0.8810

3.5.6 Fórmula de Actualización Los PSU determinados en la sección anterior corresponden a valores calculados al 30 de abril de 2003, 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

OSINERG-GART


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 S/.

PSU1 : Valor actualizado, en Nuevos Soles S/.

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 3,463 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 155,780901.

a : 0,3802

b : 0,6198

OSINERG-GART


4. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis de OSINERG a los estudios presentados por SEAL se concluye en lo siguiente:

(a) Fijar los Peajes Secundarios Unitarios para SEAL como sigue:

PEAJES ACUMULADOS POR NIVEL DE TENSIÓN

(ctms. S/. / kW.h)

Alta Tensión (AT) 0,4363 Media Tensión (MT) 0,8810

(b) Fijar los Factores de Pérdidas Marginales de Energía y Potencia

acumulados para SEAL como sigue:

Tensión FPMP FPME AT 1,0067 1,0040 MT 1,0161 1,0107

a) Los Peajes indicados en el literal (a) deberán ser actualizados empleando las relaciones señaladas en la Sección 3.5.6.

b) Las tarifas para el SST de SEAL y sus fórmulas de reajuste, una vez aprobadas, serán publicadas 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.

OSINERG-GART


Anexo A

Análisis de la Absolución de Observaciones

OSINERG-GART


OBSERVACION ABSOLUCION ACCION OSINERG PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Y CONSUMO DE ENERGÍA

1. Proyección de la demanda sin sustento

No presenta sustento. No aceptada. Se utiliza un modelo econométrico buscando la mejor correlación de la demanda con variables de población y PBI.

2. Tasa de crecimiento del SE Repartición, Majes y Bella Unión no tiene sustento

No presenta sustento No aceptada. Se utiliza un modelo econométrico buscando la mejor correlación de la demanda con variables de población y PBI.

DETERMINACIÓN DEL SEA DEL SST 3. No presenta estudio de planea-

miento para definir el SEA de los SSTs-

No ha realizado un estudio de planeamiento integral de su zona de concesión.

Aceptada parcialmente. Se ha realizado el planeamiento a largo plazo de del SST considerando un análisis de mínimo costo..

4. El Costo de Inversión no es aplicable a los SST

No ha considerado un análisis de mínimo costo

Aceptada parcialmente. Idem 3.

5. No analiza tensiones a las actualmente existentes

No presenta análisis adecuado. No aceptada. Se realizó análisis con más de dos alternativas de tensión

6. Expansión de la red no es concordante con el crecimiento de la ciudad de Arequipa

No ha realizado el análisis de expansión adecuado

No Aceptada. Se realizó el análisis de la expansión considerando el nivel de pérdidas de distribución.

7. El estudio carece de detalle de cálculo sustentatorio de tarifas y compensaciones

No ha enviado detalles de cálculo de su estudio.

No aceptada.

8. No presenta correspondencia de sección óptima de conductores

Presenta la corrección respectiva. Aceptada.

9. Selección de sección de conductores no corresponden a las determinadas en los cálculos de costo mínimo

Presenta sustento aplicable al SEA propuesto

Aceptada.

10. No presenta configuración geométrica de estructuras de líneas

Presenta información parcial Absolución no aceptada. Se utilizó configuraciones de líneas que posee la GART

11. Alta incidencia de estructuras angulares en líneas de 22,9 kV

Presento corrección Absolución aceptada.

12. Vanos medios en líneas en 22,9 kV mayores a valores estándar

Presenta sustento No aceptada. Se toman valores de vanos promedios típicos por nivel de tensión.

13. Vanos medios en líneas en 33 kV mayores a valores estándar

Presenta sustento No aceptada. Se toman valores de vanos promedios típicos por nivel de tensión..

14. No presenta justificación del número de celdas en MT

No presenta sustento. No aceptada.

15. No presenta programa de equipamiento de subestaciones

Presenta sustento Absolución aceptada

COSTOS DE INVERSIÓN 16. No existe Análisis de Costos

Unitarios de Líneas y Subestaciones

Presenta sustento parcial No aceptada.

Observaciones a las Subestaciones 17. Sustento de precios de

subestaciones Presenta sustento, pero no incluye fuente de datos de la SUNAD

Absolución parcialmente aceptada. Se cuenta con un universo amplio de precios de mercado.

Observaciones en las Líneas de Transmisión

18. Costos unitarios mayores a los costos de mercado

Presenta reducción en partidas de obras civiles

Parcialmente aceptada.

