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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° 022A-2003

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

LUZ DEL SUR S.A.A. Regulación de 2003

Lima, 07 de Julio de 2003

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/DGT N° 022A-2003

Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de LUZ DEL SUR Regulación de 2003 Página 2 de 75

INDICE

1. RESUMEN ..................................................................................................................... 3 1.1 Proceso de Regulación Tarifaria.......................................................4 1.2 Resumen de Resultados....................................................................5 1.3 Principales Modificaciones a las Propuestas de los Titulares

de Transmisión ...................................................................................6 2. ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS................................................. 9

3. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA................................................................ 12 3.1 Propuesta Inicial de LUZ DEL SUR.................................................14

3.1.1 PRONÓSTICO DE LA DEMANDA ................................................................................. 14 3.1.2 DETERMINACIÓN DEL SEA ....................................................................................... 15 3.1.3 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN ....................................................... 16

3.1.3.1 Líneas de Transmisión........................................................................... 16 3.1.3.2 Subestaciones........................................................................................ 17 3.1.3.3 Inversión No Eléctrica: ........................................................................... 17

3.1.4 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ........................ 18 3.1.4.1 Respecto a los Costos de Mantenimiento............................................. 18 3.1.4.2 Respecto a los Costos de Operación..................................................... 19 3.1.4.3 Respecto a los Costos de Gestión......................................................... 19 3.1.4.4 Respecto a los Costos de Seguridad..................................................... 20 3.1.4.5 Respecto a los Costos de Seguros........................................................ 20

3.1.5 PEAJE SECUNDARIO UNITARIO INICIALMENTE PROPUESTO POR LUZ DEL SUR ........ 20 3.2 Primera Audiencia Pública ..............................................................21 3.3 Observaciones de OSINERG a la Propuesta INICIAL de LUZ

DEL SUR............................................................................................22 3.4 Absolución de las Observaciones y Propuesta Final de LUZ

DEL SUR............................................................................................24 3.5 Prepublicación del Proyecto de Resolución..................................28 3.6 Segunda Audiencia Pública ............................................................28 3.7 Opiniones y Sugerencias respecto al Proyecto de Resolución

Prepublicado.....................................................................................29 3.8 Análisis de OSINERG .......................................................................29

3.8.1 PRONÓSTICO DE LA DEMANDA ................................................................................. 30 3.8.2 DETERMINACIÓN DEL SEA DEL SST DE LUZ DEL SUR........................................... 31 3.8.3 EVALUACIÓN DEL COSTO DE INVERSIÓN ................................................................... 31

3.8.3.1 Subestaciones........................................................................................ 31 3.8.3.2 Líneas de Transmisión: .......................................................................... 32 3.8.3.3 Inversión No Eléctrica ............................................................................ 33

3.8.4 EVALUACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.............................. 34 3.8.4.1 Mantenimiento........................................................................................ 34 3.8.4.2 Operación............................................................................................... 34 3.8.4.3 Gestión ................................................................................................... 34

3.8.5 DETERMINACIÓN DE LAS TARIFAS PARA LIMA SUR .................................................... 36 3.8.5.1 Factores de Pérdidas ............................................................................. 36 3.8.5.2 Peajes Secundarios (PSU)..................................................................... 36

3.8.6 FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN .................................................................................. 37 4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 39

5. ANEXOS...................................................................................................................... 40

6. REFERENCIAS ........................................................................................................... 75



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 LUZ DEL SUR S.A.A. (en adelante “LUZ DEL SUR”) correspondiente a la regulación del año 2003.

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

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

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

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

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



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

1.1 Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de fijación de tarifas y compensaciones para los SST se inició antes del 01 de febrero de 2003 con la presentación de los “Estudios Técnico Económico con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones”, preparados por los titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su evaluación. De acuerdo con el procedimiento aprobado, las referidas propuestas, dentro de las cuales se encontraba la de LUZ DEL SUR, 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.

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

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

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

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

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

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



Con fecha 03 de junio de 2003 el OSINERG publicó, con Resolución OSINERG 081-2003-OS/CD el “Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión” y publicó en su pagina web la información que la sustenta, en el cual se incluyeron las tarifas correspondientes al SST de Luz del Sur.

Se convocó a una Segunda Audiencia Pública, llevada acabo el día 24 de Junio de 2003, en la cual el OSINERG expuso los criterios, metodología, modelos y resultados empleados y contenidos en el Proyecto de Resolución. También recibió los comentarios y observaciones de los asistentes a los cuales se dieron las primeras respuestas.

Posteriormente los interesados presentaron sus opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución hasta el día del 27 de Junio de 2003, fecha en la cual LUZ DEL SUR, presentó sus “Observaciones y Sugerencias al Estudio que Sustenta el Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas y Compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión de Luz del Sur”.

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

1.2 Resumen de Resultados En el siguiente cuadro se presenta un resumen con los Peajes Secundarios Unitarios y Factores de Pérdidas Acumulados obtenidos para el sistema de transmisión Lima Sur:

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

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

Alta Tensión

(AT) Media Tensión

(MT) 0,6243 0,9465

Cuadro Nº 1.2

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003 FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES ACUMULADOS PARA LIMA SUR

Tensión FPMP FPME

AT 1,0283 1,0215 MT 1,0364 1,0277

Los valores mostrados en el cuadro anterior han sido determinados con un Tipo de Cambio igual a 3,472 S/./US$ y un índice de precios al por mayor de 155,087684 que corresponden al 30 de junio de 2003.



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

Respecto al pronóstico de la demanda:

(a) Se determinó que la tasa de crecimiento de las ventas de energía más probable es de 4,12% anual.

Respecto a la Determinación del SEA

(b) Se emplearon transformadores trifásicos en vez de bancos de transformadores monofásicos en las tensiones 220/60kV.

(c) En zonas de densidades mayores a 6MVA/km2, se emplearon subestaciones con potencia máxima de diseño de 90MVA, con transformadores de 2x45MVA.

(d) La capacidad máxima de diseño de subestaciones empleada es de 80 y 90MVA en zonas urbanas y 25MVA rurales.

(e) Cambio en el tamaño estándar de los transformadores,

• En 60/10kV : Se empleó adicionalmente transformadores trifásicos de 45 MVA.

• En 60/22,9/10kV : Se cambiaron los transformadores triásicos de 10/10/3,3, 12,5/12,5/4,2 y 40/30/20 por 10/10/5, 12,5/12,5/5 y 40/30/25MVA, respectivamente. Adicionalmente se emplearon transformadores trifásicos de 25/15/10, 40/30/25, 40/40/25, 45/30/25, 45/45/25 y 45/45/45MVA.

• En 220/60kV : se emplearon transformadores trifásicos 85/85/20, 120/120/30 y 180/180/40MVA.

(f) El incremento de la demanda se atiende en 22,9kV, por consiguiente la demanda actual en 10kV permanece constante.

(g) Cambio del tipo de construcción de la subestación Industriales de GIS a convencional.

(h) Se ha calculado la sección óptima de los conductores de líneas de transmisión.

(i) Se ha realizado traspasos de carga entre subestaciones AT/MT.

(j) Como consecuencia de los anteriores cambios se retiran las nuevas subestaciones AT/MT propuestas: Benavides, Santa Beatriz, Santa Cruz, Los Rosales, Los Sauces.



Respecto a los Costos de Inversión

(k) En las líneas de transmisión ubicadas en la zona de costa urbanas se ha empleado una combinación de postes de concreto y postes metálicos.

(l) Se ha adicionado la sección de conductor de 240 mm2.

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

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

(o) Se ajustaron los intereses intercalarios de subestaciones debido a una programación de obras acorde con la práctica en la industria actual.

(p) Se eliminó el rubro “costos de almacenamiento” en subestaciones, debido a que los equipos principales se dirigen directamente a obra sin la necesidad de contar con un lugar de almacenamiento previo.

(q) Se ha diseñado un Centro de Control de características modernas, preparado para realizar automatismos de operación de subestaciones de potencia y sistemas de distribución.

(r) Se ha diseñado un sistema de telecomunicaciones con enlaces de fibra óptica.

(s) Se ha eliminado el campo de pruebas en los costos de inversión no eléctricos.

Respecto a los Costos de Operación y Mantenimiento

(t) Se han realizado ajustes en la periodicidad de las actividades de mantenimiento

(u) Se redujo el número de técnicos operadores de 18 a 10, debido a la racionalización del número de intervenciones al año y a la implementación de un Centro de Control con automatismos.

(v) Se racionalizaron los sueldos de personal tomando como referencia los costos de la regulación del SST 2002.

(w) Se racionalizaron los costos de gestión no personales que no han sido sustentados a satisfacción de OSINERG (combustible asignado a asesoría legal, honorarios por entidades jurídicas, cuotas a distintas asociaciones, entre otros.)

(x) En seguridad, se ha eliminado el patrullaje de la ruta de las líneas.

(y) Los costos de seguros se han calculado con la póliza de seguros actual.

(z) Se ha llevado a fin de año los costos de mantenimiento con la tasa de descuento del 12%



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

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

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



2. Aspectos Regulatorios y Metodológicos

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

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

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

3 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. (...) Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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 LUZ DEL SUR, el mismo que contiene su propuesta de Tarifas y Compensaciones para el SST de Lima Sur.



