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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° 028A-2003

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

EDEGEL S.A.A. Regulación de 2003

Lima, 07 de julio de 2003

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/DGT N° 028A-2003

Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de EDEGEL S.A.A. Regulación de 2003 Página 2 de 48

INDICE

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

1.1 PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA .....................................................................4 1.2 PRINCIPALES MODIFICACIONES A LAS PROPUESTAS DE LOS TITULARES DE

TRANSMISIÓN .........................................................................................................5 1.3 RESUMEN DE RESULTADOS .....................................................................................6

2. ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS................................................ 8

3. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA .............................................................. 11

3.1 PROPUESTA INICIAL DE EDEGEL ..........................................................................13 3.1.1 Determinación del SEA...................................................................................... 13 3.1.2 Determinación de los Costos de Inversión ......................................................... 14 3.1.3 Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento ............................. 15 3.1.4 Compensaciones Mensuales Inicialmente propuestas por EDEGEL .................. 16 3.1.5 Asignación de Responsabilidad de las Compensaciones Mensuales ................. 16

3.2 PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA................................................................................17 3.3 OBSERVACIONES DE OSINERG A LA PROPUESTA DE EDEGEL ..............................17 3.4 ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES Y PROPUESTA FINAL DE EDEGEL................22 3.5 PUBLICACIÓN DE LOS PROYECTOS DE RESOLUCIÓN ................................................27 3.6 SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA ..............................................................................27 3.7 OPINIONES Y COMENTARIOS A LOS PROYECTOS DE RESOLUCIÓN............................28 3.8 ANÁLISIS DE OSINERG ........................................................................................28

3.8.1 Determinación del SEA del SST de EDEGEL..................................................... 28 3.8.2 Evaluación del Costo de Inversión ..................................................................... 31 3.8.3 Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento .................................. 33 3.8.4 Determinación de las compensaciones en el SST de EDEGEL.......................... 35 3.8.5 Asignación de responsabilidad del pago de las compensaciones ....................... 36 3.8.6 Fórmula de Actualización................................................................................... 37 3.8.7 Impacto sobre las tarifas y compensaciones vigentes ........................................ 38

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 39

5. ANEXOS.................................................................................................................... 41

Anexo A Análisis de la Absolución de las Observaciones....................................... 42 Anexo B Comparación de los Costos de OSINERG con las Propuestas de EDEGEL

................................................................................................................ 44 Anexo C Análisis de las Opiniones y Sugerencias de EDEGEL.............................. 46

6. REFERENCIAS ......................................................................................................... 48



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 EDEGEL S.A.A. (en adelante “EDEGEL”) 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:

(...)

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



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 EDEGEL, fueron consignadas en la página WEB de 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 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.

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.



El 02 de junio de 2003, mediante la Resolución OSINERG N° 081-2003-OS/CD, se realizó la prepublicación de los proyectos de resolución que fijan las tarifas y compensaciones de los SST en el año 2003.

Se convocó a una segunda audiencia pública, que se llevó a cabo el 24 de junio de 2003. En esta audiencia pública el OSINERG expuso y sustentó los criterios, metodología, y modelos económicos utilizados para la fijación de tarifas y compensaciones de los SST correspondiente al año 2003 y, se dio una primera respuesta a los comentarios y preguntas de los asistentes.

Hasta el 27 de junio de 2003 se recibieron los comentarios, sugerencias y observaciones, por escrito, a la mencionada prepublicación de los proyectos de resolución que fijan las tarifas y compensaciones de los SST en el año 2003.

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 Principales Modificaciones a las Propuestas de los Titulares de Transmisión

Los resultados anteriores se obtuvieron a partir de la propuesta final de EDEGEL con las modificaciones efectuadas por el OSINERG. La siguiente relación describe los principales cambios incorporados:

(a) Modificación del Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”). No se considera la línea de transmisión Matucana – Callahuanca (L2007 alterna).

(b) Modificación del SEA en lo que respecta a las líneas de transmisión de doble terna L603/L604 y L605/L606.

(c) No se utilizan los costos unitarios de inversión propuestos por EDEGEL.

(d) No se utilizan los costos indirectos propuestos por EDEGEL.

(e) No se utiliza cables de guarda para las líneas de transmisión 60 kV en Lima.

(f) Los rendimientos, frecuencias y alcances de las actividades de mantenimiento, han sido evaluados utilizando los estándares disponibles en la base de datos de OSINERG, en razón que el cálculo efectuado por EDEGEL se basa en valores muy superiores a éstos, no representando costos eficientes para el mantenimiento de sistemas de transmisión de similares características.

(g) El costo de operación y mantenimiento, ha sido evaluado teniendo presente los casos de líneas de doble terna, a fin de evitar duplicar actividades como mantenimiento de servidumbre, mantenimiento de estructuras, mantenimiento de caminos de exceso, etc; y no



separadamente por circuito, como lo evalúa EDEGEL (p.e. línea Callahuanca-Chavarría-Cajamarquilla),.

(h) Para la evaluación del costo de mantenimiento de líneas de transmisión, no se considera la actividad “cambio de cable de guarda”, en líneas costeras, ni la actividad “inspección nocturna” para líneas ubicadas en zonas no costeras.

(i) EDEGEL no presentó el sustento de la estructura organizacional de la empresa, por lo que para los costos de operación y gestión se consideró la estructura modelo de una empresa eficiente, que se dedica a las actividades de generación y subtransmisión de energía eléctrica.

(j) Los costos de seguros se racionalizaron de acuerdo con los criterios de OSINERG debido a la falta de información, la misma que no fue suministrada por EDEGEL.

(k) Con relación al rubro de seguridad, se ha considerado pertinente no considerar el rubro custodia por las líneas de transmisión.

1.3 Resumen de Resultados En el siguiente cuadro se presenta un resumen con las compensaciones mensuales obtenidas para el sistema de transmisión secundaria de EDEGEL:

Cuadro No. 1.1 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPESACIONES EN SST – 2003

COMPENSACIÓN MENSUAL

Descripción Elemento Compensación Mensual S/.

L.T. Huinco - Santa Rosa (L2001-2002) 378 482 L.T. Matucana - Callahuanca (L2007) 153 912 L.T. Callahuanca - Cajamarquilla (L2008-L2009) 277 548 L.T. Cajamarquilla - Chavarría (L2008-L2015) 143 959 L.T. Purunhuasi - Callahuanca (L716) 32 849 L.T. Yanango - Pachachaca (L256) 378 367 L.T. Chimay - Yanango (L257) 187 505 L.T. Moyopampa - Santa Rosa (L601-602) 158 607 L.T. Callahuanca - Huampaní (L603-604) 126 547 L.T. Huampaní - Ñaña (L603-654) 41 432 L.T. Moyopampa - Salamanca (L605-606) 165 867 L.T. Salamanca - Balnearios (L606) 7 394 L.T. Callahuanca - Moyopampa (L611) 54 644 L.T. Moyopampa - Chosica (L673) 13 568 L.T. Ñaña - Huachipa (L603) 15 746 L.T. Callahuanca - Huampar (L718) 78 097 Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca 14 197 Celda 60 kV Transformador G2 Callahuanca 14 197 Celda 60 kV Transformador G3 Callahuanca 14 197 Celda 60 kV Transformador G4 Callahuanca 14 197 Transformador 220/60/10 kV en Callahuanca 77 728 Celda 60 kV Transformador G1 Moyopampa 10 121 Celda 60 kV Transformador G2 Moyopampa 10 121 Celda 60 kV Transformador G3 Moyopampa 10 121



Descripción Elemento Compensación Mensual S/.

Celda 220 kV Transformador G1 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G2 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G3 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G4 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G1 Yanango 27 706 Celda 220 kV Cajamarquilla 28 290 Celda 60 kV Transformador G1 Huampaní 11 387 Celda 60 kV Transformador G2 Huampaní 11 387 Celda 220 kV Transformador TG7 Santa Rosa 16 693

Los valores mostrados en el cuadro anterior han sido determinados con un Tipo de Cambio igual a 3,472 S/./US$, que corresponde al último día hábil del mes de junio de 2003.



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

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

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 EDEGEL, el mismo que contiene su propuesta de Tarifas y Compensaciones para su SST.



Cuadro No. 3.1

PROCEDIMIENTO DE FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST – AÑO 2003



3.1 Propuesta Inicial de EDEGEL De acuerdo con lo dispuesto por el numeral 5.2 del Artículo 5 y la Segunda Disposición Transitoria del “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”, EDEGEL 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 EDEGEL involucra lo siguiente:

(a) Propuesta del Sistema Económicamente Adaptado ó SEA

(b) La evaluación del Costo Medio, que comprende:

• Costo Inversión (CMI)

• Costos de Operación y Mantenimiento (COyM)

(c) La propuesta de compensación global por el SST de EDEGEL

(d) La propuesta de la asignación de responsabilidad del pago de las compensaciones.