OSINERG-GART


19. Valores incorrectos en cálculo y resúmenes de cimentación de estructuras en 22,9 kV

Persiste error de cálculo. No Aceptada.

20. Carece de información de detalle de costos indirectos

Presenta información. Aceptable.

21. Sustento de precios unitarios de líneas de transmisión

Presenta información. Aceptada parcialmente. Posprecios de montaje son elevados, no hay detalle de gastos por gestión de servidumbre.

22. Valores de tasas arancelarias y gastos de aduanas inconsistente

No se presenta corrección. No aceptada. Se corrige las tasas de acuerdo a tasas aplicables.

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Observaciones Generales 23. Información técnica de las

instalaciones incompleta Presentó información. Absolución aceptada

Observaciones a los Costos de Operación 24. Criterios de centro de control Indica que no tiene centro de

control automatizado. No aceptada. Se implementa un centro de control a fin de reducir costos de personal de operación y mantenimiento .

25. Sustento de personal y su remuneración

Presentó información. Absolución aceptada

26. Sustento de costos de operación de subestaciones

Presentó sustento parcial. No alcanzo el sustento de asignación de personal por subestaciones

No aceptada. Se utiliza costos eficientes.

27. Información sustentatoria de costos de mantenimiento incompleto

Presentó sustento parcial. No presenta justificación de costos de todos los recursos empleados.

Aceptada parcialmente. Se utiliza costos eficientes.

28. Información técnica de líneas de transmisión incompleta e incoherente

Presentó sustento parcial. Persisten errores en la aplicación de actividades de mantenimiento.

Aceptada parcialmente. Se corrigió errores con valores eficientes.

29. Costos de los recursos de mantenimiento de líneas y subestaciones no sustentados

Menciona que sustento esta dado en la observación 27.

Absolución no superada. Se utiliza costos eficientes.

30. Frecuencia de actividades de mantenimiento no responde a criterios de eficiencia de instalaciones adaptadas.

Menciona que datos son de su experiencia.

Absolución no aceptada. Se utiliza costos eficientes.

31. Errores e inconsistencias en costos de gestión

Indica que adjunta información corregida. Sin embargo, su documento de absolución no contiene dicha información.

Absolución no superada. Se corrigieron las inconsistencias encontradas.

Anexo B

Comparación de los Costos de OSINERG con las Propuestas de SEAL

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/GT N° 025-2002


1. Comparación sobre los Costos de Inversión y el Costo de OyM

Fijación Tarifas y Compensaciones En SST - Año 2003

COMPARACIÓN SOBRE LOS COSTOS DE INVERSIÓN

Año Propuesta

Original SEAL (B)

(%) CRECIM

Propuesta Modificada

SEAL (C)

(%) CRECIM

Propuesta OSINERG

(D)

(%) CRECIM

2003 15 266 14 252 14 430 2004 15 266 0.0% 14 252 0.0% 14 430 0.0% 2005 15 266 0.0% 14 252 0.0% 14 430 0.0% 2006 15 949 4.5% 14 252 0.0% 14 430 0.0% 2007 15 979 0.2% 15 133 6.2% 14 430 0.0% 2008 15 979 0.0% 15 133 0.0% 14 430 0.0% 2009 15 979 0.0% 15 133 0.0% 14 430 0.0% 2010 15 979 0.0% 15 133 0.0% 14 449 0.1% 2011 16 367 2.4% 15 133 0.0% 14 449 0.0% 2012 16 377 0.1% 15 133 0.0% 14 449 0.0% 2013 16 377 0.0% 15 133 0.0% 14 449 0.0% 2014 16 377 0.0% 15 133 0.0% 14 449 0.0% 2015 16 377 0.0% 15 133 0.0% 14 449 0.0% 2016 16 377 0.0% 15 133 0.0% 14 449 0.0% 2017 16 387 0.1% 15 133 0.0% 14 486 0.3%

Fijación Tarifas y Compensaciones En SST - Año 2003 COMPARACIÓN SOBRE LOS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

Año Propuesta

Original SEAL (B)

(%) CRECIM


SEAL (C)

(%) CRECIM

Propuesta OSINERG

(D)