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



3.1 Propuesta Inicial de LUZ DEL SUR De acuerdo con lo dispuesto por el ítem a) y la Segunda Disposición Transitoria del “Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”, LUZ DEL SUR 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 LUZ DEL SUR involucra lo siguiente:

(a) El pronóstico de la demanda.

(b) La determinación del Sistema Económicamente Adaptado ó SEA.

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

• Costo Inversión

• Costos de Operación y Mantenimiento

(d) La propuesta de Peaje Secundario para Lima Sur.

3.1.1 Pronóstico de la Demanda Para el pronóstico de la demanda LUZ DEL SUR consideró un horizonte de 15 años, entre el 2003 al 2017, para toda su área de concesión, que comprende parte de la provincia de Lima, Cañete y Huarochiri.

LUZ DEL SUR basó su pronóstico en datos históricos de venta de energía para el período 1995 al 2002. Señala que no posee registros históricos de un periodo mayor debido a que se constituyó recién en 1994.

Para el PBI usaron el pronóstico empleado por el Ministerio de Energía y Minas (en adelante “MEM”) en el Plan Referencial de Electricidad 2001-2010, elaborado por la Consultora Apoyo S.A.. Para la población utilizaron los registros y proyecciones del INEI, que pronostican una tasa de crecimiento promedio de 1,7% anual.

Para el precio de la energía usaron valores medios obtenidos de la facturación de LUZ DEL SUR que son proyectados con las fórmulas de actualización aprobadas por la GART en recientes regulaciones.

La proyección de la demanda la efectuaron por dos métodos: econométrico y de tendencias, teniendo como variables independientes a la población, el PBI y la tarifa, y como variable dependiente al consumo de energía.

Con el método econométrico explicaron la evolución de las ventas de energía a partir de las variables PBI, población y precio de energía, y determinaron una ecuación de correlación que utilizaron para proyectar las ventas de energía sobre la base de las proyecciones del PBI, población y tarifas.

Con el modelo de tendencias identificaron un patrón de comportamiento de largo plazo que se extrapoló al futuro.



Finalmente efectuaron la convergencia de los modelos, mediante el cual, tomando como referencia las proyecciones con el modelo econométrico, ajustan las proyecciones obtenidas con el modelo de tendencias.

La tasa promedio de crecimiento de las ventas totales en BT, MT y AT determinada es 4,8% anual.

Para la proyección espacial de la carga LUZ DEL SUR proyectó la demanda a nivel de cada una de las subestaciones de distribución y clientes en MT existentes en el área de concesión de LUZ DEL SUR.

3.1.2 Determinación del SEA Para la definición del SEA, correspondiente a la zona de concesión Lima Sur, LUZ DEL SUR ha efectuado un estudio de planificación de la red de transmisión considerando un horizonte de 15 años (2003 – 2017).

LUZ DEL SUR determina el SEA por un método que comprende tres etapas principales: i) Proyección espacial de la carga, ii) configuración del SEA para el año final del período de estudio (2017) y iii) determinación de la configuración para los años intermedios partiendo del sistema existente del año 2002.

Los criterios utilizados por LUZ DEL SUR para determinar el programa de equipamiento del SEA, fueron:

(a) Subestaciones de transformación MAT/AT

• Número máximo de transformadores : 3

• Tipo de transformadores : Bancos monofásicos

• Tamaño de cada banco : 85, 120 y 180MVA

• Unidades de reserva : 1 unidad monofásica de 40MVA

(b) Subestaciones de transformación AT/MT

• Máxima capacidad : 80MVA en SET urbanas, 25MVA en SET periféricas

• Tipo de transformadores : Trifásicos

• Unidades de reserva : 1 unidad trifásica de 40MVA y una subestación móvil de 25MVA

• El equipamiento de una nueva SET se considera cuando las existentes superen la capacidad máxima o se presenten problemas de caída de tensión en la red de MT.



(c) Ampliación y refuerzo de la red de MAT

• Por instalación de nuevas SET MAT/AT

• Por confiabilidad: criterio n-1

(d) Ampliación y refuerzo de la red de AT

• Por instalación de nuevas SET AT/MT

• Por confiabilidad: criterio n-1

• Por sobre carga de líneas

(e) Nivel de tensión de MT

• Las cargas actuales a 10kV

• Cargas nuevas y ampliaciones a 22,9kV

Como resultado, el SEA propuesto inicialmente por LUZ DEL SUR consideró un total de 9 subestaciones nuevas en AT/MT y 3 en MAT/AT con una potencia total instalada en transformación de:

• Año 2003: 805MVA en MAT/AT y 900 MVA en AT/MT

• Año 2017: 1705MVA en MAT/AT y 1780MVA en AT/MT

3.1.3 Determinación de los Costos de Inversión Para la determinación de los costos de inversión, LUZ DEL SUR en su PROPUESTA INICIAL, ha utilizado módulos de líneas de transmisión y elementos de subestaciones. Esta evaluación ha sido efectuada para cada año del horizonte (2003 a 2017). Los costos totales de inversión están compuestos por costos de líneas, costos de subestaciones y costos de inversión no eléctrica. Los aspectos más resaltantes de la PROPUESTA INICIAL se resumen a continuación.

3.1.3.1 Líneas de Transmisión LUZ DEL SUR ha determinado costos modulares tomando como base líneas existentes representativas, el material de los conductores empleados es aleación de aluminio de 380, 304 y 120mm2, los materiales de las estructuras son postes de concreto, metálicos, madera o estructuras metálicas. En las líneas subterráneas han empleado cables XLPE de 400 y 500 mm2.

Los módulos están compuestos por costos directos e indirectos. Los costos directos por las obras civiles y montaje electromecánico. Los costos indirectos comprenden ingeniería y supervisión (6% del costo directo), almacenamiento (3 % de los suministros), gastos generales de la empresa (3,5 % de los costos directos + ingeniería y supervisión + GG) e interés intercalario (4,1% a 5,6% de todos los costos directos más indirectos).



3.1.3.2 Subestaciones El costo de las subestaciones ha sido conformado por las celdas de conexión (línea, transformador y compensación reactiva) y los transformadores. Las celdas de transformación y de línea tienen un agregado que corresponde a los servicios auxiliares, costos comunes (terreno obras civiles, pórticos, gastos de ingeniería y supervisión, almacenamiento, gastos generales y gastos financieros) y celdas de medición. Así mismo, los transformadores tienen un agregado correspondiente a los costos indirectos. LUZ DEL SUR ha definido 6 tipos de subestaciones

• TIPO O : SET MAT/AT tipo GIS (encapsuladas en SF6 al interior de edificio)

• TIPO 1 : SET MAT/AT tipo exterior.

• TIPO 2 : SET MAT/AT tipo exterior/interior (el lado de AT al interior).

• TIPO 3 : SET AT/MT urbana tipo interior

• TIPO 4 : SET AT/MT urbana tipo exterior

• TIPO 5 : SET AT/MT periférica tipo exterior

LUZ DEL SUR ha empleado sistema de doble barra con interruptor de acoplamiento en los tipos 0,1 y 2 (MAT/AT) y simple barra en los tipos 3, 4 y 5 (AT/MT).

LUZ DEL SUR ha considerado los costos indirectos: ingeniería y supervisión (6% del suministro y montaje), almacenamiento (3% de los suministros), gastos generales (3,5% del costo directo + ingeniería y supervisión + almacenamiento) e intereses intercalarios (6,8% a 13,4% de costo directo + ingeniería y supervisión + almacenamiento + almacenamiento + GG)

3.1.3.3 Inversión No Eléctrica: LUZ DEL SUR ha incluido en este concepto los costos de un sistema SCADA y telecomunicaciones por enlaces digitales punto a punto.

Así mismo, incluyó otros costos que comprenden: edificios construcciones, campos de prueba, equipos de almacén equipos para mantenimiento, equipos de oficina, terreno, equipos de computo entre otros.

El Cuadro 3.2 resume los costos de inversión propuestos por LUZ DEL SUR:




PROPUESTA INICIAL LUZ DEL SUR COSTO DE INVERSIÓN

(Miles US$) Año Líneas Subestaciones NE Total

2003 37 295 79 419 4 120 120 834 2004 37 944 82 866 4 120 124 930 2005 38 692 85 315 4 120 128 127 2006 45 003 98 260 4 120 147 383 2007 45 003 98 746 4 120 147 869 2008 46 543 101 696 4 120 152 359 2009 48 233 105 529 4 120 157 882 2010 48 272 114 377 4 120 166 768 2011 49 228 117 708 4 120 171 056 2012 49 228 118 109 4 120 171 458 2013 53 113 121 450 4 120 178 683 2014 52 546 128 305 4 120 184 970 2015 54 406 136 470 4 120 194 996 2016 54 406 137 614 4 120 196 140 2017 55 017 139 875 4 120 199 013

3.1.4 Determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento

Los costos de operación y mantenimiento, en la PROPUESTA INICIAL de LUZ DEL SUR, han sido conformados por los siguientes componentes: costos directos de mantenimiento, costos de operación y costos de gestión, conformado a su vez por los costos de personal asignado a transmisión, gastos de administración no personales y costos indirectos de transmisión.

