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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°017A-2004

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

ISA PERÚ S.A. Regulación de 2004

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OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/DGT N° 017A-2004

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

Resumen Ejecutivo

El objetivo del presente informe es la revisión de las tarifas y compensaciones aplicables a las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión (“SST”) de propiedad de la concesionaria Interconexión Eléctrica ISA PERÚ S.A.

La revisión incluye la liquidación de los ingresos que ha obtenido ISA PERÚ en el período comprendido de marzo 2003 a febrero 2004 por las instalaciones conformadas por la línea de transmisión, en 138kV, Aguaytía – Pucallpa; la ampliación de la subestación Aguaytía 220/138/22,9 kV; la subestación Pucallpa 138/60/10 kV y el reactor S.E. Pucallpa 138 kV de 8 MVAR (“SST Aguaytía – Pucallpa”).

Estas instalaciones están sujetas al régimen de Contrato BOOT (Built, Own, Operate and Transfer) suscrito con el Estado Peruano. La referida liquidación se efectúa de acuerdo con lo establecido en el Artículo 25° del Texto Único Ordenado1, aprobado por Decreto Supremo Nº 059-96-PCM.

La liquidación anual de los ingresos por el uso del SST Aguaytía – Pucallpa ha sido efectuada aplicando el Procedimiento para la Liquidación Anual de los Ingresos por uso del SST Aguaytía-Pucallpa de ISA PERÚ aprobado mediante Resolución OSINERG N° 080-2003-OS/CD.

Asimismo, de acuerdo con lo establecido en el respectivo Contrato BOOT, se ha procedido a actualizar el Costo medio de Inversión con la variación del índice Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América.

El saldo resultante de la liquidación anual de los ingresos por uso del SST Aguaytía-Pucallpa de ISA PERÚ a febrero 2004 es de US$ -67 099,70 el mismo que expresado a febrero 2005 es de US$ -75 151,67.

Dicha liquidación, conjuntamente con el Ingreso Esperado considerando el 50% de la demanda mínima según lo establecido en el D.S. 029-2003-EM, conlleva a que el respectivo Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía Local (CPSEE) resulte en 2,7746 Ctm.S/./kWh y representa una disminución de 14,3% respecto del valor vigente, según se muestra en el siguiente Cuadro:

1 Artículo 25° TUO.- (...) El organismo regulador correspondiente velará que se cumplan los términos y condiciones propuestos en la oferta del adjudicatario del respectivo concurso o licitación, formulada de conformidad con los incisos a que se refiere este artículo, los que se incorporarán en el contrato de concesión.


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

CPSEE Esperado

Ctv.US$/kWh

CPSEE Decremento

Ctv.US$/./kWh

CPSEE Propuesto

Ctm.S/./kWh

CPSEE Vigente

Ctm.S/./kWh Diferencia

%

0,8523 0.0506 2,7746 3,2394 -14,3%

Los resultados que se presentan en este informe se han calculado utilizando el último valor definitivo del índice de actualización WPSOO3500 elaborado por el Bureau of Labor Statistics Data de los Estados Unidos de Norte América y un tipo de cambio de 3,461 S/./US$ correspondiente al 31 de marzo de 2004.

El impacto en la tarifa residencial (promedio de tarifas BT5B-3) para los clientes ubicados en el sistema Pucallpa, representa una disminución de 1,69%, según se muestra en el siguiente Cuadro:

Precio Medio en MT (Tarifa MT2) Precio Medio en BT (Tarifa BT5B-3)

Vigente a marzo 2004

Ctm. S/./kW.h Propuesto

Ctm. S/./kW.h Variación Vigente a

marzo 2004 Ctm. S/./kW.h

Propuesto Ctm. S/./kW.h Variación

20,77 20,27 -2,41% 37,88 37,33 -1,45%


Estudio para la Fijación de las Tarifas en el SST de ISA PERÚ Página 2 de 23 Regulación SST 2004

IINNDDIICCEE

1. ANTECEDENTES............................................................................................ 3

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

3. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA ................................................... 8 3.1. PUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN......................................................... 10 3.2. SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA ................................................................................ 10 3.3. OPINIONES Y SUGERENCIAS AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN PREPUBLICADO............. 10 3.4. ANÁLISIS DEL OSINERG ........................................................................................ 10

3.4.1 Aplicación del Decreto Supremo N° 029-2002-EM .................................... 11 3.4.2 Análisis del contenido del Decreto Supremo.............................................. 11 3.4.3 Procedimiento de Aplicación de la Norma.................................................. 12 3.4.4 Aplicación del D.S. 029-2002-EM al SST Aguaytía – Pucallpa.................. 13 3.4.5 Liquidación Anual del SST Aguaytía – Pucallpa ........................................ 16 3.4.6 Determinación del Peaje Secundario ......................................................... 17 3.4.7 Impacto a Usuario Final .............................................................................. 18

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................ 19

ANEXO A COMPARACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES E IMPACTO TARIFARIO....................................................................................................................... 21

ANEXO B ANÁLISIS DE LAS OPINIONES Y SUGERENCIAS AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN ............................................................................................... 23



1. Antecedentes

Mediante Resolución OSINERG N° 0181-2002-OS/CD, de fecha 13/02/2002, el OSINERG fijó el valor Nuevo de Reemplazo (en adelante “VNR”) inicial de las instalaciones de Interconexión Eléctrica ISA PERÚ S.A. (en adelante “ISA PERU”) de acuerdo con lo establecido en la Cláusula 13 inciso (i)22 del Contrato BOOT3, según se muestra en el Cuadro N° 1.1.

Cuadro N° 1.1 VNR de las Instalaciones de ISA PERÚ

VNR US$

LT Pachachaca-Oroya Nueva (1) Simple Terna a 220 kV 3 229 887 PrincipalLT Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra Simple Terna a 220 kV 54 034 000 PrincipalLT Aguaytía-Pucallpa Simple Terna a 138 kV 8 150 527 Secundario

TOTAL VNR 65 414 414

NOTA: (1) VNR transferido por ETECEN a la Sociedad Concesionaria

DESCRIPCIÓN CARACTERÍSTICAS SISTEMA

Del Cuadro N° 1.1 se observa que la línea de transmisión Aguaytía-Pucallpa pertenece al Sistema Secundario de Transmisión cuya inversión asciende a US$ 8 150 527.