EDEGEL menciona que se encuentra dentro de un proceso de transferencia de sus activos de transmisión, por lo que es necesario, para dicha empresa concesionaria, disponer de las compensaciones por sus instalaciones de transmisión secundaria para poder evaluar su transferencia a un tercero.

En lo referente al costo de inversión, EDEGEL presenta formularios de costos de líneas de transmisión y de celdas de transformación y transmisión. Respecto al costo de inversión de las subestaciones, presenta la valorización de las celdas que son de su propiedad en las siguientes subestaciones eléctricas: Huinco, Matucana, Callahuanca, Moyopampa, Huampaní, Santa Rosa, Yanango, Chimay y Pachachaca.

EDEGEL propone el costo de operación y mantenimiento, basándose en procesos que se ejecutan en la operación y mantenimiento de instalaciones de transmisión a las que denomina procesos estándares. La valorización económica de los mismos, en algunos casos, es fundamentada en los costos reales en que incurre dicha empresa dentro de la gestión de la misma, asignando, a prorrata, posteriormente los costos inherentes a la actividad de generación y transmisión respectivamente, sin mencionar los criterios utilizados para dicha asignación.

Finalmente, EDEGEL manifiesta que las instalaciones de su SST son de uso exclusivo de las centrales de generación de su propiedad.

3.1.1 Determinación del SEA Para la definición del SEA del SST de EDEGEL, la empresa presenta una descripción de las instalaciones actualmente existentes tanto de las subestaciones como de las líneas de transmisión en 220 kV y 60 kV.



Respecto a las líneas de transmisión en 220 kV, propone que se considere como parte del SEA a la línea de transmisión Matucana – Callahuanca (L2007 alterna). En el caso de las líneas de doble terna de 60 kV como las líneas Callahuanca – Huachipa (L603/L604) y Moyopampa – Balnearios (L605/L606), propone que se considere como líneas de transmisión en simple terna.

En lo referente al SEA de las subestaciones, EDEGEL propone que se considere a las celdas de conexión de los transformadores, en el lado de alta tensión, como parte del SEA del SST de EDEGEL.

3.1.2 Determinación de los Costos de Inversión EDEGEL, en el Anexo I de su PROPUESTA INICIAL, presenta los formularios con los datos de costos unitarios y globales de las instalaciones que conforman el SEA de sus instalaciones de transmisión.

Para cada línea de transmisión, presenta una planilla con los costos de obras civiles y obras electromecánicas con una tasa arancelaria del 12% para los equipos, materiales y suministros importados. En el caso de la valuación de los costos directos, previamente desarrolla los metrados de las instalaciones. Para los costos indirectos, utiliza porcentajes respecto de los costos totales, los cuales incluyen los costos de ingeniería, supervisión, gastos financieros y de administración.

En el caso de las subestaciones, presenta la valorización de las celdas que únicamente pertenecen a su SST, sin considerar otras instalaciones que existen en las subestaciones y que pertenecen a otros concesionarios. Por tanto, el prorrateo de los costos comunes, auxiliares y acoplamiento se efectúa únicamente entre las celdas de propiedad de EDEGEL.

El Cuadro 3.2 resume los costos propuestos por EDEGEL:



CUADRO N° 3.2 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - 2003

PROPUESTA INICIAL DE EDEGEL COSTO MEDIO DE INVERSIÓN

3.1.3 Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento

EDEGEL menciona que ha utilizado los formularios de valorización del COyM elaborados por la ex Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG) considerando las frecuencias y recursos necesarios para el cumplimiento del mantenimiento. EDEGEL señala que utiliza los procesos y actividades definidas por OSINERG.

LINEAS DE TRANSMISIÓN VALORIZACIÓN ( en miles de US $ )

LongitudNo Denominación Líneas Subtotal

( Km ) (mil US $)1 MATUCANA - CALLAHUANCA ALTERNA N° 2007A / 220 [kV] 162 MATUCANA - CALLAHUANCA ANTIGUA N° 2007 / 220 [kV] 233 HUINCO - SANTA ROSA N° 2001/2002 / 220 [kV] 624 CALLAHUANCA - CAJAMARQUILLA - CHAVARRIA N° 2008/2009/2015 / 220 [kV] 575 PURUNHUASI - CALLAHUANCA N° 716 / 220 [kV] 16 YANANGO - PACHACHACA N° 256 / 220 [kV] 897 CHIMAY - YANANGO N° 257 / 220 [kV] 308 MOYOPAMPA - SANTA ROSA N° 601/602 / 60 [kV] 409 CALLAHUANCA - HUACHIPA N° 603 (1) / 60 [kV] 41

10 CALLAHUANCA - HUAMPANI N° 604 (1) / 60 [kV] 2411 HUAMPANI - ÑAÑA N° 654 / 60 [kV] 812 MOYOPAMPA - BALNEARIOS N° 606 (2) / 60 [kV] 4613 MOYOPAMPA - SALAMANCA N° 605 (2) / 60 [kV] 4214 CALLAHUANCA - MOYOPAMPA N° 611 / 60 [kV] 1315 MOYOPAMPA - CHOSICA N° 673 / 60 [kV] 116 CALLAHUANCA - HUAMPAR N° 718 / 60 [kV] 39

SUB-TOTAL

SUBESTACIONESVALORIZACIÓN ( en miles de US $ )

PotenciaNo Denominación Transformadores Subtotal

(MVA) (mil US $)Capacitivo Inductivo

1 CAJAMARQUILLA 4 8112 CALLAHUANCA 85 12 5363 CHIMAY 1 2264 HUAMPANI 1 6605 HUINCO 6 5156 MATUCANA 1 2447 MOYOPAMPA 4 8778 PACHACHACA 4 1179 SANTA ROSA 905

10 YANANGO 3 380

SUB-TOTAL 41 273

No DenominaciónVNR

( mil US$ )

1 LINEAS 54 122

2 SUBESTACIONES 41 273

TOTAL EMPRESA 95 396

54 122

1 297 60

1 950

2 632

TOTAL EMPRESAVALORIZACIÓN ( en miles de US $ )

1 982 2 254

11 197 8 366 86

10 349 3 379 4 632

PotenciaCompensación

( MVAR )

(1) Las líneas 603 y 604 comparten estructuras en 23,53 km que se se valorizaron como costo de inversión de la línea 603. El VNR de este cuadro considera compartido el costo de estructuras comunes en ambas líneas. La distribución de costos se realizó en forma proporcional a las distancias.

(2) Las líneas 605 y 606 comparten estructuras en 41,96 km que se se valorizaron como costo de inversión de la línea 606. El VNR de este cuadro considera compartido el costo de estructuras comunes en ambas líneas. La distribución de costos se realizó en forma proporcional a las distancias.

1 971 1 300 678

1 989



En lo concerniente al costo de gestión, EDEGEL cuantifica el mismo a partir de los costos en que incurre la supervisión y dirección de la gerencia de explotación de la empresa; posteriormente, asigna una alícuota del 28.8% del costo de gestión para la actividad de transmisión.

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

Cuadro N° 3.3 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - 2003

PROPUESTA INICIAL DE EDEGEL COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(US$)

3.1.4 Compensaciones Mensuales Inicialmente propuestas por EDEGEL

EDEGEL no presenta las compensaciones mensuales por cada instalación de su SST. Presenta el costo anual de todas las instalaciones, tal como se muestra en el siguiente cuadro:


PROPUESTA INICIAL DE EDEGEL COMPENSACION ANUAL

(US$)

3.1.5 Asignación de Responsabilidad de las Compensaciones Mensuales

EDEGEL señala que sus instalaciones del SST son utilizadas exclusivamente por sus centrales de generación, por lo que la asignación de responsabilidad

N° RUBRO LÍNEAS SUBESTACIONES TOTAL

1 OPERACIÓN 1 979 695 1 979 695 2 MANTENIMIENTO 2 683 023 1 759 374 4 442 397 3 GESTIÓN 2 448 000 4 SEGURIDAD 194 400 967 552 1 161 952 5 TOTAL GENERAL 10 032 044 6 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 332 739 5747 % Respecto al VNR 3.01



del pago, se entendería como una transferencia interna entre la actividad de generación y la actividad de transmisión de la empresa.

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 EDEGEL, al igual que el resto de los titulares de transmisión, exponga su propuesta de tarifas y compensaciones para la regulación tarifaria del año 2003.