3.1.4.1 Respecto a los Costos de Mantenimiento

LUZ DEL SUR ha asumido que el total de las actividades de mantenimiento, tanto en líneas como en subestaciones, son ejecutadas por empresas de terceros. Así, ha obtenido los costos directos de mantenimiento a partir de módulos que ha conformado para evaluar las inversiones de subestaciones y líneas de transmisión. Según señala esta empresa concesionaria, “(...) los costos directos involucran materiales de tecnología actual y técnicas de mantenimiento eficientes en instalaciones nuevas.”

El costo del personal propio de la empresa que interviene directamente en las actividades de supervisión del mantenimiento de subestaciones y líneas de transmisión ha sido asignado a los costos de gestión. Los módulos están compuestos por actividades, recursos, frecuencia y alcance requeridos por cada actividad, tanto para líneas como para subestaciones.



3.1.4.2 Respecto a los Costos de Operación LUZ DEL SUR ha considerado los rubros de operación de subestaciones, de telecomunicaciones y del Centro de Control. Además ha incluido como parte de estos costos los que corresponden a los costos de mantenimiento de las instalaciones inherentes a dichas secciones. Entre estas instalaciones se encuentran los equipos más representativos del sistema de telecomunicaciones (satélites microonda, multiplexores de microonda, enlaces internos, radio microondas, planta interna, etc.) y del Centro de Control (sistema SCADA y servidores, mantenimiento de los sistemas remotos de control RTUs).

LUZ DEL SUR asume una estructura de costos que tiene en cuenta el uso de sistemas digitales de tele supervisión y telemando, desde el Centro de Control, por lo que las subestaciones son consideradas no-atendidas.

Los costos de operación comprenden a los operadores del Centro de Control (10) y un grupo de operadores de campo encargados de las maniobras en las subestaciones (18), más los gastos por movilidad, materiales y equipos. Toda la labor de operación se efectúa con personal propio. Para los costos de mantenimiento anual de centro control y telecomunicaciones consideran un 10% de su costo de inversión.

3.1.4.3 Respecto a los Costos de Gestión Estos costos corresponden al personal indirecto y los costos no personales indirectos asignados a la transmisión.

Para la determinación de los costos de personal asignado a transmisión, LUZ DEL SUR ha diseñado una empresa de distribución-transmisión mediante la sistematización de la estructura organizacional real, ha valorizado los costos de personal en base a la equivalencia de puestos y adopción de muestras de encuestas de sueldos, practicadas por el Ministerio de Trabajo y Promoción Social, AELE (Análisis Salarial – Compendio) y el Addendum de la Encuesta de Remuneraciones de la Price Waterhouse Coopers, enero 2002.

La asignación del costo de gestión personal a la transmisión lo ha realizado a través de un factor (8.37%), que ha sido determinado a partir de encuestas a una muestra del personal.

Para el rubro de Gastos de Gestión No Personales, LUZ DEL SUR ha aplicado a una denominada organización estándar gastos históricos (contables) y presupuestales. Es decir, ha efectuado un extracto de sus estados financieros que, como empresa dedicada principalmente al negocio de distribución, comprende un universo grande de partidas y operaciones contables; deduciendo de estas cifras, mediante complejos análisis teóricos, los costos indirectos que corresponden a la operación y mantenimiento de la actividad de transmisión a su cargo.

Adicionalmente a estos costos de gestión ha considerado otros costos asignados a la transmisión (útiles de oficina, luz, agua, teléfono, entre otros) que según su propuesta no están incluidos en los rubros anteriores.



3.1.4.4 Respecto a los Costos de Seguridad LUZ DEL SUR ha incluido tres rubros, costos de vigilancia en cada subestación (24 horas), custodia policial para el complejo Chacarilla (3 custodios, 2x24 horas y 1x12 horas), y patrullaje de las líneas de transmisión.

3.1.4.5 Respecto a los Costos de Seguros LUZ DEL SUR ha propuesto una tasa de seguros de 0,002355, distinta a la que paga actualmente. Esta tasa ha sido calculada a partir de la ponderación de la tasa actual (0,00144) y de la tasa de cotización de un seguro a todo riesgo por su sistema de transmisión (0,004023).

La propuesta de COYM de LUZ DEL SUR no guarda la proporción adecuada entre los costos principales (costo directos de mantenimiento y operación) con los costos de gestión o los denominados costos indirectos.

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

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

PROPUESTA INICIAL LUZ DEL SUR COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Miles US$) Año Operación Mantenimiento Gestión, y

Seguridad Total

2003 780 1 158 3 043 4 980 2004 871 1 217 3 071 5 158 2005 877 1 252 3 098 5 226 2006 889 1 346 3 180 5 415 2007 889 1 354 3 181 5 424 2008 899 1 385 3 211 5 495 2009 909 1 444 3 243 5 596 2010 913 1 532 3 302 5 748 2011 923 1 570 3 331 5 824 2012 923 1 574 3 332 5 830 2013 929 1 617 3 368 5 915 2014 932 1 667 3 402 6 002 2015 935 1 734 3 445 6 114 2016 935 1 744 3 447 6 126 2017 935 1 755 3 454 6 145

3.1.5 Peaje Secundario Unitario Inicialmente propuesto por LUZ DEL SUR

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

Para la determinación del Peaje Secundario Unitario (en adelante “PSU”) para Lima Sur, LUZ DEL SUR ha considerado lo siguiente:

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



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

• A los valores de costo medio le restaron los siguientes porcentajes por concepto de Ingreso tarifario:

• Transmisión MAT 20% del costo medio anual

• Transformación MAT/AT 2% del costo medio anual

• Transmisión AT 10% del costo medio anual

• Transformación AT/MT 2% del costo medio anual

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

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

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

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


PROPUESTA INICIAL LUZ DEL SUR PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS

(ctms. S/./kW.h)

SISTEMA Alta Tensión (AT) Media Tensión (MT)

Lima Sur 0,8650 1,3997

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 LUZ DEL SUR, 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 INICIAL de LUZ DEL SUR Con fecha 28 de marzo de 2003, el OSINERG, a través del Informe OSINERG-GART/DGT N° 011-2003, comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al estudio técnico económico presentado por LUZ DEL SUR. En este mismo informe se incluyeron las observaciones y/o comentarios emitidos por los interesados durante la primera audiencia pública.

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

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

(a) La tasa de crecimiento de demanda de 4,8% es muy optimista y superior a su propuesta del periodo 2002 de 4,35%. En la proyección de la demanda, LUZ DEL SUR ha empleado una serie histórica de datos muy corta, la metodología econométrica empleada no tiene el suficiente sustento estadístico y presenta muy baja correlación, y la validación con la metodología de tendencias no es completa.

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

(b) En la determinación del SEA, LUZ DEL SUR, adoptó valores a priori sin un sustento técnico económico. Así empleó bancos de transformadores monofásicos en MAT/AT, capacidad máxima de subestaciones AT/MT de 80MVA, empleo de subestaciones tipo GIS.

(c) LUZ DEL SUR tomo como base inicial la topología existente del año 2002, sin ningún sustento técnico económico.

(d) No se tomó en cuenta la red de distribución para optimizar el SST.

(e) No existen evidencias de haberse analizado otras alternativas de expansión.



(f) La carga asignada a las nuevas subestaciones no es la adecuada debido a que no se ha optimizado la transferencia de cargas entre subestaciones en forma gradual.

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

(g) LUZ DEL SUR no presentó sustento de los costos unitarios de los recursos empleados en líneas y subestaciones. Tampoco presentó los análisis de costos unitarios de las partidas de montaje y obras civiles.

(h) La utilización de banco de transformadores monofásicos en las subestaciones MAT/AT tiene mayor costo que un transformador trifásico equivalente.

(i) Los costos unitarios de transformadores utilizados por LUZ DEL SUR están sobre los costos de mercado.

(j) Los costos indirectos de almacenamiento en subestaciones carecen de sustento, debido a que los equipos principales son llevados directamente a las obras sin necesidad de contar con un almacén.

(k) Los costos del interés intercalario, para las subestaciones MAT/AT y AT/MT, son elevados. Los tiempos de ejecución de las instalaciones son demasiados prolongados.

(l) Los costos de líneas subterráneas son muy elevadas respecto a los costos actuales de mercado.

(m) LUZ DEL SUR empleó, en las líneas de costa urbana, estructuras de un mismo material, cuando se puede seleccionar mejores combinaciones de materiales de soporte.

(n) LUZ DEL SUR no ha realizado los cálculos de optimización de la sección de conductores para la determinación de las líneas de transmisión.

(o) Se deben identificar las líneas compartidas con otros concesionarios y valorizar sólo la parte correspondiente a LUZ DEL SUR.

(p) Los costos de inversión no eléctrica no han sido sustentados. Existe duplicidad con costos de OyM, campo de pruebas innecesario, falta prorrateo de área de terrenos entre transmisión y distribución, equipos de oficina, vehículos de carga y transporte sin sustento.

(q) No se ha presentado el sustento de los costos de equipos de computo ni de telecomunicaciones.