2 (...) La Comisión de Tarifas de Energía o quien haga sus veces fijará la tarifa inicial y las posteriores para el Sistema Principal y Secundario, en concordancia con lo establecido en la Cláusula 5.2.5 y conforme al Artículo 2° de la Ley N° 26885, que incorpora al Contrato los términos y condiciones de la Oferta Económica presentada por el Adjudicatario a los efectos del Concurso.

3 BOOT (Built, Own, Operate and Transfer).- Contrato de Concesión firmado en febrero de 2001 entre el Estado Peruano e Interconexión eléctrica ISA Perú S.A. para el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y explotación de las Líneas Eléctricas Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Derivación Antamina y Aguaytía-Pucallpa, y la prestación del servicio de transmisión de electricidad.



El Procedimiento para la Liquidación Anual de Ingresos por el uso del SST Aguaytía–Pucallpa de ISA PERÚ se aprobó mediante Resolución OSINERG N° 080-2003-OS/CD.

Mediante Resolución OSINERG N° 133-2003-OS/CD, publicada el 14 de agosto de 2003, se fijó el CPSEE correspondiente a la línea de transmisión Aguaytía–Pucallpa, la ampliación de la subestación Aguaytía 220/138/22.9 kV y la subestación Pucallpa 138/60/10 kV, perteneciente a ISA PERÚ, en 3,0394 Ctm.S/./kWh. Dicho cargo entró en vigencia a partir del 1° de setiembre de 2003.

Con fecha 03 de setiembre de 2003, ISA PERU interpuso su recurso de reconsideración contra la Resolución OSINERG N° 133-2003-OS/CD, el que fue declarado fundado en parte mediante la Resolución OSINERG N° 158-2003-OS/CD, publicada el 25 de setiembre de 2003. El nuevo valor del CPSEE correspondiente al SST Aguaytía-Pucallpa se fijó en la resolución complementaria OSINERG N° 160-2003-OS/CD, publicada también el 25 de setiembre de 2003. Dicho nuevo CPSEE se fijó en 3,2469 Ctm.S/./kW.h.

El 01 de marzo de 2004 se publicó en el Diario El Peruano y en la página Web del OSINERG-GART, la Resolución OSINERG N° 039-2004-OS/CD, mediante la cual se presenta la información utilizada en el presente procedimiento y los proyectos de resolución para la fijación de tarifas y compensaciones de los SST.

El 22 de marzo de 2004 se realizó la audiencia pública en la que el OSINERG expuso y sustentó los criterios, metodología y modelos utilizados en el presente procedimiento de fijación tarifaria de los SST.

Hasta el 25 de marzo de 2004 los interesados presentaron sus opiniones y sugerencias respecto a la información empleada y proyectos de resolución publicados. Estas opiniones y sugerencias fueron publicadas en la página Web del OSINERG-GART.

En el Anexo A, adjunto al presente informe, se analiza las opiniones y sugerencias presentadas por ISA PERÚ al respectivo Proyecto de Resolución.

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



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° del Decreto Ley N° 25844 - Ley de Concesiones Eléctricas4 (en adelante “LCE”).

Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión principal y secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del literal b) de Artículo 43° de la LCE5. 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 LCE6 establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por el OSINERG.

4 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. 5 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:

(...) b) Las tarifas y compensaciones a titulares de Sistemas de Transmisión y Distribución; (...)

6 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.

(...)



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”.

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 LCE7 y en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE.

El Costo Medio, está definido en el Anexo de la LCE8 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 LCE9 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 LCE10, 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.

Mediante Decreto Supremo N° 029-2002-EM11 del 25 de septiembre de 2002, se dictaron disposiciones específicas para la determinación del SEA en las

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

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

9 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.

10 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.

11 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



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 proceso de regulación de tarifas y compensaciones del año 2003.

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 LCE12, es efectuada cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el sistema.

eficiencia. La demanda anual mínima a considerar será igual al 50% de la capacidad de transporte de dichas instalaciones;

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

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

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

DISPOSICIÓN TRANSITORIA

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

12 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 está llevando a cabo de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844 - LCE y en el Reglamento de la LCE, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM. El OSINERG, en aplicación del principio de transparencia contenido en el Artículo 8° del Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, ha incluido audiencias públicas dentro del procedimiento de regulación de las tarifas de generación, transmisión y distribución, con la finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestas tarifarias respectivas. En el esquema mostrado en el Gráfico N° 3.1 se resume el proceso que se sigue para la fijación de las tarifas y compensaciones para los SST, correspondiente al año 2004.

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 de las tarifas y compensaciones para el SST de ISA PERÚ.



Gráfico N° 3.1



3.1. Publicación del Proyecto de Resolución El 1° de marzo de 2004 se publicó en el diario El Peruano la Resolución N° 039-2004-OS/CD mediante la cual se lista la información utilizada en el presente procedimiento de regulación de tarifas y se presenta los respectivos proyectos de resolución para la fijación de tarifas de los SST. La totalidad de la información y la indicada resolución fueron consignadas en la página Web del OSINERG-GART, con el propósito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o sugerencias relacionados con los estudios tarifarios.

3.2. Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una segunda audiencia pública para el 22 de marzo de 2003, con el objeto que el OSINERG realice la exposición y sustente los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el presente procedimiento de fijación tarifaria para los SST.

Durante esta audiencia pública se produjeron preguntas y respuestas, de las que ninguna se relacionó con la fijación de tarifas y compensaciones para el SST de ISA PERU.

3.3. Opiniones y Sugerencias al Proyecto de Resolución Prepublicado En el anexo D se desarrolla el análisis de las opiniones y sugerencias presentadas, en relación a la fijación de tarifas y compensaciones para el SST de ISA PERU.