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

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

3.3 Observaciones de OSINERG a la Propuesta de EDEGEL

Con fecha 28 de marzo de 2003, el OSINERG, a través del Informe GART/DGT N° 017-2003, comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al estudio técnico económico presentado por EDEGEL. 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 a la determinación del SEA, se formularon las siguientes observaciones:

(a) No se ha efectuado un análisis del SEA del SST de EDEGEL. La propuesta del Costo de Inversión de las instalaciones de transmisión ha sido determinada sobre la base de los activos instalados (inversiones efectuadas), sin evaluar que los diseños y configuraciones de las instalaciones correspondan a inversiones eficientes y guarden equilibrio con la demanda.



(b) No se señalan cuales son los criterios que se han utilizado para diseñar las instalaciones de forma tal que se pueda analizar de manera objetiva los resultados que se presentan. Como ejemplo, podemos citar que EDEGEL propone dos trazos para la línea Matucana – Callahuanca, una “antigua” y otra “alterna” sin señalar el porqué deberían de considerarse ambos circuitos como parte integrante del SEA. Por otro lado, en el caso de las líneas L603/L604 y L605/L605, EDEGEL las considera como líneas de transmisión de simple terna, cuando pueden operar como una línea de transmisión de doble terna.

(c) No se ha presentado la justificación de la configuración de las subestaciones eléctricas (configuración doble barra y anillo). Asimismo, no se muestran los estudios para establecer cuál es la confiabilidad adecuada del sistema.

(d) No se ha presentado el análisis de la selección del aislamiento para los equipos electromecánicos, no se menciona qué parámetros se han tomado en cuenta para la determinación de los niveles de aislamiento (tales como las características geográficas, climáticas, ambientales, entre otros) en las zonas donde se encuentran instaladas las subestaciones eléctricas.

(e) No se muestra el análisis que justifique la selección de las estructuras ni conductores de las líneas de transmisión. Del análisis efectuado a los formularios de las líneas de transmisión, se desprende que las mismas no han sido optimizadas, y que por el contrario, indican únicamente una descripción de sus instalaciones existentes.

(f) No se ha presentado la información indispensable para determinar el diseño de las estructuras de la línea de transmisión como: las prestaciones y configuración geométrica de las estructuras (vano medio, peso, vano máximo de diseño, ángulo máximo, pesos y planos de las estructuras) y las hipótesis de carga para las zonas en las que se han considerado el trazo de la línea de transmisión. Asimismo, se requiere el diagrama de cargas de estructuras y factores de seguridad utilizados para carga normal y carga excepcional.

(g) Del análisis a los formularios de las estructuras presentadas por EDEGEL, se observa que las estructuras presentan sobrepesos, lo cual involucra una mayor utilización de acero. EDEGEL deberá analizar la posibilidad de utilizar diseños más eficientes para sus estructuras.

(h) En el caso de las líneas de transmisión deberá analizar la utilización de otros tipos de conductores tales como aleación de aluminio para las líneas en costa ya que propone conductores de cobre que no son utilizados en instalaciones eficientes.

(i) EDEGEL deberá sustentar porqué utiliza cables de guarda en líneas de transmisión 60 kV en Lima, toda vez que en el trazado de sus líneas no se tienen zonas que presentan descargas atmosféricas considerables.

Con relación al Costo Medio, se formularon las siguientes observaciones:



(j) En el informe no se menciona cómo se han obtenido los costos unitarios y globales que se proponen en la determinación de los costos de inversión.

(k) La información de la valorización del costo medio es incompleta, se acompañan numerosos cuadros y tablas que no se encuentran debidamente enlazados para poder hacer un seguimiento exhaustivo. Se requiere que las hojas de cálculo se encuentren enlazadas a fin de hacer factible la revisión de la propuesta.

(l) No se indica, para el caso de los equipos, materiales e insumos importados, cuáles son las tasas arancelarias que se utilizan sobre el precio CIF.

(m) No se indica cómo se determinan los costos de fletes y seguros; es decir si son un monto fijo o un porcentaje de los precios FOB de los equipos, materiales e insumos importados.

(n) No se indica cómo determinan los costos unitarios de obras civiles, no existe un análisis de rendimiento de procesos ni los costos unitarios involucrados.

(o) En el caso de los costos de ingeniería, supervisión, gastos financieros y administración; deberá señalarse cómo han sido determinados dichos montos; es decir, si son cantidades que corresponden a un análisis de procesos o un porcentaje determinado sobre los costos directos.

(p) Para las observaciones específicas a las líneas de transmisión se ha considerado pertinente analizar la línea de doble terna (L2001/2002 Huinco-Santa Rosa 220kV), simple terna (L2007 Matucana–Callahuanca 220kV), así como la línea de transmisión en simple terna (L654 Huampaní–Ñaña en 60 kV). Al respecto, se tienen las siguientes observaciones:

• Existe una sobreestimación en los metrados de los principales rubros que componen las actividades involucradas en las obras civiles de la línea de transmisión, Así por ejemplo tenemos, el caso de la gestión de servidumbre, caminos de acceso, volumen de excavación para las fundaciones. Las líneas de transmisión de EDEGEL, en gran parte de su trazado, pasan por zonas de dominio público por lo cual no se requiere de la gestión de servidumbre a lo largo de todo el tramo de la línea.

• En algunos casos los caminos de acceso que propone EDEGEL son inclusive mayores a la longitud de la línea de transmisión, lo cual no es una práctica del diseño de líneas de acuerdo a los últimos proyectos ejecutados recientemente.

• En el caso de las estructuras metálicas, existe un exceso del tipo ángulo y anclaje respecto a los diseños de instalaciones eficientes. Por tanto, presentan un sobrepeso innecesario que conlleva a una mayor utilización de acero.

• La cantidad de cadena de aisladores así como las juntas de empalme son mayores a las cantidades aceptadas dentro de la práctica



estándar de montaje electromecánico aceptado en la industria. Así por ejemplo, las juntas de empalme son cuatro veces mayores a lo aceptado en instalaciones eficientes, en el caso de las cadenas de aisladores no corresponde a la cantidad de estructuras de las líneas.

• Existe un exceso en el número de mediciones de resistividad y resistencia del sistema de puesta a tierra de las estructuras de las líneas de transmisión, que no concuerdan con el número de estructuras de la línea, debería considerarse una medición de la resistencia de puesta a tierra por cada estructura.

• Los costos de los materiales y suministros principales se encuentran por encima del promedio del mercado. Deberá adjuntarse la documentación respectiva que justifique que estos reflejan el promedio del mercado actual (por ejemplo: torres tipo suspensión, angular, Cable de guarda, cadenas de aisladores, entre otros).

• Los costos de obras civiles y montaje electromecánico están elevados respecto al costo actual promedio. EDEGEL deberá adjuntar el análisis de precios unitarios para todos los items de costos (por ejemplo: estudio geotécnico, gestión de servidumbre, caminos de acceso, de las torres tipo angular, cables de guarda, las cadenas de aisladores, entre otros).

• No se justifica porqué los costos correspondientes a ingeniería, supervisión, gastos financieros y administrativos de las líneas de transmisión se calculan como un porcentaje del costo total, sin considerar, de ser el caso, un porcentaje respecto a los costos directos.

• No se presenta la justificación de los gastos de flete y seguro de los equipos y materiales utilizados, únicamente se muestran los costos respectivos.

(q) Para las observaciones específicas, en el caso de las subestaciones eléctricas, se consideró pertinente analizar las subestaciones eléctricas de Huinco, Cajamarquilla y Moyopampa, por ser las más representativas de EDEGEL. Al respecto, se tienen las siguientes observaciones:

• Existe una sobreestimación en los metrados de los principales rubros que componen las actividades involucradas en las obras civiles de las celdas de líneas de transmisión, así por ejemplo tenemos, el caso de las excavaciones en roca y material suelto, la utilización de concreto 210kg/cm2 y relleno compactado.

• El módulo de celda de línea de transmisión 220 kV propuesto por EDEGEL, presenta un incremento de 1083%, 164%, 191% y 753%, para el caso de la excavación, encofrado de pedestal, concreto y relleno compactado, respectivamente; esto con relación a las celdas de líneas de transmisión en 220 kV diseñadas con criterios de eficiencia económica. Para una celda de línea de transmisión en 220 kV, los costos de equipos principales (transformadores de corriente, transformadores de tensión) y de los equipos complementarios (control protección y medición, cables de control, estructuras metálicas, sistema de barras), de las celdas de línea y transformación; están por



encima del valor promedio del mercado. Una situación similar ocurre con los costos de montaje electromecánico.