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

(r) No se adjuntaron oportunamente los archivos magnéticos ni impresos de sustento de los costos de mantenimiento de líneas y subestaciones, lo cual complicó la revisión de estos cálculos.

(s) No se optimizaron la simultaneidad ni frecuencias de mantenimiento



(t) No se presentaron los sustentos de los costos de mantenimiento de telecomunicaciones ni Centro de Control.

(u) Se deben sustentar los costos de operación de subestaciones, debido a la presencia de exceso de personal, (18 técnicos con un elevado costo anual US$ 228,000). Dicho sustento debe estar basado con los registros de maniobras y actividades realizadas por los operadores.

(v) Con respecto a los costos de gestión se observó los sueldos muy elevados y exceso de personal en los departamentos de operación, de mantenimiento de subestaciones de transmisión y departamentos de planificación y diseño. Además se ha asignando costos de personal de obras al mantenimiento; estos gastos ya están considerados en la supervisión.

(w) Con respecto a los costos de gestión no personal, LUZ DEL SUR ha incluido valores no justificados e incoherentes, como: consumo de combustible en la asesoría legal, honorarios de entidades jurídicas, cuotas a asociaciones, entre otros.

(x) En los costos de seguros, LUZ DEL SUR, ha empleado una tasa de prima de una cotización en lugar de la tasa con la cual paga actualmente. Se deberá sustentar a que se debe dicha variación.

(y) En los costos de seguridad el patrullaje de las líneas es ineficaz, ya que no evita que se produzca un siniestro.

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

(z) LUZ DEL SUR calculó incorrectamente el valor presente de la energía. Se ha empleado la energía anual en vez de un flujo de demandas mensuales.

(aa) No se han presentado los factores de pérdidas marginales de potencia y energía, tampoco los ingresos tarifarios ni las correspondientes fórmulas de actualización.

3.4 Absolución de las Observaciones y Propuesta Final de LUZ DEL SUR El 22 abril de 2003, LUZ DEL SUR 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 al pronóstico de la demanda se tiene lo siguiente:

(a) LUZ DEL SUR menciona haber adicionado una información de datos históricos más amplia. Presentó análisis estadísticos de los datos de la propuesta de la regulación 2002, y además presentó una metodología econométrica adicional con el fin de sustentar la metodología de su PROPUESTA INICIAL. Consecuentemente, LUZ DEL SUR se ratificó en la tasa de 4,8%



Con relación a la determinación del SEA se puede señalar lo siguiente:

(b) En las subestaciones AT/MT, LUZ DEL SUR mantiene la potencia máxima de 80MVA, así como el uso de transformadores de 25MVA. Presentan como sustento de la potencia máxima, los resultados de un análisis técnico económico basado en un modelo matemático, en el cual se observa que a densidades mayores (3,8 MVA/km2) la diferencia entre 80MVA y 100MVA se reduce.

(c) LUZ DEL SUR mantiene los bancos de transformadores monofásicos en subestaciones MAT/AT.

(d) LUZ DEL SUR acepta que no es necesaria la puesta en servicio de la subestación GIS de 220/60kV de Surquillo, así como las subestaciones de AT/MT de Chilca y Cieneguilla. Sin embargo, se reitera en la subestación GIS 220/60kV ubicada en los Industriales.

(e) LUZ DEL SUR mantiene como punto de partida la topología existente, sin adaptarla.

(f) LUZ DEL SUR mantiene el criterio de asignar la carga a las nuevas subestaciones AT/MT de acuerdo a las áreas de influencia teóricas de cada una, sin considerar variantes para evitar o posponer el ingreso de una nueva subestación AT/MT.

(g) LUZ DEL SUR mantiene la evolución de la capacidad instalada de transformación, con un factor de utilización al final del período de estudio de 0,85.

(h) No presenta los resultados de flujo de carga en contingencia.

Con relación al costo de inversión en las líneas de transmisión, se tiene lo siguiente:

(i) En la respuesta a las observaciones presentadas, LUZ DEL SUR ha justificado y complementado gran parte de la información presentada en su PROPUESTA INICIAL. Especialmente en el Anexo P48, LUZ DEL SUR presenta un nuevo cuadro resumen de “Costos Unitarios de Líneas de Transmisión”, con modificación de costos unitarios directos de todos los módulos respecto a la propuesta inicial, en donde se observa un ligero incremento en el costo unitario de las líneas aéreas y un incremento apreciable en el costo unitario de las líneas subterráneas.

(j) LUZ EL SUR ha incrementado el costo unitario de las líneas aéreas debido a la inclusión como suministro del conductor cobre 70mm² para puesta a tierra obviado anteriormente.

(k) LUZ DEL SUR presenta módulos de líneas subterráneas modificados, con costos unitarios mayores a los presentados inicialmente, en donde se incrementan los suministros en cantidad y costos, considerando adicionalmente la instalación de accesorios de fibra óptica.

(l) LUZ DEL SUR presentó los análisis de precios unitarios para las actividades de obras civiles y montaje electromecánico de las líneas aéreas y líneas subterráneas y algunas facturas de compra de material



que justifican el costo de algunos suministros considerados en los módulos, tales como postes de acero galvanizado, postes de concreto armado, materiales para puesta a tierra, etc.

En los costos de subestaciones, Luz del Sur no ha realizado ninguna modificación, excepto el originado por el replanteo del SEA.

Con relación a los costos no eléctricos, se tiene que: (m) LUZ DEL SUR no modifica el costo del sistema SCADA pero si elimina

una serie de equipos del rubro otros costos.

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

(n) No ha realizado cambios significativos respecto a su propuesta original.

(o) LUZ DEL SUR presentó los archivos magnéticos sustentatorios de los costos de mantenimiento, pero no en la oportunidad en que señala su absolución (03/02/2003), sino conjuntamente con su propuesta final (22/04/2003) y complementado posteriormente el 24/02/2003.

(p) LUZ DEL SUR no ha realizado variación en sus costos de operación; es decir, mantiene la misma cantidad de personal.

(q) En mantenimiento, ha realizado algunos ajustes no representativos en cuanto a la frecuencia de rotulado de estructuras.

(r) En los costos de gestión personal, LUZ DEL SUR, mantiene el nivel de sueldos y la cantidad de personal. Por otro lado ha variado la asignación del personal de obras a transmisión de 100% a 15%

Con relación a los peajes, factores de pérdidas y fórmulas de actualización se tiene lo siguiente:

(s) No ha efectuado el cálculo de los factores de perdidas, ingresos tarifarios, ni formulas de actualización y propone que se mantengan los valores vigentes.

(t) Las demandas de energía fueron mensualizadas considerando el patrón de variación mensual registrado el año 2002. El valor presente de energía se calculó considerando periodos mensuales.

(u) LUZ DEL SUR efectuó el recálculo de los peajes considerando los nuevos valores de inversión y COyM.

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




PROPUESTA FINAL LUZ DEL SUR COSTO DE INVERSIÓN

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

2003 39 036 78 977 3 833 121 846 2004 39 700 82 581 3 833 126 114 2005 41 113 84 390 3 833 129 336 2006 45 304 89 046 3 833 138 183 2007 45 617 94 874 3 833 144 323 2008 45 927 97 926 3 833 147 686 2009 51 149 102 225 3 833 157 207 2010 51 321 105 339 3 833 160 493 2011 52 013 109 035 3 833 164 882 2012 52 409 113 391 3 833 169 633 2013 52 374 115 061 3 833 171 268 2014 54 577 117 996 3 833 176 407 2015 59 300 122 969 3 833 186 103 2016 58 912 127 307 3 833 190 052 2017 59 029 129 117 3 833 191 978


PROPUESTA FINAL LUZ DEL SUR COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Miles US$) Año Operación Mantenimiento Gestión, y

Seguridad Total

2003 780 1 156 2 685 4 621 2004 871 1 215 2 714 4 800 2005 871 1 239 2 720 4 830 2006 881 1 295 2 764 4 940 2007 883 1 335 2 803 5 020 2008 893 1 365 2 832 5 089 2009 903 1 428 2 864 5 195 2010 906 1 476 2 901 5 283 2011 916 1 510 2 933 5 359 2012 916 1 544 2 935 5 395 2013 916 1 557 2 948 5 421 2014 919 1 609 2 971 5 499 2015 922 1 668 3 006 5 596 2016 922 1 710 3 010 5 642 2017 922 1 726 3 017 5 665




PROPUESTA FINAL LUZ DEL SUR PEAJES SECUNDARIOS ACUMULADOS

(ctms. S/./kW.h)


Lima Sur 0,7933 1,2817

Cuadro Nº 3.8

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003 PROPUESTA FINAL LUZ DEL SUR

FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES DE POTENCIA ACUMULADOS


Lima Sur 1,0088 1,0352


PROPUESTA FINAL LUZ DEL SUR FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES DE ENERGÍA ACUMULADOS

SISTEMA Alta Tensión (AT) Media Tensión

(MT) Lima Sur 1,0052 1,0233

3.5 Prepublicación del Proyecto de Resolución Con fecha lunes 2 de Julio de 2003 se publicó la Resolución de Consejo Directivo OSINERG Nº 081-2003-OS/CD, conteniendo la “Prepublicación de los Proyectos de Resolución que Fijan las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión”, la cual incluyó las tarifas correspondientes al SST de Luz del Sur; así mismo se publicó en la pagina web del OSINERG la información que la sustenta.