3.4. Análisis del OSINERG El OSINERG ha evaluado la información proporcionada por ISA PERU en relación a los ingresos facturados por el servicio de transmisión de electricidad a través de la línea Aguaytía-Pucallpa, en el período comprendido entre marzo de 2003 a febrero de 2004, y ha tenido en cuenta las opiniones y sugerencias presentadas respecto a la prepublicación del Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas y Compensaciones de los SST, correspondiente al año 2004. A raíz del análisis que se indica, se ha elaborado esta sección que contiene el resultado de los estudios realizados.



3.4.1 Aplicación del Decreto Supremo N° 029-2002-EM

Para el caso de las empresas a quienes no se ha aplicado los alcances del Decreto Supremo N° 029-2002-EM, debe corregirse, de oficio, tal situación, en razón que la Única Disposición Transitoria13 del mencionado dispositivo legal es de alcance general para el proceso regulatorio de Tarifas y Compensaciones para el SST, a partir del año 2003.

Además, a fin de evitar un trato discriminatorio entre los diferentes titulares de los SST, es necesario uniformizar los criterios y metodología de aplicación del Decreto Supremo N° 029-2002-EM, lo que a continuación se detalla.

3.4.2 Análisis del contenido del Decreto Supremo

El Decreto Supremo N° 029-2002-EM, publicado el 25 de setiembre de 2002, consta de cuatro artículos y una disposición transitoria, la cual establece que los Artículos 1° y 2° son aplicables al proceso de regulación de tarifas y compensaciones por el uso del SST a partir del año 2003.

“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 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 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas. Las tarifas de Transmisión Secundaria serán determinadas para cada concesionario.”

13 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



En vista que, la norma establece que las tarifas se calculan considerando la demanda actualizada de energía y/o potencia que permitan transportar las instalaciones, es claro que la restricción de demanda mínima anual a considerar no se restringe únicamente a la potencia que transporte la instalación, sino que es igualmente aplicable a su equivalente en energía, por lo cual es evidente que el OSINERG en su aplicación, no ha introducido definición alguna que no se halle en el Decreto Supremo N° 029-2002-EM.

Asimismo, se debe aclarar que el objeto del referido Decreto Supremo es evitar la utilización de instalaciones sobredimensionadas, que no estén adaptadas a la demanda; de esta forma, establece un criterio de eficiencia a tomar en cuenta al fijar los peajes por transmisión secundaria en sistemas radiales.

Entonces, teniendo en consideración lo establecido por la norma, en que el peaje se debe calcular considerando la demanda durante un horizonte de quince (15) años, que las instalaciones del SEA se establecen para satisfacer la demanda durante dicho horizonte y, que desde el punto de vista técnico dichas instalaciones se diseñan para satisfacer no sólo la demanda del año inicial, sino también la futura (es decir, se sobredimensionan inicialmente debido a que la capacidad de las instalaciones crece discreta y no continuamente por razones propias a la tecnología disponible, lo cual, es consistente con el criterio de mínimo costo), el OSINERG ha procedido a revisar la aplicación de la norma, habiendo determinado que para cada año del análisis, la demanda atendida por la instalación a considerar, sea al menos igual al 50% de la capacidad de transporte de la misma (capacidad referida al año quince). Luego, para que se cumpla la aplicación del criterio es necesario hacer uso del factor de carga de la instalación; con lo cual queda definida la energía mínima a considerar anualmente.

Finalmente, se ha determinado también, que el Decreto Supremo establece que para el cálculo del peaje por transmisión, se debe efectuar la corrección de la demanda cuando ésta no cumpla con el criterio de demanda mínima.

3.4.3 Procedimiento de Aplicación de la Norma

Sobre la base del análisis señalado en el numeral anterior, se detalla a continuación el procedimiento seguido para la aplicación de lo dispuesto en el literal a) del Artículo 1° del Decreto Supremo N° 029-2002-EM.

Así, se considerará que la demanda de energía anual del sistema se obtendrá de evaluar la condición de demanda mínima (según lo expresado en el numeral anterior), debiendo corregirse la demanda en aquellos casos en que no se cumpla con la condición. El proceso se llevará a cabo desde las colas del sistema hasta el punto de alimentación del mismo, y en aquellos casos en que la demanda mínima del tramo que alimenta al sistema resulte mayor que aquella acumulada desde las colas del sistema, la diferencia se distribuirá entre cada retiro en proporción a su participación en el total. La Figura N° 3.2, ilustra lo indicado.



Figura N° 3.2

Real : 3

Real : 2

Capacidad : 3

Capacidad : 8Capacidad : 14

Corregida : 4

No corregida : 2

Real : 3

Real : 2

Mínimo : 1,5

Mínimo : 4Mínimo : 7

La demanda con la corrección en el tramo AB es de 6, menora los 7 mínimos requerido. Luego las demandas en C y D

deben corregirse para satisfacer la condición de mínimo enAB

Mínimo : 7

Corregida : 4,7

Corregida : 2,3

La demanda con la corrección en el tramo AB es de 6, menora los 7 mínimos requerido. Luego las demandas en C y D

deben corregirse para satisfacer la condición de mínimo enAB

Mínimo : 7Mínimo : 4

Mínimo : 1,5 Mínimo : 1,5

La demanda en el tramo BD es de 3, menor a los 4 mínimosrequerido; luego las demanda en D debe corregirse para

satisfacer la condición de mínimo en CD. En el caso de C noes necesario realizar corrección alguna.

A B

C

D D

BA

C

C

D

A B

D

BA

C

3.4.4 Aplicación del D.S. 029-2002-EM al SST Aguaytía – Pucallpa

Con la finalidad de evitar un trato discriminatorio entre los propietarios de los Sistemas Secundarios de Transmisión, y en virtud a las “Leyes Aplicables” a la que se refiere en Contrato de Concesión de ISA PERU, es necesario fijar los Cargos de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía Local (CPSEE) de acuerdo con lo dispuesto en el Decreto Supremo N° 029-2002-EM.

En efecto, en la parte de Definiciones del Contrato BOOT se establece que, “Cualquier referencia a “Leyes Aplicables” debe entenderse efectuada a las leyes, regulaciones y reglamentos emitidos por una Autoridad Gubernamental, incluyendo normas complementarias, suplementarias, modificatorias y reglamentarias, incluso aquéllas a que se refiere el punto 1.3 de las Bases”.