• En el caso de los transformadores de corriente y tensión de la celda de línea, se presenta un incremento del orden de 15% y 73% respectivamente; esto con relación al costo promedio del mercado. En el caso del tablero de control, protección y medición tenemos un incremento del 31%.

• Los costos de montaje electromecánico, para el caso del interruptor, seccionador de línea, transformador de corriente - tensión presentan incrementos de 252%, 16% y 449%, respectivamente; en comparación a los costos de montajes eficientes.

• Para cada una de las celdas de líneas, de transformación y conexión de barras, EDEGEL propone considerar los costos de ingeniería de detalle, pruebas y puesta en servicio, lo cual no es una práctica aceptada en la industria. Estos costos forman parte de la evaluación de la toda la subestación eléctrica en su conjunto, no se debe tratar aisladamente el caso de una celda en particular.

• Los costos correspondientes a ingeniería, supervisión, gastos financieros y administrativos de las subestaciones no han sido debidamente sustentados, sólo se muestran los respectivos montos.

Con relación al Costo de Operación y Mantenimiento, se formularon las siguientes observaciones:

(r) Respecto a los costos de operación y mantenimiento, en términos generales, OSINERG observó que EDEGEL se limita a señalar que en la valorización del COyM ha partido de la premisa de considerar costos reales en que la empresa incurre para realizar las actividades de generación y transmisión. Sobre la base de dicha información, determina los costos vinculados a las actividades propias de la transmisión; en consecuencia, EDEGEL deberá proponer el COyM de acuerdo a un análisis de costos eficientes de las actividades que involucra la transmisión y no sobre los costos incurridos.

(s) Se observó que EDEGEL propone costos de operación y mantenimiento sobre un sistema de transmisión que no se encuentra adaptado, por lo tanto presenta actividades innecesarias a llevar a cabo y sobreestima los trabajos que deben efectuarse.

(t) Las subestaciones de EDEGEL (patio de llaves) en su mayoría son instalaciones que forman parte de sus complejos de generación, por tanto la operación de dichas subestaciones debería efectuarse con personal asignado a las centrales de generación. En ese sentido, debería revisarse la necesidad de considerar un supervisor y un operador para dichas funciones, en todo caso podría considerarse un reparto de los costos de dicho personal en sus labores propias en la central y sus funciones propias a la maniobra de la subestaciones eléctricas. En el caso de los costos de servicios, todas las centrales presentan los mismos costos de comunicaciones y agua potable; sin embargo, presentan un rubro “otros” que hace la diferencia en el costo de servicios, sin mencionar qué se considera en dicho item. Se deberá aclarar a qué se refiere dicho rubro.



(u) Dentro de las actividades de mantenimiento de las líneas de transmisión, EDEGEL propone la actividad de “inspección nocturna”, la cual no es considerada una actividad necesaria en un proceso de mantenimiento eficiente. La actividad de “cambio de cable de guarda” para las líneas de transmisión 60 kV en Lima no forma parte de una actividad eficiente, por cuanto las líneas de EDEGEL que se encuentran ubicadas en Lima no necesitan utilizar cables de guarda. En la actividad “camino de acceso” para las líneas en 60 kV en Lima, se ha sobreestimado la longitud de caminos que deben mantenerse. Se ha efectuado una revisión de las frecuencias de las actividades que se realizan en el mantenimiento de las líneas de transmisión, detectándose que EDEGEL utiliza una mayor frecuencia por dichas actividades

(v) El costo de gestión propuesto por EDEGEL ha sido obtenido a partir de los costos reales de dicha empresa. Sin embargo, dicho costo debe determinarse a partir de modelar y estructurar una “empresa” que se dedique a las actividades de transmisión, para ello debe efectuar un análisis de los procesos que ello involucra, determinar el personal necesario para cumplir dichas actividades y costear el mismo con los costos promedios de mercado.

(w) EDEGEL debe sustentar que actividades involucra el costo de custodia de las subestaciones eléctricas, por cuanto la gran mayoría de sus subestaciones (patio de llaves) se encuentran dentro de los complejos de generación; Asimismo, debe indicar si únicamente está considerando la custodia de la subestación eléctrica o se encuentra aplicando algún mecanismo de reparto de costos entre las instalaciones de generación y las de transmisión propiamente dicha. Debe sustentar, ¿porqué los costos de custodia para las líneas de transmisión en 220 kV tienen igual costo que la custodia de una subestación?. Finalmente, no precisa como obtiene los costos de vigilancia en cada subestación. Esto deberá ser aclarado.

3.4 Absolución de las Observaciones y Propuesta Final de EDEGEL

El 22 de abril de 2002, EDEGEL 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”).

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

(a) EDEGEL presentó un análisis de determinación del SEA de su SST, para lo cual analiza mediante estudios de flujos de potencia la viabilidad técnico-económico de su SST. En el caso de la línea de doble terna Huinco – Santa Rosa 220 kV, EDEGEL mediante el análisis del beneficio-costo por ahorro de pérdidas de energía y la energía que se dejaría de suministrar por mantenimiento de dicha línea, sustenta por que es necesario la consideración de doble terna en el SEA. Asimismo, con el mismo enfoque extiende su análisis al caso de la “doble” terna de la línea de transmisión Matucana – Callahuanca 220 kV.



(b) En el caso de las líneas de doble terna en 60 kV, EDEGEL señala que toma en consideración que los circuitos de la línea L603 y L604 ocupan una misma estructura, pero que sin embargo deben ser tratados como independientes.

(c) Para las configuraciones de las subestaciones de su SST, EDEGEL manifiesta que básicamente las mismas están determinadas por las unidades generadoras que se conectan a las subestaciones. Añade EDEGEL que la configuración de doble terna, se justifican por el número de celdas de líneas que llegan y salen de dichas subestaciones.

(d) En el caso del análisis de aislamiento de los equipos electromecánicos, EDEGEL manifiesta que utiliza el tipo de aislamiento existente, adaptándolo a la realidad tecnológica y económica actual.

(e) En el caso de la valorización de los costos de inversión, EDEGEL señala que valoriza conductores de aluminio equivalentes con los conductores de cobre existentes.

(f) EDEGEL utiliza cables de guarda para asegurar una resistencia pequeña para las fallas a tierra, que en opinión de EDEGEL aseguran una mayor seguridad frente a un tipo de falla a tierra.

Con relación al Costo Medio se tiene los siguientes:

(g) EDEGEL, presenta una nueva valorización de los costos de inversión de su SST. La nueva propuesta de los costos de líneas de transmisión es 21% menor a la PROPUESTA INICIAL; en el caso del costo de las subestaciones se tiene una reducción del 8%. El efecto total de esta PROPUESTA FINAL se traduce en una reducción del 16%.


COMPARACIÓN PROPUESTAS DE COSTOS DE INVERSIÓN PRESENTADAS POR EDEGEL

Costo de Inversión (US$) Inicial Absolución ReducciónLíneas de transmisión 54 122 170 42 622 041 -21%Subestaciones 41 273 352 37 892 196 -8%Total 95 395 522 80 514 237 -16%

(h) Respecto a los costos de inversión, EDEGEL señala que debido a que no ha desarrollado proyectos de transmisión recientemente, los precios de materiales y suministros corresponden a precios de mercado, los cuales ha obtenido a través de cotizaciones y de los valores de costos utilizados en la propuesta del Valor Nuevo de Reemplazo de la ex empresa ETECEN (hoy REP) en la fijación tarifaria de precios en barra de mayo 2000.

(i) EDEGEL adjunta un cuadro de tasas arancelarias que utiliza en su propuesta final, teniendo en consideración la legislación vigente sobre aranceles. Asimismo adjunta los porcentajes de costos de flete nacional e internacional.



(j) Los costos indirectos (ingeniería, supervisión, gastos financieros y de administración) que utiliza EDEGEL, corresponden a los porcentajes respecto a los costos directos de la propuesta de la ex empresa ETECEN (hoy REP) en la fijación tarifaria de precios en barra de mayo 2000.

(k) Respecto a las observaciones específicas de las líneas de transmisión y subestaciones, EDEGEL manifiesta que los metrados fueron ajustados en función a la optimización del SEA del SST de dicha empresa y los costos corresponden a la propuesta de la ex empresa ETECEN (hoy REP) en la fijación tarifaria de precios en barra de mayo 2000.