3.6 Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 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.



Cabe resaltar que, la realización de 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 multi videoconferencia.

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

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

3.7 Opiniones y Sugerencias respecto al Proyecto de Resolución Prepublicado 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 las empresas Luz del Sur y Sociedad Minera Corona a los proyectos de resolución, en relación con las tarifas determinadas para la empresa LUZ DEL SUR. El análisis de las mismas se ha incorporado en la redacción de los Anexos C y D del presente informe.

3.8 Análisis de OSINERG El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por LUZ DEL SUR en su PROPUESTA INICIAL y PROPUESTA FINAL, así mismo a realizado el análisis de sus observaciones y sugerencias a la prepublicación de las tarifas de su SST.

En el Anexo A se muestra el análisis de la Absolución de Observaciones a la Propuesta Inicial. Así mismo, en la Capítulo 6 de Referencias, se presentan los informes que sustentan los valores obtenidos y que se muestran en el Proyecto de Resolución y en la información que la sustenta.

Como consecuencia del análisis descrito en el Anexo C, de las opiniones y sugerencias presentadas por LUZ DEL SUR contra el Proyecto de Resolución, se realizaron las siguientes modificaciones.

En la determinación del Sistema Económicamente Adaptado

- Se han cambiado las potencias y número de transformadores de las SETs MAT/AT.



- Se han corregido las potencias de los transformadores debido a sobrecargas en las Subestaciones Balnearios, Luis Neyra y Salamanca.

- Se ha incluido la celda de línea 60kV San Juan – Atocongo en la SET San Juan.

En la determinación del Costo de Inversión

- Se ha corregido el costo del transformador de reserva, y se ha modificado su potencia de 120/120/30 a 180/180/40MVA, a partir del año 2016.

- Se han actualizado los costos de obras civiles de subestaciones, de acuerdo con el análisis de costos unitarios.

- Se ha actualizado el costo de inversión, acorde a los cambios en el SEA.

- Se han incluido los gastos generales y utilidades del contratista, en el montaje electromecánico y obras civiles de las subestaciones.

- Se han añadido dos celdas en la SE San Juan. - Se han corregido las longitudes en algunos tramos de líneas - Se ha modificado el cálculo de gasto financiero y administración en las

líneas.

En la determinación del Costo de Operación y Mantenimiento

- Se ha corregido el factor de asignación de la gestión a transmisión de 6,1% a 8,20%.

- Se corrigió la fórmula de proyección del costo de seguridad.

En la determinación de Tarifas y Compensaciones

- Se ha corregido las fórmulas de ingreso tarifario en los transformadores AT/MT

- Se ha variado el porcentaje de energía en horas punta respecto al total (de 26% a 22%)

- Se han recalculado los ingresos tarifarios, debido a los nuevos flujos de potencia en el SEA modificado

A raíz del análisis que se indica, se ha elaborado esta sección que contiene el resultado de los estudios realizados.

3.8.1 Pronóstico de la Demanda El OSINERG ha utilizado una metodología distinta a la de LUZ DEL SUR en lo referente a la proyección global de las ventas. La proyección se realiza con el método de tendencias históricas, empleando datos históricos de 33 años (1970 a 2002).

En principio, se realizaron los análisis de la tendencia histórica del PBI, población y cantidad de suministros y se analizó la correlación de las ventas de energía con las variables mencionadas. Finalmente, del análisis de tendencias históricas de la demanda, se determinó que, la tasa de crecimiento más probable para las ventas de energía es 4,12% anual.



3.8.2 Determinación del SEA del SST de LUZ DEL SUR Con relación a la determinación del SEA, el OSINERG ha utilizado como horizonte de análisis el período 2003 – 2017.

De acuerdo con los análisis efectuados por el OSINERG, se concluye que, en principio la metodología utilizada por LUZ DEL SUR es correcta, pero con la modificación de algunas premisas básicas, especialmente en cuanto a lo que se señala a seguir:

(a) Se ha adaptado la topología del sistema actualmente existente.

(b) El incremento de la demanda se atiende en 22,9kV, por consiguiente la demanda actual en 10kV permanece constante.

(c) En zonas donde la densidad es 6MVA/km2 o superior, se considera que la potencia máxima de las subestaciones AT/MT debe ser 90MVA.

(d) Se ha considerado una variedad más amplia de tamaños de transformadores, con el fin de conseguir un equipamiento progresivo más acorde con el crecimiento de la demanda.

• En 60/10kV : Trifásicos de 12,5, 25, 40 y 45 MVA.

• En 60/22,9/10kV : Trifásicos de 10/10/5, 12,5/12,5/5, 25/15/10, 25/25/15, 25/25/25, 40/25/25, 40/30/25, 40/40/25, 40/40/40, 45/30/25, 45/45/25 y 45/45/45. MVA

• En 220/60kV : Trifásicos de 85/85/20, 120/120/30 y 180/180/40 MVA.

(e) Se ha considerado traspasos de carga entre subestaciones AT/MT existentes, fuera de su área de influencia teórica, con el fin de optimizar las inversiones en nuevas subestaciones.

(f) Se ha cambiado el tipo de construcción de la subestación MAT/AT Los Industriales, de GIS a convencional, debido a que se ubica en una zona donde el costo de terreno esta por debajo del costo mínimo calculado por LUZ DEL SUR.

(g) Como consecuencia de los anteriores cambios se elimina la implementación de las nuevas subestaciones AT/MT Benavides, Santa Beatriz, Santa Cruz, Los Rosales y Los Sauces.

3.8.3 Evaluación del Costo de Inversión Con relación a los costos de inversión se han efectuado las siguientes modificaciones a la PROPUESTA FINAL de LUZ DEL SUR.

3.8.3.1 Subestaciones (a) Se han empleado costos unitarios de recursos (equipos principales y

complementarios, materiales, mano de obra y equipos) de acuerdo a costos de mercado.



(b) Se han revisado los rendimientos de las actividades de montaje electromecánico de las subestaciones.

(c) Se ha optimizado el área que ocupan las subestaciones, considerando solamente el espacio requerido. Así, corresponde utilizar los siguientes valores:

• Subestación MAT/AT tipo 1: 13 500m2.

• Subestación MAT/AT tipo 2: 15 000m2.

• Subestación AT/MT tipo 3: 1 050m2.

• Subestación AT/MT tipo 4: 1 350m2.

• Subestación AT/MT tipo 5: 950m2.

(d) Se ha revisado la programación de actividades de construcción de las subestaciones. Como resultado, los intereses intercalarios de las subestaciones, se ha reducido en el orden de 50%

(e) No se ha considerado el rubro de almacenamiento en las subestaciones, debido a que los equipos principales son derivados directamente de aduanas a obra.

3.8.3.2 Líneas de Transmisión: (a) Para la configuración de las líneas de transmisión se ha determinado la

sección óptima de los conductores de líneas de transmisión en base a una evaluación de mínimo costo teniendo en cuenta la inversión, costos de operación y mantenimiento y pérdidas. Además, se ha considerado el uso de una sección adicional de conductor de 240 mm2.

(b) Se han considerado los siguientes costos indirectos:

• Ingeniería y supervisión: 7% del costo directo.

• Administración: 2,5% del costo directo.

• Gastos financieros: 3,5% y 5,5% del (costo directo + ingeniería & supervisión).

• Utilidades : 10% de montaje y obras civiles

• Gastos generales: 10% de montaje y obras civiles

• El costo de servidumbre en zona de costa urbana se estima aplicable al 10% de la longitud de la línea.

(c) El material de las estructuras de líneas de costa urbana es mixto (postes de concreto y postes metálicos). En el caso de alineamiento, se emplean postes de concreto y en los cambios de dirección y anclajes se emplean postes metálicos. No se emplean torres metálicas en la zona urbana, por limitaciones de espacio.



3.8.3.3 Inversión No Eléctrica Como parte de este rubro se considera el costo del Centro de Control y del sistema de telecomunicaciones, así como otras inversiones tales como equipos de computo, edificios, etc., que son necesarios para el funcionamiento de la empresa. En este sentido, se tiene lo siguiente:

(a) Se ha considerado un Centro de Control de características modernas, expandible en el tiempo, de fácil integración, con posibilidad de utilizar diferentes sistemas de comunicación, y de contar con una interfase hombre máquina MMI, y con la posibilidad de realizar automatismos para la operación de las subestaciones de potencia y sistemas de distribución.

(b) Se ha considerado un sistema de telecomunicaciones con enlaces de fibra óptica ya que presentan una alta capacidad de transporte de datos, alta velocidad de transmisión, bajas pérdidas, fácil mantenimiento, aprovecha la planta externa de la red eléctrica (líneas, de transmisión y tramos subterráneos).

(c) Se ha eliminado el campo de pruebas en los costos de inversión no eléctricos. Se considera que esta actividad la realizan los contratistas de mantenimiento con sus propios equipos en el lugar donde se encuentra el componente analizado o en los laboratorios de pruebas especializados.