La cláusula 5.2.5 del Contrato BOOT establece que la remuneración para el SST se regirá por lo dispuesto en las “Leyes Aplicables”. Asimismo, su cláusula 21.1 referente al sometimiento a las “Leyes Aplicables”, dispone que, el contrato “se ha negociado, redactado y suscrito con arreglo a las normas legales del Perú y su contenido, ejecución y demás consecuencias que de él se originen, se regirán por las normas legales de derecho interno del Perú”.

Evidentemente, el Decreto Supremo N° 029-2002-EM forma parte de las denominadas “Leyes Aplicables”, al haber sido dictado por autoridad gubernamental, de modo tal que sus disposiciones complementarias para la determinación del SEA a las demandas que son servidas exclusivamente por los SST, debe ser de aplicación a ISA PERU. En consecuencia, es preciso



hacer extensivo los alcances de dicho Decreto Supremo14, en lo que sea aplicable y concordante con el Contrato BOOT.

Al respecto, el OSINERG ha revisado la interpretación del mencionado Decreto Supremo, en lo correspondiente a la aplicación del inciso a) del Artículo 1° para los sistemas radiales. Sobre este punto, la norma establece que las tarifas se calculan considerando como demanda actualizada el valor presente de los flujos de potencia y/o energía que permitan transportar las instalaciones en condiciones de eficiencia, por lo tanto, si la restricción de la demanda anual mínima a considerar se refiriese a la demanda de energía, ésta debería ser igualmente aplicable a su equivalente en potencia;

En consecuencia, en la determinación del 50% de la capacidad anual de transporte mínimo de energía de las instalaciones radiales se ha verificado que corresponde aplicar a la capacidad de diseño de las instalaciones el factor de carga representativo de la demanda para cada año a fin de hacer la comparación compatible con la demanda de energía que pasaría por las instalaciones

Así mismo, el mencionado Decreto Supremo establece un periodo de quince (15) años para el largo plazo al que se refiere el Artículo 139° del Reglamento de la LCE.

La siguiente información fue suministrada por ELECTROUCAYALI S.A. y corresponde a la demanda típica mensual de los usuarios del Sistema Eléctrico de Pucallpa que pagan el CPSEE01 correspondiente al SST Aguaytía – Pucallpa:

Maxima Demanda : 20 105 kW Energía Horas Punta : 2 171 696 kWh

Energía Horas Fuera de Punta : 7 529 805 kWh

Total Energía : 9 701 501 kWh Factor de Carga : 0,649

La energía a través de la línea de transmisión Aguaytía – Pucallpa estaría limitada por la capacidad del transformador en la subestación de Pucallpa, por tanto se tiene:

Siguiendo el procedimiento señalado en el Artículo 139° del Reglamento de la

14 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.

Capacidad de la Transmisión : 55 MVA Factor de Potencia: 0,95

Capacidad Límite: 52,25 MW Energía Anual Límite: 297 GWh

Energía Aplicable (50%): 148 GWh



LCE y el Decreto Supremo N° 029-2002-EM, el valor del CPSEE es igual al cociente del peaje secundario actualizado, entre la demanda de energía actualizada, para un horizonte de 15 años. Los resultados se muestran en el siguiente Cuadro N° 3.1

CCuuaaddrroo NN°° 33..11 IInnggrreessooss AAnnuuaalleess EEssppeerraaddooss SSSSTT AAgguuaayyttííaa –– PPuuccaallllppaa

((DDeemmaannddaa yy PPeerrííooddoo ddee LLaarrggoo PPllaazzoo))

N° Año

Demanda Proyectada

(GWh)

Demanda DS 029-2003-EM (GWh)

Costo Total Anual

(miles US$)

Ing. Tarifario Esperado

(miles US$) Peaje Unitario

(Ctv US$/kWh)

Ingreso Anual

Esperado (Miles US$)

1 2002 99,790 148,430 1 256,35 59,39 0,6290 992,99 2 2003 102,883 148,430 1 256,35 59,43 0,7147 1120,27 3 2004 106,073 148,430 1 261,73 60,49 0,8523 1325,58 4 2005 109,361 148,430 1 261,73 60,61 0,8523 1325,70 5 2006 112,751 148,430 1 261,73 61,16 0,8523 1326,25 6 2007 116,247 148,430 1 261,73 61,64 0,8523 1326,72 7 2008 119,850 148,430 1 261,73 62,11 0,8523 1327,20 8 2009 123,566 148,430 1 261,73 62,58 0,8523 1327,67 9 2010 127,396 148,430 1 261,73 63,06 0,8523 1328,14 10 2011 131,345 148,430 1 261,73 63,53 0,8523 1328,62 11 2012 135,417 148,430 1 261,73 64,00 0,8523 1329,09 12 2013 139,615 148,430 1 261,73 64,48 0,8523 1329,56 13 2014 143,943 148,430 1 261,73 64,95 0,8523 1330,04 14 2015 148,405 148,430 1 261,73 65,42 0,8523 1330,51 15 2016 153,006 153,006 1 261,73 65,90 0,8523 1369,98 16 2017 157,749 157,749 1 261,73 66,37 0,6446 1083,22 17 2018 162,639 162,639 1 261,73 66,84 0,6446 1115,22 18 2019 167,681 167,681 1 261,73 67,32 0,6446 1148,19 19 2020 172,879 172,879 1 261,73 67,79 0,6446 1182,17 20 2021 178,239 178,239 1 261,73 68,26 0,6446 1217,19 21 2022 183,764 183,764 1 261,73 68,74 0,6446 1253,28 22 2023 189,461 189,461 1 261,73 69,21 0,6446 1290,47 23 2024 195,334 195,334 1 261,73 69,68 0,6446 1328,80 24 2025 201,389 201,389 1 261,73 70,16 0,6446 1368,31 25 2026 207,632 207,632 1 261,73 70,63 0,6446 1409,03 26 2027 214,069 214,069 1 261,73 71,10 0,6446 1450,99 27 2028 220,705 220,705 1 261,73 71,58 0,6446 1494,24 28 2029 227,547 227,547 1 261,73 72,05 0,6446 1538,82 29 2030 234,601 234,601 1 261,73 72,52 0,6446 1584,76 30 2031 241,874 241,874 1 261,73 73,00 0,6446 1632,11