Con relación al Costo de Operación y Mantenimiento EDEGEL indica lo siguiente:

(l) Los costos de operación de las subestaciones se han considerado separadamente de los costos que corresponden a la generación, en razón de tratarse de distintas actividades. La idea de disponer de un supervisor y un operador corresponde precisamente a ese concepto, debiendo este equipo de trabajo coordinar con los operadores de generación cuando sea necesario. Debe tenerse presente que en las centrales existen líneas de llegada y salida, cuya operación no implica necesariamente que dichas maniobras las ejecute personal de generación. En cuanto a los costos de servicios, en el rubro “otros” se consignan los servicios adicionales que se requieren para el funcionamiento de los equipos, como corriente alterna, corriente continua y aire comprimido, que deben adquirirse del sector de generación.

(m) En lo que respecta al costo de mantenimiento, EDEGEL señala que:

• La inspección nocturna está considerada como actividad estándar reconocida por el OSINERG (actividad N° 3, Tabla 1.3, Anexo B1, según lo establecido por la GART).

• La actividad cambio de cable guarda se requiere por el efecto corrosivo del medio ambiente, que demanda la renovación del cable de guarda en determinado período. Las líneas que pasan por la ciudad de Lima provienen de las centrales de generación, que se ubican en zonas de descargas atmosféricas, manteniéndose en general la continuidad del cable de guarda en toda la extensión de la línea. Si bien su efecto en la ciudad de Lima no es de aplicación directa contra descargas atmosféricas, contribuye a mejorar la puesta a tierra de las líneas.

• En lo concerniente a la actividad caminos de acceso, EDEGEL señala que debe tenerse presente que sus líneas de transmisión, salvo cuando pasan por arterias de la zona urbana de Lima, no tienen acceso vehicular. Entonces la gran mayoría de estructuras tiene solamente acceso a pie por caminos de trocha. De otro lado, dado que las estructuras están ubicadas en zonas de cerros, los caminos de trocha siguen un trazo irregular y redundante en muchos casos, en razón de la topografía del terreno, lo que hace que su longitud resulte mucho mayor que la línea recta desde el punto inicial hasta la estructura. Como información, el tiempo de acceso a pie a las estructuras puede variar desde 15-20 minutos (L601/602) hasta 3 horas (L2007), lo que explica la longitud de los caminos de acceso.



• EDEGEL señala que las frecuencias utilizadas en las actividades del mantenimiento de líneas de transmisión, corresponden a un criterio eficiente de funcionamiento de dichas instalaciones. Añade que debe tenerse presente que la frecuencia de las actividades debe también examinarse en conjunto con el rubro cantidad de elementos en los formatos correspondientes. Por ejemplo, el pintado de estructuras no se requiere en toda la extensión de la línea, sino básicamente en la zona de Lima o cerca de ella.

(n) Respecto a los costos de gestión, EDEGEL señala que aunque no se ha modelado una “empresa de transmisión” para analizar su estructura y procesos de gestión, los costos corresponden al monto mínimo por el concepto de gestión que ha considerado los resultados de gestión en la empresa.

(o) En lo concerniente al costo de seguridad, EDEGEL señala que:

• La custodia se realiza con efectivos policiales, que dan seguridad a las instalaciones contra eventuales ataques o actos vandálicos. Lo que se ha consignado como costo es lo correspondiente a las subestaciones y líneas, en función de la dotación de personal que se asigna, como parte del total asignado en cada central. En lo que respecta a la custodia de líneas, en algunas líneas de 220 kV el costo equivale al de las subestaciones, en razón de que se emplea la misma dotación de personal (de S/. 2 700,00 al mes), dada la reducida longitud de patrullaje. Esta situación no se observa en el caso de la línea L256 por su extensa longitud.

• La vigilancia se realiza con policía particular. Se asumió que los costos atribuidos en cada subestación asignada al SST corresponde a la mitad de lo que se asigna actualmente en las centrales de generación.

(p) EDEGEL presenta su propuesta de compensaciones por cada enlace, considerando únicamente los costos de inversión. Posteriormente en reunión de fecha 25 de abril de 2003 con la Empresa EDEGEL, en aras de aclarar la propuesta de la concesionaria, se determinó que hubo un olvido involuntario de considerar el COyM en la propuesta de compensaciones, por tanto la propuesta de la empresa es considerando los COyM señalados en la PROPUESTA INICIAL de la empresa.

En los siguientes cuadros se resume la propuesta de EDEGEL después de la absolución de las observaciones. Se presenta los costos de inversión propuestos, los costos de operación y mantenimiento y las compensaciones por el SST de EDEGEL.

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



Cuadro N°3.6

FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - 2003 PROPUESTA FINAL DE EDEGEL

COSTO MEDIO DE INVERSIÓN (US$)

Cuadro N°3.7 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - 2003

PROPUESTA FINAL DE EDEGEL COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (US$)




PROPUESTA FINAL DE EDEGEL COMPENSACIONES MENSUALES (S/.)

3.5 Publicación de los proyectos de Resolución El OSINERG, como resultado de los estudios efectuados para evaluar las propuestas presentadas por los titulares de la transmisión para la fijación de tarifas y compensaciones de los SST, dentro de las cuales está la propuesta presentada por EDEGEL, publicó los proyectos de resolución que fijan las tarifas y compensaciones de los SST en el año 2003 y la relación de información que la sustenta.

Las publicaciones indicadas se realizaron el 02 de junio de 2003, mediante la Resolución OSINERG N° 081-2003-OS/CD.

Los valores expresados en soles, en esta oportunidad, se determinaron con un Tipo de Cambio igual a 3,463 S/./US$, que corresponden al último día hábil del mes de abril de 2003.

3.6 Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 24 de junio de 2003, en la cual la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en la presente regulación tarifaria, así como el sustento de los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión del año 2003.

Esta audiencia pública se produjo de manera descentralizada y simultánea en tres ciudades del país: Pisco, La Oroya y Lima, a través de un sistema de multivideoconferencia.

En esta audiencia pública, los consumidores, las empresas concesionarias, las asociaciones de usuarios y demás personas interesadas en la regulación de las



tarifas de transmisión secundaria, pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el procedimiento en ejecución y su resultado tarifario.

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

3.7 Opiniones y Comentarios a los Proyectos de Resolución El 27 de junio de 2003 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión.

El OSINERG ha recibido y analizado las sugerencias presentadas por la empresa EDEGEL a los proyectos de resolución, en relación con las tarifas y compensaciones determinadas para esta empresa. El análisis de las mismas se ha incorporado en la redacción del Anexo C del presente informe.

3.8 Análisis de OSINERG El OSINERG ha analizado las premisas y cálculos efectuados por EDEGEL tanto en su estudio inicial como en el informe remitido en respuesta a las observaciones formuladas a su estudio técnico económico para la fijación de las tarifas y compensaciones para los SST, así como los comentarios y sugerencias a los proyectos de resolución publicados.

A raíz del análisis que se indica, se ha elaborado esta sección que contiene el resultado de los estudios realizados. En la elaboración de esta sección se ha contado con el apoyo de la consultoría externa HLM Ingenieros para la actualización de los módulos estándares de instalaciones de transmisión “ACTUALIZACION DE MODULOS ESTANDARES DE LINEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES”.

En este sentido, en el caso de las observaciones al estudio técnico-económico de EDEGEL, 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.

3.8.1 Determinación del SEA del SST de EDEGEL Con relación a la determinación del SEA, OSINERG ha utilizado las longitudes de las líneas de transmisión reportadas por EDEGEL.

El argumento presentado por EDEGEL, respecto al ahorro de energía utilizando una doble terna en lugar de un circuito de simple terna, no necesariamente resulta en el óptimo, pueden haber otras alternativas que no han sido analizadas por EDEGEL, tal como aumentar el calibre del conductor, entre otros.



Otro de los argumentos empleados por EDEGEL es que una segunda terna conectada a una central de generación permitiría realizar un mantenimiento en uno de los circuitos de simple terna sin que la central eléctrica deje de funcionar; en este caso cabe analizar la posibilidad de realizar los mantenimientos de las líneas de transmisión en horas donde la central requiera un mantenimiento mayor (1 día) o en momentos donde la central no sea requerida para el despacho (generalmente en las horas de madrugada). Sin embargo, debe tenerse presente, que este argumento trae consigo beneficios al generador y no necesariamente al transmisor, salvo que el primero reconozca los beneficios y costos de esta alternativa.