En consecuencia, el monto de inversión aprobado para las instalaciones de LUZ DEL SUR es el que se muestra en el cuadro siguiente:


LIMA SUR COSTO DE INVERSIÓN

(Miles US$)

Año Líneas Subestaciones CC y NE Total

2003 37 925 62 862 3 361 104 148 2004 37 718 65 333 3 775 106 826 2005 38 347 66 487 3 775 108 609 2006 38 347 68 331 3 775 110 454 2007 43 038 76 253 3 783 123 074 2008 43 038 76 883 3 783 123 704 2009 43 038 78 931 3 783 125 751 2010 43 038 79 717 3 783 126 538 2011 45 230 82 592 3 857 131 679 2012 45 230 83 263 3 857 132 350 2013 46 391 86 459 3 913 136 763 2014 46 391 86 983 3 913 137 287 2015 46 391 87 616 3 913 137 920 2016 46 391 88 180 3 913 138 484 2017 46 391 88 638 3 913 138 942



3.8.4 Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento

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

3.8.4.1 Mantenimiento (a) Los costos de las actividades de mantenimiento de cada módulo, han

sido llevados a fin de año empleando la tasa descuento del 12%.

(b) En los costos de mantenimiento, se han realizado ajustes en la periodicidad de las actividades de mantenimiento de líneas (mantenimiento de aisladores poliméricos e inspección visual) y subestaciones (prueba y calibración de relés multifunción y mantenimiento mayor del conmutador bajo carga, pruebas de control de interruptor, pruebas de control de seccionadores de potencia, pruebas de control de transformadores de medida y lavado en caliente del asilamiento de equipos), teniendo en cuenta las prácticas actuales en la industria.

(c) En base a precios de mercado, se ha ajustado el costo de mano de obra del capataz (95% del costo propuesto) y la mano de obra del operario y del oficial (75% del costo propuesto)

3.8.4.2 Operación (a) Se ha reducido la remuneración del jefe del departamento del sistema

eléctrico para la operación tanto de la estación maestra como de las subestaciones, en base a costos de mercado. Sin embargo, se ha incrementado ligeramente las remuneraciones del ingeniero del Centro de Control, del operador del Centro de Control y del auxiliar técnico, en concordancia con los mismos precios de mercado.

(b) Se ha reducido el número de técnicos de operación de 18 a 10, debido a la optimización del número de intervenciones al año y a la implementación de un Centro de Control con automatismos

(c) Con relación a los costos de mantenimiento de la estación maestra y de las telecomunicaciones, se ha mantenido el criterio de asignar el 10% de su costos de inversión.

3.8.4.3 Gestión (a) Se ha racionalizado los sueldos del personal en base las remuneraciones

empleadas en la regulación de SST correspondiente al año 2002.

(b) En los costos no personales se ha racionalizado los gastos presupuestados en los casos que no corresponden ni tienen justificación en los servicios de una empresa de transmisión, entre ellos se tiene:

• En compras en el país, el consumo de combustible de la asesoría legal, asesoría auditoria, gerencia de finanzas y gerencia comercial.



• En servicio prestado por terceros, no se han considerado los honorarios de entidades jurídicas – país por no ser un gasto estándar y no guardar relación alguna con la operación y mantenimiento del SST.

• En servicios prestados por terceros no se ha considerado las cuotas a las distintas asociaciones por no ser gastos estándares. Así mismo se han reajustado los seguros de administración.

(c) En los costos de seguridad se ha eliminado el rubro patrullaje de la ruta de las líneas, debido que, en la práctica no cumple ningún objetivo por la naturaleza de las instalaciones de las líneas de transmisión que se extienden a lo largo de longitudes de terreno, difíciles de monitorear con eficacia, por lo que se considera un gasto innecesario.

(d) Los costos de seguros se han calculado con la tasa correspondiente a la prima de seguros que actualmente paga LUZ DEL SUR, el cual se considera un gasto eficiente

En consecuencia, los montos aprobados como COyM de las instalaciones de LUZ DEL SUR son los siguientes:


LIMA SUR COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Miles US$)

Año Operación Mantenimiento Gestión, y Seguridad Total

2003 600 712 2 047 3 360 2004 608 739 2 062 3 408 2005 611 755 2 065 3 431 2006 620 775 2 067 3 463 2007 636 838 2 096 3 571 2008 639 843 2 097 3 580 2009 650 861 2 100 3 611 2010 654 866 2 101 3 621 2011 663 883 2 109 3 654 2012 666 891 2 110 3 667 2013 676 917 2 116 3 710 2014 679 921 2 117 3 717 2015 681 923 2 118 3 722 2016 684 933 2 119 3 736 2017 686 937 2 119 3 743



3.8.5 Determinación de las Tarifas para Lima Sur 3.8.5.1 Factores de Pérdidas En base a los resultados de pérdidas de los estudios de flujos de carga, se han calculado los factores de pérdidas marginales siguientes:


LIMA SUR FACTORES DE PERDIDAS MARGINALES ACUMULADOS

Tensión FPMP FPME

AT 1,0283 1,0215 MT 1,0364 1,0277

Con los factores de pérdidas marginales se han determinado los correspondientes ingresos tarifarios, los mismos que ascienden a: 15,87% para la transmisión en MAT, 36,7% para la transformación MAT/AT, 16,37% para la transmisión en AT y 8,48% para la transformación AT/MT.

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

En consecuencia los PSU resultantes, para la red de Lima Sur, son los que se muestran en el cuadro siguiente:




LIMA SUR DETERMINACIÓN DE LOS PEAJES SECUNDARIOS

Periodo de Análisis: 2003 – 2017 Valor Actualizado de los CMA (Miles US$) Transmisión MAT 7 381 Transformación MAT/AT 11 625 Transmisión AT 50 852 Transformación AT/MT 34 319 Total 104 176 Valor Actualizado de las Energías (GW.h) Ventas BT + MT 36 989 Ventas AT 1 603 Energía entregada a transf. MAT 39 217 Energía salida transf MAT/AT 38 978 Energía entregada a AT 38 766 Energía entregada a MT 36 989 Peajes Unitarios (ctms. US$ / kW.h) Transmisión MAT 0,0188 Transformación MAT/AT 0,0298 Transmisión AT 0,1312 Transformación AT/MT 0,0928 Peajes Unitarios Acumulados (ctms. US$ / kW.h) PSU Acumulados a AT 0,1798 Acumulados a MT 0,2726 Peajes Unitarios Acumulados (ctms. S/. / kWh) PSU Acumulados a AT 0,6243 Acumulados a MT 0,9465

3.8.6 Fórmula de Actualización Los Peajes Secundarios Unitarios determinados en la sección anterior corresponden a valores calculados al 30 de junio de 2003, los mismos que se deberán actualizar antes de su aplicación.

Para la determinación de las correspondientes fórmulas de actualización se ha efectuado una revisión de la composición de los costos de inversión, operación y mantenimiento en sus componentes de moneda nacional y moneda extranjera. Las relaciones que deberán utilizarse son las siguientes:

PSU1 = PSU0 * FACM

FACM = a * FTC + b*FPM

FTC = TC/TC0

FPM = IPM/IPM0



FACM : Factor de Actualización del Peaje Secundario.

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

PSU1 : Valor actualizado, en Nuevos Soles.

FTC : Factor por variación del tipo de cambio.

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

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

TC0 : Tasa de cambio inicial igual a 3,472 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 : 0,4668

b : 0,5332



4. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis de OSINERG a los estudios presentados por LUZ DEL SUR se concluye en lo siguiente:

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

PEAJES ACUMULADOS POR NIVEL DE TENSIÓN (ctms. S/. / kW.h)

Alta Tensión (AT) 0,6243 Media Tensión (MT) 0,9465

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

acumulados para Lima Sur como sigue:

Tensión FPMP FPME AT 1,0283 1,0215 MT 1,0364 1,0277

(c) Los Peajes indicados en el literal (a) deberán ser actualizados empleando las relaciones señaladas en la Sección 0.

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



5. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe.

Anexo A Análisis de la Absolución de Observaciones.

Anexo B Cuadros comparativos: Contiene la comparación de los costos y tarifas de la propuesta de LUZ DEL SUR con los valores vigentes y la actual fijación tarifaria.

Anexo C Análisis de las Observaciones y Comentarios de Luz del Sur al Proyecto de Resolución.

Anexo D Análisis de las Observaciones y Comentarios de Sociedad Minera Corona.



Anexo A

Análisis de la Absolución de Observaciones



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

Modelo Econométrico de Regresión 1. Variables dependientes sin sustento No presenta sustento de las

variables escogidas. No aceptada. El fondo de la observación es presentar el sustento de las variables escogidas.

2. Resultados de la regresión no analizados LUZ DEL SUR incluye una serie de tiempo más larga (1971 – 2002), reconociendo que esto constituye una prueba estadística más adecuada y satisfactoria, sin embargo no efectúa un análisis correcto de la misma. Insiste en basarse en el ajuste del PBI de los últimos años para realizar una proyección a 15 años

No aceptada. Se realizó de correlación entre el crecimiento de la demanda y las variables PBI, número de clientes, y análisis d e tendencias de crecimiento de demanda.