En primeros 15 años según D.S. 029-2002-EM: Esperado:

Valor Presente Demanda 1 011,77 GWh

Costo Total 8 584 404 US$

Ingreso Tarifario

419 730 US$ Ingreso Total

8 584 404 US$ 100%

Peaje Unitario: 0,8070 Ctv US$/kWh 0,8523 Ctv US$/kWh

En 30 años según D.S. 029-2002-EM: Esperado:

Valor Presente Demanda 1 242,07 GWh

Costo Total 10 154 405

US$

Ingreso Tarifario

505 247 US$ Ingreso Total

10 154 433 US$ 100%

Peaje Unitario: 0,7769 Ctv US$/kWh



Se observa del Cuadro N° 3.1 que, si se considera la demanda mínima de 148 GWh-año y un largo plazo de 15 años, según lo establecido en el D.S. 029-2002-EM, el peaje obtenido cubre el 100% en el primer periodo de 15 años y también el 100% durante el periodo total del Contrato BOOT.

El valor esperado del peaje para el año 2004 es de 0,8523 Ctvs. US$/kWh que permite un ajuste más preciso de la cobertura de los primeros 15 años, considerando la liquidación realizada para el período 2002-2003.

En tal sentido, se verifica que el criterio de mínima capacidad y la consideración de un horizonte de largo plazo de 15 años, que se señala en el Decreto Supremo N° 029-2002-EM, es aplicable.

3.4.5 Liquidación Anual del SST Aguaytía – Pucallpa

3.4.5.1 Ingresos Facturados

Con el fin de proceder a efectuar la liquidación de los ingresos facturados por ISA PERÚ, de acuerdo con lo establecido en su Contrato BOOT y el TUO, se solicitó a ISA PERÚ la información correspondiente de la medición y facturación mensual efectuadas por el servicio prestado por las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión de ISA PERÚ.

Según la facturación presentada por ISA PERÚ, los ingresos en el período a liquidar, de marzo 2003 a febrero 2004, por la transmisión de energía eléctrica para cubrir la demanda del Sistema Electro Ucayali, ascienden a US$ 1 224 560,38; tal como se muestra en detalle en el siguiente Cuadro N° 3.2.

CCuuaaddrroo NN°° 33..22 IInnggrreessooss FFaaccttuurraaddooss SSSSTT AAgguuaayyttííaa -- PPuuccaallllppaa

Compensación Mensual

MES Tipo de Cambio S/./US$

Peaje Secundario Facturado

S/.

Ing. Tarifario

Facturado S/.

Total US$

Valor Presente a

Febrero 2004 US$

1 Marzo'03 3,461 316 263,93 18 724,76 96 789,57 107 385,36 2 Abril'03 3,475 309 764,38 18 742,34 94 534,31 103 897,35 3 Mayo'03 3,474 318 004,86 19 334,76 97 104,09 105 718,52 4 Junio'03 3,471 304 746,24 10 065,08 90 697,59 97 815,51 5 Julio'03 3,482 311 064,81 11 043,58 92 506,72 98 828,86 6 Agosto'03 3,480 322 140,83 11 321,72 95 822,57 101 409,08 7 Setiembre'03 3,479 319 648,93 11 567,44 95 204,48 99 807,89 8 Octubre'03 3,475 341 421,83 11 841,78 101 658,59 105 572,33 9 Noviembre'03 3,475 329 115,59 12 965,76 98 440,68 101 269,60 10 Diciembre'03 3,459 337 771,08 13 006,05 101 409,98 103 343,63 11 Enero'04 3,492 343 820,34 13 346,18 102 281,36 103 251,89 12 Febrero'04 3,463 320 694,67 12 654,97 96 260,36 96 260,36 TOTAL 1 106 987,85 47 032,69 1 162 710,30 1 224 560,38



3.4.5.2 Ingresos Esperados

El ingreso anual esperado para el período comprendido entre el 01 de marzo 2003 y el 29 de febrero 2004 resulta US$ 1 157 460,67, según se muestra en el siguiente Cuadro N°

CCuuaaddrroo NN°° 33..22 IInnggrreessooss EEssppeerraaddooss SSSSTT AAgguuaayyttííaa –– PPuuccaallllppaa

Así, el saldo resultante entre los ingresos facturados y los ingresos esperados es de US$ -67 099,70 a febrero 2004, el cual llevado a febrero 2005, a una tasa de 12%, resulta en US$ -75 151,67.

3.4.6 Determinación del Peaje Secundario

Para la determinación del CPSEE, a ser cubierto por los usuarios del Sistema Eléctrico de Electro Ucayali, se disminuye 0,0506 Ctv. US$/kWh al CPSEE inicial esperado. Dicho decremento es el resultado de dividir el saldo de la liquidación, a febrero del año 2005, entre la demanda esperada del año 2 004.

DATOS DE LA RESOLUCIÓN OSINERG N°1427-2002-OS/CD CPSEE 3,2848 Ctm.S/./kWh Tipo de Cambio 3,511 S/./US$ Ingreso anual esperado 992 985 US$ Ingreso tarifario esperado 59 388 US$ DATOS DE LA RESOLUCIÓN OSINERG N°160-2003-OS/CD CPSEE 3,2469 Ctm.S/./kWh Tipo de Cambio 3,472 S/./US$ Ingreso anual esperado 1 120 270 US$ Ingreso tarifario esperado 59 426 US$ PERIODOS E INGRESOS ESPERADOS A FEBRERO 2004 Periodo 1 : Marzo 01, 2003 00:00 hrs a Abril 30, 2003 24:00 hrs Periodo 2 : Mayo 01, 2003 00:00 hrs a Febrero 29, 2004 24:00 hrs