(%) CRECIM

2003 788 718 456 2004 788 0.0% 718 0.0% 456 0.0% 2005 788 0.0% 718 0.0% 456 0.0% 2006 825 4.6% 718 0.0% 456 0.0% 2007 826 0.2% 763 6.2% 456 0.0% 2008 826 0.0% 763 0.0% 456 0.0% 2009 826 0.0% 763 0.0% 456 0.0% 2010 826 0.0% 763 0.0% 457 0.1% 2011 847 2.5% 763 0.0% 457 0.0% 2012 847 0.1% 763 0.0% 457 0.0% 2013 847 0.0% 763 0.0% 457 0.0% 2014 847 0.0% 763 0.0% 457 0.0% 2015 847 0.0% 763 0.0% 457 0.0% 2016 847 0.0% 763 0.0% 457 0.0% 2017 848 0.1% 763 0.0% 458 0.2%



2. Comparación sobre los Factores de Pérdidas Marginales

Fijación Tarifas y Compensaciones En SST - Año 2003 COMPARACIÓN SOBRE LOS FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES DE POTENCIA

SISTEMA ELÉCTRICO AREQUIPA

NT (Acumulado)

Valor Vigente

(A)

Propuesta Original SEAL (B)


SEAL (C)

Propuesta Osinerg

(D)

B/A -1 Total

C/A -1 Total

D/A -1 Total

MAT - - - - - - - AT - 1.0182 1.0182 1.0067 - - - MT 1.0297 1.0295 1.0295 1.0161 0.0% 0.0% -1.3%

Fijación Tarifas y Compensaciones En SST - Año 2003 COMPARACIÓN SOBRE LOS FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES DE ENERGÍA

SISTEMA ELÉCTRICO AREQUIPA

NT (Acumulado)

Valor Vigente

(A)

Propuesta Original SEAL

(B)


SEAL (C)

Propuesta Osinerg

(D)

B/A -1 Total

C/A -1 Total

D/A -1 Total

MAT - - - - - - - AT - 1.0125 1.0125 1.0040 - - - MT 1.0239 1.0214 1.0214 1.0107 -0.2% -0.2% -1.3%



3. Comparación sobre los Peajes Unitarios

Fijación Tarifas y Compensaciones En SST - Año 2003 COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE SECUNDARIO

SISTEMA ELÉCTRICO AREQUIPA (ctm. s/. S//kW.h)

NT (Acumulado)

Valor Vigente

(A)


(B)


SEAL (C)

Propuesta OSINERG

(D)

B/A -1 Total

C/A -1 Total

D/A –1 Total

Peaje MAT - - - - - - - Peaje AT 0.1689 0.7120 0.6000 0.4363 321.6% 255.3% 158.3% Peaje MT 0.8134 1.4730 1.2870 0.8810 81.1% 58.2% 8.3%

Impacto TarifarioPeajes SST

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

Peaje MAT Peaje AT Peaje MT

Año

ctv

S/.

/ kW

.h

Vigente SEAL B SEAL C Osinerg

Seal - AREQUIPA

Fijación Tarifas y Compensaciones En SST - Año 2003 COMPARACIÓN SOBRE EL PRECIO MEDIO A USUARIO FINAL

SISTEMA ELÉCTRICO AREQUIPA (ctm. s/. S//kW.h)

Tarifa Valor

Vigente (A)


(B)


SEAL (C)

Propuesta OSINERG

(D)

B/A -1 Total

C/A -1 Total

D/A –1 Total

BT5B-3* 35.22 35.98 35.76 35.01 2.2% 1.5% -0.6%

[*] Consumo Mensual de 125 kWh

Impacto TarifarioTarifa a Consumidor Final

35.22

35.98 35.76

35.01

30.00

31.00

32.00

33.00

34.00

35.00

36.00

37.00

BT5B-3*

ctv

S/.

/ kW

.h

Vigente SEAL B SEAL C Osinerg

Seal - AREQUIPA



5. Referencias

[1] Estudio Técnico Económico Conteniendo la Propuesta de Compensación para el Sistema Secundario de Transmisión – 3 volúmenes – Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. – SEAL - Enero 2003.

[2] “Informe OSINERG-GART/DGT N° 013-2003 - Observaciones al Informe Técnico - Económico Presentado por SEAL S.A.” – 1 volumen - OSINERG – Marzo 2003.

[3] Estudio Técnico Económico Conteniendo la Propuesta de Compensación para el Sistema Secundario de Transmisión – Absolución de Observaciones – 1 volumen – SEAL S.A. – Abril 2003.

[4] “Tarifas en Sistemas de Transmisión Secundaria de Provincias – Estudio Técnico de Propuesta de Tarifas del Sistema Secundario de Transmisión de Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. – SEAL S.A.” – 4 volúmenes – Proyectos Especiales Pacifico S.A. – Mayo 2003.

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