3. Valor único de crecimiento del PBI por sectores

Corrigió los valores del cuadro 4.4.1 Absolución aceptada

4. Inconsistencia entre crecimiento del PBI y del consumo

Insiste en el empleo de la variable PBI.

No aceptada. Lo que se tiene es que en realidad no existe una buena correlación entre la venta de energía y el PBI. Se correlacionó el consumo con el número de suministros

5. Valores del PBI no Actualizados Se ratifican en los valores de PBI No aceptada. El comentario de LUZ DEL SUR ratifica la necesidad de tomar con mucho cuidado las previsiones sobre crecimiento del PBI. Por la preeminencia de factores exógenos que marcan su evolución en el corto plazo y la dificultad de considerar su sostenibilidad en el mediano y largo plazo.

Modelo de Tendencias 6. Periodo corto de las series históricas Presentan una modelo adicional y

data estadística ampliada con el fin contrastar y validar sus proyecciones iniciales.

No aceptada. De la información presentada por LUZ DEL SUR se observa que si se considera el período 1982 – 2002, la tasa de crecimiento promedio de las venta es 3.8% menor que la tasa propuesta por LUZ DEL SUR que es de 4.8%. El crecimiento del coeficiente de electrificación ya se saturó por lo que es difícil que mantenga su ritmo de crecimiento.

7. Criterios y Parámetros utilizados en el modelo de tendencias no han sido sustentados.

Se ratifica en su modelo No aceptada, al aumentar el coeficiente de electrificación a un ritmo mucho mayor que la población (4.17% contra 1.74%) definitivamente no se mantiene constante la relación energía / suministro (ESR). Las ventas de energía se correlacionan mucho mejor con el número de suministros

8. Comparación incompleta entre el modelo econométrico y las tendencias históricas

Insisten en su modelo y presenta una información adicional “Análisis de Convergencia de Modelos”

No aceptada. En la información adicional reconoce que el crecimiento del consumo de energía resulta de 2,8% anual como tendencia histórica y 5,2 % según el



método econométrico, además del coeficiente de correlación muy bajo obtenido para el ajuste según el método econométrico

Resultados de la Proyección y Otros 9. Proyección espacial de la demanda no es

explícito y claro Adjunta información adicional sobre la solicitud de cargas de clientes importantes y sus proyecciones.

No aceptada. Para definir la ubicación y fecha de puesta en servicio de una SET de AT/MT y su correspondiente alimentación en AT es indispensable y decisivo conocer el crecimiento del sistema de distribución.

10. Adición de nuevas cargas a las proyecciones globales sin justificación alguna

Aclara que no utiliza adición de nuevas cargas.

Absolución aceptada

11. Inconsistencia de la Información Corrigió el error Absolución aceptada 12. Resultados optimistas para la proyección Se ratifica en la tasa de crecimiento

de 4.8% anual No aceptada. Los datos históricos de PBI no tiene correlación con el crecimiento de la demanda, pero sí con la población. El crecimiento del consumo tiene mejor correlación el número de clientes, así mismo la tasa de crecimiento determinada para Lima Norte en la fijación 2002, fue 3,9%. La tasa de crecimiento adoptada es 4.12%

DETERMINACIÓN DEL SEA DEL SST 13. Criterios utilizados por LUZ DEL SUR sin

sustento - Presentó mayor sustento, del análisis del sistema existente y del análisis de las alternativas para selección del SEA. No realizó cálculos de selección óptima de conductores de LT.

Aceptada parcialmente. Se ha realizado un cálculo de selección óptima de conductores.

14. Sustentar Criterio n-1 para garantizar la confiabilidad del servicio

Presenta sustento del criterio Absolución aceptada

15. Determinación de nuevas SET bajo consideración de excesiva caída de tensión en 22,9kV

Se retiraron las dos subestaciones que utilizaban este criterio


16. Carga asignada a las nuevas SET no es la adecuada

Se ratifica en su metodología Aceptada parcialmente, se emplea además la metodología de transferir cargas.

17. Metodología dinámica de expansión sin sustento

Presenta sustento Aceptada parcialmente. Se adapta la topología del año inicial

18. Pre-establecimiento equivocado del número de transformadores por subestación

Presentó un cálculo de sustento de la potencia y el número de transformadores

Aceptada parcialmente, para densidades mayores a 6MVA/km2, la potencia máxima de SE es 90 MVA

19. Pronóstico de la demanda espacial no es claro

Presenta sustento Absolución aceptada. Se aplica la misma metodología pero con la tasa de 4,12%

20. Topología del año base sin sustento técnico económico

Insiste en partir de la topología existente

Absolución no aceptada

21. No se adapta la potencia de los transformadores del año inicial

Presenta sustento No Aceptada. Se emplea una gama mayor de potencias de transformadores como alterativas.

22. Determinación de las redes de transmisión sin sustento

No ha realizado el cálculo de selección óptima del conductor de L.T.

No aceptada. Se calcula la selección optima del conductor, teniendo en cuenta la inversión, mantenimiento y pérdidas.

23. No se toma en cuenta la Red de Presenta sustento Absolución aceptada.



Distribución 24. No existen evidencias de haber analizado

otras alternativas de expansión Analizó otras alternativas Aceptada parcialmente. Se cambio

el tipo de la SE Industriales de GIS a convencional.

25. No hay coherencia en el uso de transformadores con devanado de 22,9kV

Presenta sustento Absolución aceptada

26. La evolución de la capacidad de transformación no es acorde con el crecimiento de la demanda

Presenta sustento, se reitera Aceptada parcialmente. Con una mayor gama de potencias de transformadores se obtiene una mejor adaptación a la demanda.

27. Pre-establecimiento de capacidad máxima de SET no ha sido sustentado

Presentó sustento Ver observación 18

28. No se reportan los resultados de los estudios de flujo de carga en contingencia

No ha presentado los resultados en contingencia, pero se han realizado los análisis respectivos.

No aceptada

29. Determinación del número de celdas 10kV y 22,9kV

Presentó sustento Absolución aceptada

30. Falta de archivos magnéticos de planos Presentó los archivos Absolución aceptada 31. Resultados del SEA son antieconómicos Revisó su metodología y redujo 1

SE GIS 220 kV y 2 SETs AT/MT No Aceptada. Se puede optimizar mucho mas el sistema, empleando otras potencias de transformadores, practicando traspaso de cargas, eliminado las SE GIS, entre otros.

COSTOS DE INVERSIÓN 32. No existe Análisis de Costos Unitarios de

Líneas y Subestaciones Se presentaron los análisis de costos de montaje y obras civiles. No se presentaron los sustentos de los costos unitarios de equipos y materiales.

No aceptada. Los costos de quipos y materiales debe ser sustentados

Observaciones a las Subestaciones 33. Uso de Transformadores de Reserva sin

Sustento. Presentó sustento Absolución aceptada, con la

diferencia que en MAT/AT el transformador de reserva es trifásico.

34. Utilización de Bancos Monofásicos de Transformadores

Se reitera en su propuesta No aceptada. Se emplean transformadores trifásicos

35. Uso de Subestaciones GIS sin sustento técnico-económico

Se eliminó una SE GIS Aceptada parcialmente. Se cambió el tipo de la SE Industriales de GIS a Convencional

36. Omisión de Características Técnicas de Equipos

Presentaron las características técnicas


37. Selección del Aislamiento sin sustento Se reitera en el tipo de aisladores en las subestaciones, por tener una incidencia despreciable en el costos

Absolución aceptada.

38. No hay sustento de los Costos de Terrenos


39. No se encuentra sustento del Costo de Almacenamiento

Presentó sustento. Indica que es para la remuneración del almacenero, limpieza y vigilancia.

No Aceptada, el monto de $ 139000 es muy elevado para los rubros indicados

40. Costos elevados de transformadores SE reitera en sus costos No aceptada, los costos de transformadores trifásicos son más económicos.

41. Interés Intercalario Elevado Presentó los cálculos de intereses Intercalarios de subestaciones

No aceptada. Los tiempos de construcción son aproximadamente el 50% de lo planteado por LUZ DEL SUR, por lo que los intereses intercalarios resultan menores.

42. No se han alcanzado los planos correspondientes

Se presentaron los planos Absolución aceptada



43. Gastos Generales sin sustento Se presenta el sustento Absolución aceptada Observaciones en las Líneas de Transmisión

44. Determinación de la sección de los conductores de líneas aéreas y subterráneas carecen de justificación

No realizan cálculo de selección de conductor.

No aceptada. Ver observación 22

45. Líneas compartidas con otros Concesionarios

Valorizan las líneas con el precio unitario de una simple terna

No Aceptada, estas líneas deben valorizarse con la mitad del costo de una línea doble terna

46. Líneas con un solo tipo de estructura Se reitera en el uso de un solo tipo de estructura en cada línea

No Aceptada. Se realiza la combinación de tipos de estructuras.