Monto a liquidarse según resoluciones en US$

MES Peaje Secundario Esperado

Ingreso Tarifario Esperado

Total Valor

Presente a Febrero 2004

1 Marzo'03 78 518,58 4 696,00 83 214,58 92 324,28 2 Abril'03 78 518,58 4 696,00 83 214,58 91 456,47 3 Mayo'03 88 583,42 4 696,00 93 282,39 101 557,78 4 Junio'03 88 583,42 4 696,00 93 282,39 100 603,18 5 Julio'03 88 583,42 4 696,00 93 282,39 99 657,55 6 Agosto'03 88 583,42 4 696,00 93 282,39 98 720,81 7 Setiembre'03 88 583,42 4 696,00 93 282,39 97 792,87 8 Octubre'03 88 583,42 4 696,00 93 282,39 96 873,66 9 Noviembre'03 88 583,42 4 696,00 93 282,39 95 963,08 10 Diciembre'03 88 583,42 4 696,00 93 282,39 95 061,07 11 Enero'04 88 583,42 4 696,00 93 282,39 94 167,53 12 Febrero'04 88 583,42 4 696,00 93 282,39 93 282,39

TOTAL 1 157 460,67



El CPSEE resultante es de 2,7746 Ctm.S/./kWh y representa una disminución de 14,3% respecto al peaje vigente, tal como se detalla en el Cuadro N° 3.3.

Cuadro N° 3.3 CPSEE Propuesto

Demanda Año 2004

GWh

Saldo Liquidación

US$

Tasa de Cambio S/./US$

Decremento CPSEE

Ctv.US$/kWh

CPSEE Vigente

Ctv.US$/kWh

CPSEE Esperado

Ctv.US$/kWh

CPSEE Propuesto

Ctv.US$/./kWh

CPSEE Propuesto


%

148,4 (75 152) 3,461 - 0,0506 0,9360 0,8523 0,8017 2,7746 - 14,3%

3.4.7 Impacto a Usuario Final

El impacto en la tarifa residencial (promedio de tarifas BT5B-3) para los clientes ubicados en el sistema Pucallpa, representa una disminución de 1,69%.

El Cuadro N° 3.4 muestra los resultados del impacto tarifario de los precios en barra del Sistema Eléctrico Pucallpa. Para el cálculo del precio medio vigente se ha considerado el cargo CPSEE, establecido en la Resolución OSINERG N° 160-2003-OS/CD, debidamente actualizado al 31 de marzo 2004.

Cuadro N° 3.4 Impacto Tarifario en el Sistema Eléctrico de Pucallpa



Ctm. S/./kW.h Propuesto




20,77 20,27 -2,41% 37,88 37,33 -1,45%



4. Conclusiones y Recomendaciones

Como consecuencia del análisis efectuado se tienen las siguientes conclusiones y recomendaciones:

• Se ha actualizado el Costo Medio de Inversión de las instalaciones del SST de ISA PERU sobre la base del índice Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América, de conformidad con el correspondiente contrato BOOT. Dicho actualización resultó 0.53% mayor que el valor inicial aprobado.

• La liquidación de ingresos facturados por ISA PERÚ a febrero 2004 es de US$ 1 162 710,30 el mismo que expresado a febrero 2005 es de US$ 1 224 560,38, mientras que la liquidación de los ingresos esperados es de US$ 1 157 460,67 a febrero 2004. Como consecuencia el saldo resultante es de -67 099,70, monto que deverá ser descontado en la tarifa de usuario final para el período mayo 2004 a abril 2005.

• Se han revisado los ingresos esperados a fin de incorporar el efecto de la aplicación del criterio de demanda mínima, a la que se refiere el Decreto Supremo N° 029-2002-EM.

• Como resultado de las modificaciones anteriores, el Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía Local resulta en 2,7746 Ctm.S/./kWh, que representa una disminución de 14,3% respecto del valor vigente.

• Se recomienda fijar el Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía Local, correspondiente a las instalaciones de L.T. Aguaytía-Pucallpa, S.E. Aguaytía 220/138/22,9kV, S.E. Pucallpa 138/60/10 kV, Reactor 8 MVAR, en 2,7746 Ctm. S/./kW.h.



• Todos los ingresos originados por efecto de los factores de pérdidas de las instalaciones de L.T. Aguaytía-Pucallpa, S.E. Aguaytía 220/138/22,9 kV, S.E. Pucallpa 138/60/10 kV, Reactor 8 MVAR y la aplicación del cargo CPSEE a la demanda en Pucallpa, deberán ser transferidos íntegramente a ISA PERÚ.



ANEXO A

Comparación de Tarifas y Compensaciones e Impacto Tarifario



Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE SECUNDARIO

Sistema Eléctrico – PUCALLPA

CPSEE Vigente

Ctv.US$/kWh

CPSEE Esperado

Ctv.US$/kWh

CPSEE Propuesto

Ctv.US$/./kWh

CPSEE Propuesto


%

0,9360 0,8523 0,8017 2,7746 - 14,3%

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2004 IMPACTO TARIFARIO

Sistema Eléctrico – PUCALLPA.



Ctm. S/./Kw.h Propuesto




20,77 20,27 -2,41% 37,88 37,33 -1,45%



ANEXO B

Análisis de las Opiniones y Sugerencias al Proyecto de Resolución



B.1.- Opiniones y Sugerencias de ISA PERU S.A.

B.1.1.- Forma de Remuneración del SST

ISA PERÚ señala que el OSINERG no ha calculado el peaje secundario por transmisión equivalente en energía local, correspondiente a las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión de Aguaytía-Pucallpa, de conformidad con lo establecido en el respectivo Contrato de Concesión, ya que dicho peaje debería cubrir la anualidad de la inversión más la retribución de los costos de operación y mantenimiento, siendo que, de conformidad con lo establecido en el numeral 5.2.5 del Contrato de Concesión, la línea eléctrica Aguaytía-Pucallpa, perteneciente al sistema secundario de transmisión, debe ser remunerada de la misma forma que las líneas del sistema principal de transmisión.

Señala asimismo que, de lo establecido en el contrato de Concesión, se lee claramente que la tarifa de cada una de las líneas del Sistema de Transmisión, es decir tanto las instalaciones del sistema principal de transmisión como del sistema secundario de transmisión de ISA PERÚ, deben ser remuneradas de la misma forma, esto es con la anualidad de la inversión más los costos de operación y mantenimiento. Sin embargo, el cálculo del OSINERG presentado en el cuadro N° 3.1 del Informe OSINERG-GART/DGT N° 017-2004, que sustenta el proyecto de Resolución materia del presente análisis, los Ingresos anuales Esperados son diferentes para cada uno de los 30 años considerados.