Sin dejar de tener en consideración el análisis anterior, se ha realizado el siguiente análisis relacionado con el beneficio de incluir o no la segunda terna en la línea de transmisión Huinco – Santa Rosa 220 kV:


EVALUACIÓN DE L.T. 220 kV HUINCO – SANTA ROSA

Linea de Transmisión: Huinco - Santa Rosa 220 Kv Costo de Inversión Total Anualidad Doble Terna 9 552 563 US$ 1 185 890 US$ Simple Terna 4 830 015 US$ 599 616 US$ Incremento de Inversión 4 722 548 US$ 586 274 US$ Ahorro de Pérdidas de Energía Doble Terna 35160 MWh Pérdidas de energía durante el año 2002 Simple Terna 70320 MWh Pérdidas si se considera simple terna Precio Medio de Energía 28,34 US$/MWh Fijación de Tarifas en Barra Mayo 2003 Beneficio por reducción de pérdidas 996 434 US$ Costo = 586 274 Incremento de Inversión Beneficio = 996 434 Ahorro en pérdidas Costo / Beneficio 0,588372256

En este caso, resulta necesario considerar una línea de transmisión de doble terna como parte del SEA del SST de EDEGEL; adicionalmente a ello, debe considerarse la conveniencia de conectar la central Huinco, que regula la frecuencia del SEIN, mediante dicha línea en doble terna.

En el caso de la línea Matucana – Callahuanca 220 kV se tiene:



Cuadro No. 3.10 FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPESACIONES EN SST – 2003 EVALUACIÓN DE L.T. 220 kV MATUCANA – CALLAHUANCA

En este caso, no resulta necesario incluir dentro del SEA del SST de EDEGEL la línea alterna.

Las subestaciones eléctricas que se consideran en doble barra son las subestaciones de Santa Rosa, Moyopampa, Cajamarquilla y Callahuanca (60kV), por tener diversas celdas de líneas de transmisión que llegan y salen de dichas subestaciones. La subestación de Pachachaca se considera en anillo, y las demás subestaciones son de simple barra.

Se considera la configuración en doble terna de los siguientes tramos de líneas de transmisión en 60 kV. En el tramo de la línea Ñaña – Huachipa, se valoriza dicho circuito al 50% del costo de una línea de doble terna, por cuanto el otro circuito pertenece a la empresa Luz del Sur S.A.A.:

Linea de Transmisión: Matucana – Callahuanca 220 Kv Costo de Inversión Tramo de línea de transmisión de 15.6 km Total Anualidad Línea alterna 1 215 490 US$ 150 895 US$ Incremento de Inversión 1 215 490 US$ 150 895 US$ Costo de Pérdidas de Energía L2007 alterna 2 010 MWh Pérdidas con tramo alterno en paralelo L2007 antigua 4 020 MWh Pérdidas de energía durante el año 2002 Precio Medio de Energía 28,34 US$/MWh Fijación de Tarifas en Barra Mayo 2003 Beneficio por reducción de pérdidas 56 963 US$ Costo = 150 895 Beneficio = 56 963 Costo / Beneficio 2,64898848




LÍNEAS 60 kV DE DOBLE CIRCUITO - EDEGEL

3.8.2 Evaluación del Costo de Inversión Con relación a los Costos de Inversión se ha considerado utilizar módulos eficientes de líneas de transmisión, celdas de transformación, celdas de líneas de transmisión y transformadores, entre otros. Los cuales responden a un diseño estándar que toma en consideración la normatividad vigente respecto a los aranceles del equipamiento, material y suministro importado. Estos módulos eficientes corresponden a un estudio efectuado por un consultor externo (CESEL S.A.) para el cálculo de los costos de las instalaciones de transmisión, que han sido utilizados en regulaciones anteriores.

No se ha considerado pertinente utilizar los costos de inversión utilizados por EDEGEL, por cuanto estos corresponden a costos de estudios presentados en regulaciones anteriores (regulación de tarifas en barra mayo 2000) que fueron observados por OSINERG en su oportunidad.

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



En el siguiente cuadro se muestra el desagregado de los costos de inversión por cada instalación de transmisión, En lo que se refiere a los transformadores de los grupos de generación de las centrales de generación de EDEGEL, que se señalan en los siguientes cuadros, deberá entenderse que los montos corresponden únicamente a la celda de alta tensión de los transformadores de los generadores.

DESCRIPCIÓN Circuito Longitud ELEMENTO (km)

L.T. Callahuanca - Huampani (L603-604) Doble Terna 23,53 L.T. Huampaní - Ñaña (L603-654) Doble Terna 7,94 L.T. Ñaña - Huachipa (L603) Doble Terna (*) 9,37 L.T. Moyopampa - Salamanca (L605-606) Doble Terna 41,96 L.T. Salamanca - Balnearios (L606) Doble Terna 4,4 (*) Valorización del 50% del costo de doble terna

Costo Inversión (US$) Variación (%) Propuesta Original

Propuesta Modificada

Propuesta OSINERG

Instalaciones

(A) (B) (C) A/C -1 B/C - 1

Líneas de transmisión 54 122 170 42 622 041 38 933 978 39,0% 9,5% Subestaciones 41 273 352 37 892 196 26 736 699 54,4% 41,7% Total 95 395 522 80 514 237 65 670 677 45,3% 22,6%



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



DESCRIPCIÓN Inversión

ELEMENTO (US$)

L.T. Huinco - Santa Rosa (L2001-2002) 9 552 563

L.T. Matucana - Callahuanca (L2007) 3 884 599

L.T. Callahuanca - Cajamarquilla (L2008-L2009) 7 005 086

L.T. Cajamarquilla - Chavarría (L2008-L2015) 3 633 397

L.T. Purunhuasi - Callahuanca (L716) 829 062

L.T. Yanango – Pachachaca (L256) 9 549 683

L.T. Chimay - Yanango (L257) 4 732 474

L.T. Moyopampa - Santa Rosa (L601-602) 4 003 118

L.T. Callahuanca – Huampani (L603-604) 3 193 954

L.T. Huampaní - Ñaña (L603-654) 1 045 714

L.T. Moyopampa - Salamanca (L605-606) 4 186 340

L.T. Salamanca - Balnearios (L606) 186 614

L.T. Callahuanca - Moyopampa (L611) 1 379 167

L.T. Moyopampa – Chosica (L673) 342 457

L.T. Ñaña - Huachipa (L603) 397 403

L.T. Callahuampa – Huampar (L718) 1 971 108

Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca 358 314

Celda 60 kV Transformador G2 Callahuanca 358 314



Transformador 220/60/10 kV en Callahuanca 1 961 781

Celda 60 kV Transformador G1 Moyopampa 255 453



Celda 220 kV Transformador G1 Huinco 801 789




Celda 220 kV Transformador G1 Yanango 699 287

Celda 220 kV Cajamarquilla 714 017

Celda 60 kV Transformador G1 Huampaní 287 387

Celda 60 kV Transformador G2 Huampaní 287 387

Celda 220 kV Transformador TG7 Santa Rosa 421 307

65 670 677



3.8.3 Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento

Con relación a los costos de operación y mantenimiento, se ha procedido al análisis de la propuesta presentada por EDEGEL, racionalizándose los costos que no corresponden ni se justifican para la ejecución eficiente de las actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión secundaria acordes a las características y magnitud de las mismas. Los criterios de racionalización considerados, son los siguientes:

• Se considera limpieza manual de aisladores cada 12 meses para líneas costeras y cada 18 o 24 meses para líneas de sierra o selva respectivamente. El planteamiento de EDEGEL consideraba la limpieza manual del 100% de aisladores, cada 6 meses para todas sus líneas costeras, y cada 9 meses para sus líneas de sierra y selva.

• Se considera anualmente el pintado de 2% del numero total de estructuras de las líneas ubicadas en la zona costera calificada como zona sometida a corrosión. Para el caso de la línea Huinco-Santa Rosa, EDEGEL plantea pintar por año el 9% del total de estructuras y para la línea Callahuanca-Chavarría el 15%.

• Según estadísticas, la necesidad de cambio de perfiles es de 0.15% del peso total de torres en zonas de corrosión. El porcentaje anual que fuera planteado por EDEGEL es elevado respecto al utilizado por OSINERG. Por ejemplo para la línea Huinco-Santa Rosa, plantean cambiar por año alrededor del 2% del peso total de torres y para la línea Callahuanca-Chavarría el 6%.

• Se considera un porcentaje de 20% anual para la inspección nocturna de líneas costeras urbanas o rurales, frente al 45% considerado por EDEGEL para todas sus líneas.

• Se considera un porcentaje de 20% anual para el mantenimiento de la faja de servidumbre de líneas costeras urbanas o rurales, frente al 100% considerado por EDEGEL.

• Se ha tenido presente la configuración de líneas de doble terna, a fin de evitar se dupliquen algunos costos tales como: mantenimiento de la servidumbre de línea, mantenimiento de estructuras, mantenimiento de caminos de acceso, como lo hace EDEGEL en su propuesta.