Agrega que como puede verse en el cuadro 3.1 del mencionado Informe, el peaje unitario fijado por OSINERG para el año 2004 no cubre el 100% de la anualidad de la inversión y los costos de operación y mantenimiento.

Adicionalmente indica que el OSINERG no ha tomado en cuenta que el Contrato de concesión solo garantiza la tasa del 12% durante los 10 primeros años, y que posteriormente la tasa será fijada en las Leyes Aplicables.

Por lo tanto solicita al OSINERG que para la Resolución definitiva, se recalcule el peaje secundario por transmisión equivalente en energía local, correspondiente a instalaciones del Sitema Secundario de Transmisión Aguaytía-Pucallpa, con el fin de cubrir la anualidad de la inversión y la retribución por costos de Operación y Mantenimiento en cada período tarifario, de conformidad con lo establecido en el numeral 5.2.5 del Contrato de Concesión.

Análisis del OSINERG

El OSINERG, para determinar la compensación correspondiente a la línea de transmisión Aguaytía – Pucallpa, ha desarrollado el mismo procedimiento utilizado en las anteriores fijaciones de la compensación desde el inicio de la operación comercial de sus instalaciones.

La LCE califica a los sistemas de transmisión en Principal y Secundario y, según esta calificación, distingue la remuneración a ser aplicada por el regulador.



El Contrato BOOT establece una cláusula específica (5.2.5) sobre el Régimen Tarifario para las líneas de transmisión de ISA PERU. Así, en sus dos primeros párrafos califica y determina la remuneración de dichas líneas:

“Que la calificación del Sistema Principal de Transmisión de la Línea Eléctrica Pachachaca – Oroya – Carhuaquero – Paragsha – derivación Antamina como Sistema Principal de Transmisión, se mantendrá durante todo el plazo del Contrato de Concesión.

Que la remuneración para la actividad del Sistema Secundario de Transmisión de la Línea Eléctrica Aguaytía – Pucallpa, asegurará a la Sociedad Concesionaria la recuperación del 100% del VNR y sus respectivos Costos de Operación y Mantenimiento, y se regirá por lo establecido en el presente Contrato y lo dispuesto en las Leyes Aplicables15”.

En consecuencia, el referido Contrato establece el Régimen Tarifario y califica a la Línea Eléctrica Pachachaca – Oroya – Carhuamayo – Paragsha - Derivación Antamina como parte del Sistema Principal de Transmisión y a la Línea Eléctrica Aguaytía – Pucallpa como parte del Sistema Secundario de Transmisión, disponiendo que la remuneración para la actividad del Sistema Secundario de Transmisión de la Línea Aguaytía – Pucallpa se regirá por lo establecido en dicho Contrato y en lo dispuesto en las “Leyes Aplicables”, es decir, se aplicará al Contrato todas aquellas normas que sean dictadas por el Ministerio de Energía y Minas u otra entidad, como autoridad gubernamental competente.

En conclusión, no es posible efectuar igual tratamiento en la determinación del Peaje Secundario correspondiente a las instalaciones del SST que para el caso del Peaje por Conexión de las instalaciones del SPT, por cuanto cada fijación tiene sus propias precisiones. El procedimiento para la determinación correspondiente a los SST se encuentra precisado en el Reglamento de la LCE, que constituye una de las Leyes Aplicables a que se refiere el contrato de concesión.

Por otra parte, el Artículo 139° de la LCE indica el procedimiento a seguir por el regulador para la determinación de las compensaciones y tarifas para los sistemas secundarios de transmisión. Asimismo, distingue dos tipos de usuarios de estos sistemas secundarios: el primero, atribuido a los generadores y el segundo, atribuido a la demanda. También considera el tratamiento que debe realizarse en los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas generales establecidas.

Para el caso de la demanda servida exclusivamente por instalaciones del sistema secundario, la norma señala que dicha demanda pagará una compensación “equivalente” al 100% del Costo Medio anual de las respectivas instalaciones.

15 Definiciones del Contrato BOOT: “Cualquier referencia a “Leyes Aplicables” deberá entenderse efectuada a las leyes, regulaciones y reglamentos emitidos por una Autoridad Gubernamental, incluyendo normas complementarias, suplementarias, modificatorias y reglamentarias, incluso aquéllas a que se refiere el punto 1.3 de las Bases”.



Los pasos a seguir para el cálculo del peaje unitario que la demanda debe pagar por el uso del sistema secundario se pueden explicar como sigue:

i) Se determina el Costo Medio anual de las instalaciones, de acuerdo a la definición que da la LCE; dicho costo corresponde a la inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones del Sistema Económicamente Adaptado (SEA), es decir de un sistema eficiente.

ii) El Costo Medio anual es igual a la anualidad del Costo Medio de Inversión de las instalaciones más los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM).

La anualidad de la inversión se determina a una tasa de 12% y considerando una vida útil de las instalaciones de 30 años (Artículo 2° Decreto Supremo 029-2002-EM). Esto quiere decir, que la inversión se tratará como 30 anualidades considerando una tasa de descuento de 12%. El Gráfico N° 1 ilustra la anualidad del Costo Medio de Inversión para un período de 30 años.

Gráfico N° 1 Anualidad del Costo Medio de Inversión

iii) El peaje secundario unitario anual se determina como el cociente entre el Costo Medio anual y la demanda anual. Dicha compensación permite cubrir el Costo Medio anual a través de la demanda estimada para cada año.

Es preciso señalar que, una característica del diseño de líneas de transmisión que alimentan a centros poblados, mineros o mezcla de ambos, es que éstas se construyen para soportar un crecimiento de la demanda para un período de mediano o largo plazo. Caso contrario, se tendría la necesidad de construir

ANUALIDADES



líneas de transmisión cada año; lo cual no es económico, ni físicamente factible.

En el Gráfico N° 2 se ilustra, por un lado, el comportamiento creciente de la demanda a través de los años. Por otro lado, el Costo Medio anual como un valor fijo para el período de 30 años.

Para esta condición, el peaje secundario anual tiene un comportamiento decreciente en el tiempo, puesto que permaneciendo el Costo Medio anual constante en el tiempo y la demanda creciente en el mismo periodo; entonces, se obtiene como resultado que conforme crece la demanda, el valor del peaje secundario tiende a reducirse hasta un valor en la que la demanda alcanza a la capacidad límite de transporte de la línea de transmisión. En el Gráfico N° 2 se ilustra que esta condición se alcanzaría en el año 15.

Gráfico N° 2 Variación del Peaje Secundario Anual Unitario

Año

Costo Medio anual US$

Demanda kWh

Peaje Secundario Unitario anual US$/kwh

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 . . . 28 29 30

Capacidad límite dela línea de transmisión

Año

Costo Medio anual US$

Demanda kWh

Peaje Secundario Unitario anual US$/kwh

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 . . . 28 29 30


La norma ha previsto dar una señal estable en el tiempo para el Peaje Secundario Unitario, de manera tal que los ingresos anuales sean equivalentes en el período de largo plazo de 15 años. Con este propósito, para determinar el peaje secundario unitario, la norma establece determinar el valor presente del peaje secundario y dividirlo entre el valor presente de la demanda (energía y/o potencia transportada por el sistema secundario) a una tasa de 12% y un horizonte de largo plazo establecido en 15 años por el Decreto Supremo 029-2002-EM.

El Gráfico N° 3 ilustra que el Peaje Secundario Unitario de largo plazo es un valor constante, mientras que el Peaje Secundario Unitario anual varía con la demanda.



Gráfico N° 3 Peaje Secundario Unitario Anual vs Peaje Secundario Unitario de

Largo Plazo

Año

Peaje Secundario Unitariode largo plazo

Demanda

Peaje Secundario Unitario anual

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 . . . 28 29 30


Largo Plazo

Año

Peaje Secundario Unitariode largo plazo

Demanda

Peaje Secundario Unitario anual

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 . . . 28 29 30


Largo Plazo

La posición que adopta ISA PERÚ se limita a interpretar la primera parte del párrafo del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, concluyendo que conforme al mismo debe recuperar año a año el 100% de la anualidad de la inversión y la correspondiente retribución por costos de Operación y Mantenimiento.

La segunda parte del párrafo del Artículo 139° transcrito líneas arriba, establece explícitamente que se debe calcular el peaje secundario unitario como el cociente del valor actual de los peajes y el valor actual de la demanda; es decir, que definitivamente, a diferencia del Peaje por Conexión del SPT, que se calcula como el cociente del peaje anual y la demanda anual, el peaje secundario debe ser obtenido considerando la actualización de los flujos del peaje y de la energía en el largo plazo.

Cabe precisar que, desde la entrada en vigencia de la LCE y su Reglamento, el marco regulatorio estableció la distinción mencionada con relación a la remuneración que deben percibir los SST y los SPT. Es por ello, que antes de la modificación del Artículo 139° del Reglamento, se utilizó, para el caso del los SST el concepto de “Potencia Adaptada”, que era calculado como el valor actualizado de los flujos de potencia. En consecuencia, el regulador y los titulares de los activos de transmisión han venido utilizando el procedimiento explicado anteriormente, sin encontrar dudas sobre su interpretación, tal como lo prueban las propias propuestas tarifarias presentadas al OSINERG en la regulación de los años 2002 y 2003. Asimismo, ISA PERU ha tomado conocimiento de dicho procedimiento desde la primera fijación tarifaria de sus instalaciones secundarias.



En cuanto a la tasa de descuento de 12%, ésta seguirá aplicándose para el cálculo del CPSEE, en tanto y en cuanto no sea fijada una nueva tasa en las Leyes Aplicables. Debe tenerse presente que las otras variables que pueden variar durante el período de análisis, para el cálculo del CPSEE, es el Costo Medio de Inversión y la demanda.

Finalmente, se ha revisado la aplicación del D.S. N° 029-2002-EM a las instalaciones de ISA PERU comprobándose que el criterio de demanda anual mínima es aplicable a estas instalaciones; por lo que, se ha considerado el 50% de la capacidad de transporte de dichas instalaciones.

En este sentido, el OSINERG, de oficio, está corrigiendo esta omisión. En la sección 3.4 de este informe se presenta el detalle de la metodología empleado por el OSINERG para la determinación de los cargos de transmisión para este tipo de instalaciones.

B.1.2.- Cálculo de la Liquidación Anual

ISA PERÚ observa que en el cuadro 3.1 “Ingresos Anuales SST Aguaytía-Pucallpa” se ha consignado como Peaje Unitario esperado para el año 2003 el valor de 0,9356 Ctv US$/kWh y US$ 1 021 965,00 como Ingreso Anual Esperado para el año 2003, cuando en el Cuadro 2.4 del Informe OSINERG-GART/DGT N° 062-2003 que sustenta la Resolución OSINERG N° 160-2003-OS/CD vigente hasta abril de 2004, se establecieron los valores de 1,0311 Ctv US$/kWh y US$ 1 120 270,00, respectivamente.

Agrega que el indicado error se ha arrastrado en el Cuadro 3.2 “Liquidación Anual Período Marzo 2003-Febrero 2004.

Por lo que solicita al OSINERG explicar el cálculo del valor del Peaje Unitario Esperado que para el año 2004 resulta en un valor de 1,0969 Ctv US$/kWh, ya que en la hoja de cálculo enviada por el OSINERG a solicitud de ISA PERÚ, dicho cálculo aparece en valores.

Análisis del OSINERG

Sobre la base del análisis anterior contenido en el acápite B.1.1, el OSINERG ha procedido a efectuar las correcciones pertinentes en el cálculo del cargo por peaje secundario unitario equivalente en energía local (CPSEE) contenido en el Informe OSINERG-GART/DGT N° 017-2004.

El detalle del indicado cálculo corregido, se desarrolla en el numeral 3.4 del presente informe.

estudio para la fijación de tarifas y compensaciones en el sst de isa … 017a... · 2004. 4....

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