• Se ha desestimado el cambio de cable de guarda para las líneas 60 kV ubicadas en zonas costeras, en razón que no es justificación lo propuesto por EDEGEL, el hecho de mejorar con ello la puesta a tierra.

• Se ha desestimado los costos de custodia para las líneas de transmisión.

• Para la evaluación de los costos de operación y gestión se consideró un modelo de empresa eficiente que se dedica a las actividades de generación y subtransmisión de energía eléctrica, debido a que EDEGEL no proporcionó información al respecto.



• Los costos de seguros se racionalizaron de acuerdo con los criterios de OSINERG debido a la falta de información, que no fue suministrada por EDEGEL.

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


COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (US$)

Costo de Operación y Mantenimiento(US$) Variación (%) Propuesta Original

Propuesta Modificada

Propuesta OSINERG

Instalaciones

(A) (B) (C) A/C -1 B/C - 1

Líneas de transmisión 1 631 774 1 631 774 785 403 107.8% 107.8%Subestaciones 1 244 385 1 244 385 539 351 130.7% 130.7%Total 2 876 159 2 876 159 1 324 755 117.1% 117.1%


COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (US$)

DESCRIPCIÓN Costo Anual ELEMENTO (US$/Año)

L.T. Huinco - Santa Rosa (L2001-2002) 192 701 L.T. Matucana - Callahuanca (L2007) 78 363 L.T. Callahuanca - Cajamarquilla (L2008-L2009) 141 311 L.T. Cajamarquilla - Chavarría (L2008-L2015) 73 295 L.T. Purunhuasi - Callahuanca (L716) 16 724 L.T. Yanango - Pachachaca (L256) 192 643 L.T. Chimay - Yanango (L257) 95 467 L.T. Moyopampa - Santa Rosa (L601-602) 80 754 L.T. Callahuanca - Huampani (L603-604) 64 431 L.T. Huampaní - Ñaña (L603-654) 21 095 L.T. Moyopampa - Salamanca (L605-606) 84 450 L.T. Salamanca - Balnearios (L606) 3 765 L.T. Callahuanca - Moyopampa (L611) 27 822 L.T. Moyopampa - Chosica (L673) 6 908 L.T. Ñaña - Huachipa (L603) 8 017 L.T. Callahuampa - Huampar (L718) 39 763 Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca 7 228 Celda 60 kV Transformador G2 Callahuanca 7 228 Celda 60 kV Transformador G3 Callahuanca 7 228 Celda 60 kV Transformador G4 Callahuanca 7 228 Transformador 220/60/10 kV en Callahuanca 39 574 Celda 60 kV Transformador G1 Moyopampa 5 153 Celda 60 kV Transformador G2 Moyopampa 5 153 Celda 60 kV Transformador G3 Moyopampa 5 153 Celda 220 kV Transformador G1 Huinco 16 174 Celda 220 kV Transformador G2 Huinco 16 174



DESCRIPCIÓN Costo Anual ELEMENTO (US$/Año)

Celda 220 kV Transformador G3 Huinco 16 174 Celda 220 kV Transformador G4 Huinco 16 174 Celda 220 kV Transformador G1 Yanango 14 107 Celda 220 kV Cajamarquilla 14 404 Celda 60 kV Transformador G1 Huampaní 5 797 Celda 60 kV Transformador G2 Huampaní 5 797 Celda 220 kV Transformador TG7 Santa Rosa 8 499

1 324 755

3.8.4 Determinación de las compensaciones en el SST de EDEGEL

Para la determinación de las compensaciones mensuales se ha utilizado la tasa de actualización del 12%, 30 años y el tipo de cambio del último día del mes de junio que es igual a 3.472 S/./US$.

En consecuencia, las compensaciones mensuales resultantes para el SST de EDEGEL, son las siguientes:


COMPENSACIONES MENSUALES (S/.)

Compensación Mensual (S/.) Variación (%)

EDEGEL Instalaciones Propuesta Inicial

(A) Propuesta Final

(B)

Propuesta OSINERG

(C ) A/C -1 B/C - 1

Líneas de transmisión 2 303 186 1 909 424 1 542 603 49.3% 23.8% Subestaciones 1 756 400 1 640 630 1 059 335 65.8% 54.9% Total 4 059 586 3 550 055 2 601 938 56.0% 36.4%




3.8.5 Asignación de responsabilidad del pago de las compensaciones

Para la determinación de la responsabilidad de los pagos de las compensaciones, deberá utilizarse el método de los “Factores de Distribución Topológicos”. Para un mejor entendimiento de la metodología, se puede recurrir al documento de Janusz Bialek “Topological Generation and Load Distributions Factors for Supplemental Charge Allocation in Transmisión Open Access” publicado en el IEEE Transactions on Power Systems, Vol 12, N°3, August 1997

Descripción Elemento Compensación

Mensual S/.

L.T. Huinco - Santa Rosa (L2001-2002) 378 482 L.T. Matucana - Callahuanca (L2007) 153 912 L.T. Callahuanca - Cajamarquilla (L2008-L2009) 277 548 L.T. Cajamarquilla – Chavarría (L2008-L2015) 143 959 L.T. Purunhuasi - Callahuanca (L716) 32 849 L.T. Yanango - Pachachaca (L256) 378 367 L.T. Chimay - Yanango (L257) 187 505 L.T. Moyopampa - Santa Rosa (L601-602) 158 607 L.T. Callahuanca – Huampaní (L603-604) 126 547 L.T. Huampaní - Ñaña (L603-654) 41 432 L.T. Moyopampa – Salamanca (L605-606) 165 867 L.T. Salamanca - Balnearios (L606) 7 394 L.T. Callahuanca - Moyopampa (L611) 54 644 L.T. Moyopampa – Chosica (L673) 13 568 L.T. Ñaña - Huachipa (L603) 15 746 L.T. Callahuanca - Huampar (L718) 78 097 Celda 60kV Transformador G1 Callahuanca 14 197 Celda 60 kV Transformador G2 Callahuanca 14 197 Celda 60 kV Transformador G3 Callahuanca 14 197 Celda 60 kV Transformador G4 Callahuanca 14 197 Transformador 220/60/10 kV Callahuanca 77 728 Celda 60 kV Transformador G1 Moyopampa 10 121 Celda 60 kV Transformador G2 Moyopampa 10 121 Celda 60 kV Transformador G3 Moyopampa 10 121 Celda 220 kV Transformador G1 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G2 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G3 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G4 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G1 Yanango 27 706 Celda 220 kV Cajamarquilla 28 290 Celda 60 kV Transformador G1 Huampaní 11 387 Celda 60 kV Transformador G2 Huampaní 11 387 Celda 220 kV Transformador TG7 Santa Rosa 16 693



3.8.6 Fórmula de Actualización Las compensaciones mensuales determinadas en la sección 3.8.4 corresponden a valores calculados a la fecha, los mismos que se deberán actualizar mensualmente 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:

CM1 = CM0 * FACM

FACM = a * FTC + b*FPM

FTC = TC/TC0

FPM = IPM/IPM0

FACM : Factor de Actualización de la Compensación Mensual.

CM0 : Valor Publicado en la resolución que fija las Tarifas y Compensaciones para los SST, en Nuevos Soles S/.

CM1 : 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 3,472 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 155,087684.

a : 0,6757

b : 0,3243



3.8.7 Impacto sobre las tarifas y compensaciones vigentes

No se tiene impacto sobre las tarifas a usuarios en AT y MT, por cuanto el pago de las compensaciones mensuales es asignado a los titulares de generación del SEIN.

Respecto al impacto de las compensaciones vigentes se tiene una disminución del 9,7%, producto de la actualización de las tasas arancelarias vigentes. Las instalaciones que se muestran, fueron reguladas mediante Resolución OSINERG N°2128-2001-OS/CD.


Instalaciones de Transmisión Resolución OSINERG N°2128-2001-OS/CD

Compensación Vigente

Actualizada (S/.) (1)

Propuesta OSINERG

(S/.) (2)

Variación (1/2)

L.T. Callahuanca - Cajamarquilla (L2008-L2009) 302 598 277 548 9.0%

L.T. Cajamarquilla - Chavarría (L2008-L2015) 161 385 143 959 12.1%

L.T. Purunhuasi - Callahuanca (L716) 34 419 32 848 4.8%

498 402 454 355 9.7%



4. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis efectuado por OSINERG con base en los estudios presentados por EDEGEL, se concluye lo siguiente:

(a) Las compensaciones mensuales por el SST de EDEGEL, deben ser establecidas como se indica a continuación:

COMPENSACIÓN MENSUAL (MAYO 2003)


Mensual S/.

L.T. Huinco - Santa Rosa (L2001-2002) 378 482 L.T. Matucana - Callahuanca (L2007) 153 912 L.T. Callahuanca - Cajamarquilla (L2008-L2009) 277 548 L.T. Cajamarquilla – Chavarría (L2008-L2015) 143 959 L.T. Purunhuasi - Callahuanca (L716) 32 849 L.T. Yanango – Pachachaca (L256) 378 367 L.T. Chimay - Yanango (L257) 187 505 L.T. Moyopampa - Santa Rosa (L601-602) 158 607 L.T. Callahuanca – Huampaní (L603-604) 126 547 L.T. Huampaní - Ñaña (L603-654) 41 432 L.T. Moyopampa – Salamanca (L605-606) 165 867 L.T. Salamanca - Balnearios (L606) 7 394 L.T. Callahuanca - Moyopampa (L611) 54 644 L.T. Moyopampa - Chosica (L673) 13 568 L.T. Ñaña - Huachipa (L603) 15 746 L.T. Callahuanca - Huampar (L718) 78 097 Celda 60Kv Transformador G2 Callahuanca 14 197 Celda 60 kV Transformador G3 Callahuanca 14 197 Celda 60 kV Transformador G4 Callahuanca 14 197 Celda 60 kV Transformador G1 Callahuanca 14 197 Transformador 220/60/10 kV Callahuanca 77 728 Celda 60 kV Transformador G1 Moyopampa 10 121 Celda 60 kV Transformador G2 Moyopampa 10 121 Celda 60 kV Transformador G3 Moyopampa 10 121




Mensual S/.

Celda 220 kV Transformador G1 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G2 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G3 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G4 Huinco 31 768 Celda 220 kV Transformador G1 Yanango 27 706 Celda 220 kV Cajamarquilla 28 290 Celda 60 kV Transformador G1 Huampaní 11 387 Celda 60 kV Transformador G2 Huampaní 11 387 Celda 220 kV Transformador TG7 Santa Rosa 16 693

(b) Los Peajes indicados en el literal (a) deberán ser actualizados mensualmente empleando las relaciones señaladas en la Sección 3.8.6.

(c) No existe impacto en la tarifa a usuario final, por cuanto el pago de las compensaciones mensuales son asignadas a los titulares de generación del SEIN.

(d) La determinación de la responsabilidad de los pagos de las compensaciones, deberá determinarse utilizando el método de los “Factores de Distribución Topológicos”.

(e) Las tarifas para el SST de EDEGEL y sus fórmulas de reajuste, una vez aprobadas, serán publicadas en el Diario Oficial El Peruano y complementariamente en la página WEB del OSINERG. Publicada la resolución que fije las Tarifas y Compensaciones para los SST, corresponde al OSINERG consignar en su página WEB la Relación de Información que sustenta las Resoluciones de Fijación de dichos cargos de transmisión secundaria.



5. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe.

Anexo A Análisis de la Absolución de las Observaciones

Anexo B Cuadros comparativos: Contiene la comparación de los costos, compensaciones de la propuesta de EDEGEL con los valores vigente y actual fijación tarifaria.

Anexo C Análisis de las Opiniones y Sugerencias de EDEGEL



Anexo A

Análisis de la Absolución de las Observaciones



Anexo B

Comparación de los Costos de OSINERG con las Propuestas de EDEGEL



FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST – 2003 COMPARACIONES SOBRE LOS COSTOS DE INVERSIÓN

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Costo Inversión (US$) Variación (%)

Propuesta Inicial

Propuesta Final

Propuesta OSINERG

Instalaciones

(A) (B) (C) A/C -1 B/C - 1


Costo Inversión Anual (US$) Variación (%) Propuesta

Inicial Propuesta

Final Propuesta OSINERG

Instalaciones

(A) (B) (C) A/C -1 B/C - 1

Líneas de transmisión 6 718 924 5 291 256 4 833 406 39.0% 9,5% Subestaciones 5 123 825 4 704 076 3 319 192 54.4% 41,7% Total 11 842 749 9 995 332 8 152 598 45.3% 22,6%

Costo de Operación y Mantenimiento(US$) Variación (%) Propuesta

Inicial Propuesta


Instalaciones

(A) (B) (C) A/C -1 B/C - 1

Líneas de transmisión 1 631 774 1 631 774 785 403 107.8% 107,8% Subestaciones 1 244 385 1 244 385 539 351 130.7% 130,7% Total 2 876 159 2 876 159 1 324 755 117.1% 117,1%

FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST – 2003 COMPARACIONES SOBRE LA COMPENSACIÓN MENSUAL

Compensación Anual (US$) Variación (%) Propuesta

Inicial Propuesta


Instalaciones

(A) (B) (C) A/C -1 B/C - 1


Compensación Mensual (S/.) Variación (%)

EDEGEL Instalaciones

Propuesta Inicial (A)

Propuesta Final (B)

Propuesta OSINERG (C ) A/C -1 B/C - 1




Anexo C

Análisis de las Opiniones y Sugerencias de EDEGEL


Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de EDEGEL S.A.A Regulación de 2003 Página 47 de 48

En este Anexo se describe el análisis efectuado por el OSINERG a las opiniones y sugerencias presentadas por EDEGEL mediante carta GC-093-2003 de fecha 26 de junio de 2003 (en adelante “Documento”) al informe OSINERG-GART/DGT N° 028-2003 (en adelante “Informe”) que sustenta la fijación de compensaciones del SST de EDEGEL incluido en el Proyecto de Resolución publicado el 02 de junio de 2003 con Resolución OSINERG N° 081-2003-OS/CD.

CC..11 DDeetteerrmmiinnaacciióónn ddeell SSEEAA Con relación a este aspecto, EDEGEL sostiene que las líneas de doble terna, como la línea Huinco-Santa Rosa y la línea alternativa Matucana-Callahuanca, no deben justificarse sólo sobre la base del ahorro de las pérdidas eléctricas sino también por el ahorro de las pérdidas de producción en las centrales conexas al indisponerse la respectiva línea por mantenimiento.

Al respecto, debe señalarse que los índices de indisponibilidad de las líneas en análisis, proporcionados por EDEGEL, no reflejan una eficiente programación y ejecución de trabajos de mantenimiento en líneas (p.ej. hasta 168 horas de indisponibilidad mensual). Además, no se contempla la posibilidad de realizar los mantenimientos de las líneas de transmisión en períodos donde la central requiera un mantenimiento mayor (1 día) o en momentos donde la central no sea requerida para el despacho (generalmente en las horas de madrugada).

Asimismo, debe tenerse presente que existen técnicas de mantenimiento de líneas de transmisión en caliente, que evitan la indisponibilidad de las mismas.

Estas alternativas traen consigo beneficios al generador y no necesariamente al transmisor.

CC..22 EEvvaalluuaacciióónn ddeell CCoossttoo ddee IInnvveerrssiióónn Argumenta EDEGEL que debe considerarse el uso de cable de guarda en sus líneas costeras de 60 kV, debido a que lo vienen empleando para proveer un mejor circuito de retorno alternativo a la conducción por tierra y lograr con ello un buen funcionamiento de su sistema de protección.

Al respecto, debe tenerse presente que el cable de guarda se implementa para proteger la línea de transmisión contra descargas atmosféricas, por lo que su aplicación es inútil para líneas de transmisión ubicadas en zonas costeras con bajo nivel ceráunico. La supuesta función de proveer un mejor circuito de retorno alternativo a la conducción por tierra para lograr un buen funcionamiento del sistema de protección, no es correcta, pues no sólo es ineficiente desde el punto de vista económico sino que ante una falla a tierra se pondría peligrosamente al mismo potencial todos los soportes de la línea, sin tener la seguridad que la corriente de falla se disipe eficientemente a tierra, como evidentemente se logra con una adecuada puesta a tierra en cada soporte.


Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de EDEGEL S.A.A Regulación de 2003 Página 48 de 48

6. Referencias

[1] “Estudio Técnico Económico conteniendo la propuesta de compensaciones para el SST de EDEGEL” – 3 volúmenes – EDEGEL S.A.A. Enero 2003

[2] “Informe OSINERG-GART/DGT N° 017-2003 – Observaciones al Informe Técnico Económico presentado por EDEGEL S.A.A”. - 1 volumen – OSINERG – Marzo2003

[3] “Estudio Técnico Económico conteniendo la propuesta de compensaciones para el SST de EDEGEL” – Absolución de Observaciones – 1 volumen – EDEGEL S.A.A. – Abril 2003

[4] “Apoyo en la actualización de los módulos estándares de instalaciones de transmisión “ – 1 volumen – HLM Ingenieros S.A.C. – Mayo 2003

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