47. Falta sustento de costos de estructuras Presenta facturas, como sustento Absolución Aceptada. 48. No se incluyen análisis de costos unitarios Se presentaron los análisis de

costos unitarios Aceptada parcialmente. El análisis de costos presenta incongruencias, como: costo unitario para el montaje de una cadena de anclaje es menor que el costo unitario para el montaje de una cadena de suspensión, el costo unitario por km para el montaje de cable de guarda es mucho mayor que el costo unitario por km para el montaje de una terna con conductor AAAC 304 mm². Además, los costos unitarios de mano de obra son más elevados respecto al mercado

49. Costos unitarios de las obras civiles Se reiteran en sus costos en líneas de sierra, debido al tipo de terreno rocoso

Aceptada parcialmente. No se presentaron los análisis de costos unitarios para todas las actividades.

50. Obras provisionales incongruentes Se reiteró en los costos No aceptada. Se calculan gastos provisionales, proporcionales a la longitud de la línea.

51. Gastos generales sin sustento Se reitera en sus costos No aceptada. Se recalcularon los gastos generales.

52. Falta sustento de doble terna y doble transformador

Sustenta su propuesta con el análisis de la observación 18.

Aceptada parcialmente: Ver observación 18

53. Inconsistencia de resultados Corrigió el texto, pero no se varia el porcentaje propuesto de 6% del costo total

No aceptada. El 6% debe ser sólo respecto al costo directo.

54. Costos de líneas subterráneas son muy elevados

Presentaron los análisis de costos Absolución aceptada

55. Falta de información de diseño Presentaron los planos Absolución aceptada 56. Costos de ingeniería y supervisión

duplicados Reitera sus montos Aceptada Parcialmente. Los costos

de inspección deben estar incluidos en los costos indirectos

57. Costos excesivos en líneas subterráneas Presentaron los análisis de costos Absolución aceptada. Ver la observación 54

58. No se ha especificado los porcentajes de tasas arancelarias

Los costos de LUZ DEL SUR son puestos en sus almacenes


Inversión No Eléctrica 59. Inclusión de equipos que corresponden al

COyM Se corrigió Absolución aceptada

60. Falta sustento de prorrateo de áreas compartidas entre las actividades de Transmisión y Distribución

Se sustento el prorrateo de las áreas de terrenos

Aceptada parcialmente. No se acepta el campo de pruebas, debido a que los contratistas de mantenimiento tienen sus propios campos de pruebas y además otras pruebas se realizan en laboratorios



de empresas especializadas. 61. Campo de Pruebas Innecesarias Se reitera en su propuesta No aceptada, ver observación 61 62. Equipos de Almacén, maestranza y

control sin sustento Presentó sustento Absolución aceptada

63. Falta sustento de equipo de cómputo Presentó sustento Absolución aceptada 64. Falta sustento de equipo de

telecomunicaciones. Presentó información reducida No aceptada. Se propone un

sistema moderno de automatización de SET’s con una plataforma de comunicaciones conformada por fibra óptica.

65. Equipos de oficina sin sustento Presenta sustento Absolución aceptada 66. Falta sustento de vehículos de transporte

y carga. Presenta sustento Absolución aceptada

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Observaciones Generales 67. Falta de información Impresa y Magnética Presentó información, pero no en la

fecha señalada en la absolución, sino en la entrega de absolución de observaciones: 22 de abril.

Absolución levantada

68. No se han presentado los análisis de costos unitarios

Ver observación 67 Ver observación 67

69. No existe vinculación entre los resultados y detalles


70. Resultados no corresponden a valores finales de COyM utilizados en el mercado

Presentó los análisis de costos unitarios

Aceptada parcialmente. Se han realizado ajustes en la periodicidad de algunas actividades.

71. Clasificación de mantenimiento de líneas por nivel de tensión


Observaciones a los Costos de Operación 72. Observaciones a los Costos de Operación Presentó las aclaraciones

respectivas sobre los tipos de subestaciones consideradas para la operación


73. Inconsistencia en los valores Corrigieron las inconsistencias Absolución aceptada 74. No existe información magnética de

sustento Entrego la información magnética. Absolución aceptada

75. No existe información de sustento de operaciones

Presento Anexo “Detalle de maniobras 2000 y 2001”, para sustentar el número de operadores.

No aceptada. Del análisis de la información adicional presentada, se determinó que su validez es cuestionable, al presentar maniobras consecutivas por un mismo operador en una misma subestación y un mismo día. El número de operadores se ha deducido en base al SEA considerando su grado de automatismo y la condición de subestaciones no atendidas

76. No existe sustento de asignación a distribución


77. Costo de Movilidad en centro control innecesario


78. No existe sustento de costos en telecomunicaciones


79. No existe sustento de costos de mantenimiento de estación maestra

Presentó sustento Absolución aceptada, aplicando el porcentaje a la inversión de la estación maestra del SEA

80. No existe sustento de Costos de Mantenimiento de Telecomunicaciones

Presentó sustento Absolución aceptada, aplicando el porcentaje a la inversión de



telecomunicaciones del SEA. 81. Duplicidad de equipos en Mantenimiento

e Inversión no eléctrica Retiró los costos duplicados Absolución aceptada

82. Costos de Operación elevados Presentó sustento basado o en los registros históricos de maniobras

Aceptada parcialmente. Se mantiene la división del costo de personal en costo de operación de la estación maestra y costos de operación de SETs, pero se disminuye el número de operadores de SETs, ver observación 75

83. Alquiler de vehículos no sustentado Presentó sustento Absolución aceptada 84. Duplicidad de costos de operación de

subestaciones Presentó aclaración Absolución aceptada

85. Mantenimiento de estación maestra no sustentados


86. Mantenimiento de telecomunicaciones no sustentados


Observaciones a los Costos de Mantenimiento

87. Simultaneidad y frecuencia de las actividades de mantenimiento no optimizado

Presenta sustento Aceptada parcialmente. El sustento es insuficiente debido a que la actividad de inspección por causa de la fiscalización de faja de servidumbre no es una actividad estándar. Además esta inspección no se realiza en toda la longitud de la línea sino a los tramos susceptibles de ser invadidos.

88. Prácticas inusuales de mantenimiento de líneas

Presenta sustento, y acota que la incidencia de éste rubro en el costo de los módulos es del 1%


89. Costos de módulos de mantenimiento sin sustento

Presenta la información de sustento requerida


90. Costo elevado de mantenimiento de líneas de doble terna

Presenta sustento y costos referenciales de fijación de 2002

No aceptada. Los costos de mantenimiento deben estar en proporción al costo de inversión, la doble terna es aproximadamente 1.7 veces el costo de una simple terna.

91. Costo elevado de mantenimiento de las celdas

Se ratifica en sus costos No aceptada. Se ha ajustado la periodicidad de algunas actividades, de acuerdo a recomendaciones fabricantes y los costos de mantenimiento han sido levados a fin de año

Costos de Gestión 92. Formato de presentación no es claro Realizó las aclaraciones y

exposición de la metodología Absolución aceptada

93. Sueldo promedio muy elevado y sin sustento

Se ratifica en sus sueldos, basándose en los sueldos de la regulación del VAD 2001.

No aceptada. Se emplearon los mismos sueldos de la propuesta SST 2002.

94. Excesiva dotación de personal y sin sustento

Se ratifica en la cantidad de personal, pero cambia el porcentaje asignado a la transmisión del personal de obras de 100% a 15%

Aceptada parcialmente, además del cambio de porcentaje, se redujo el número de técnicos operadores.

95. No se indica explícitamente la moneda y tipo de cambio empleado

Precisó el tipo de cambio Absolución aceptada

96. Falta sustento de asignación de costos a transmisión

Sustenta su asignación en base a un porcentaje determinado por las

Aceptada parcialmente, el porcentaje de asignación a la



encuestas, de 8.37%. transmisión se reajusta a 8.2% debido al reajuste de la observación 94

97. Falta sustento de número de personal indirecto de transmisión

Presenta información contable abundante.

Se mantienen los montos propuestos

98. Falta sustento de gastos de Administración

Presenta explicación de sus análisis.

Se mantienen los montos propuestos

99. Falta sustento de factores empleados Presenta las explicaciones de los factores

Aceptada parcialmente, se modifica el factor de 8,37% a 8,20% de asignación de personal de gestión a la transmisión.

100. Falta de Organigramas Presentó lo organigramas Absolución aceptada 101. Inconsistencia en los valores presentados Corrigió las inconsistencias Absolución aceptada 102. Imputación a la transmisión por

porcentaje Se ratifica en su metodología de porcentaje determinado por encuestas.

Aceptada parcialmente. Ver observación 96

103. Costos de gestión no personal no sustentados

Se ratifica en sus costos Aceptada parcialmente. Se ha ajustado como consecuencia de la reducción de 12 a 10 del personal administrativo – transmisión.

104. Costos de gestión no personal no sustentados

Se ratifica en sus costos Aceptada parcialmente. Se ha reducido los gastos de combustible asignado a asesoría legal, asesoría auditora, gerencia de finanzas y gerencia comercial

105. Costos de seguros elevados Se ratifica en sus costos, con tasas cotizadas y no con tasas de su prima actual.

No aceptada, se ha aplicado la tasa de la prima actual

106. Costos de seguridad no sustentados debidamente

Se ratifica en sus costos Aceptada parcialmente, se ha eliminado el rubro de patrullaje de líneas, por la naturaleza de las instalaciones de las líneas de transmisión que se extienden en la intemperie a lo largo de longitudes de terreno difíciles de monitorear con la eficacia que se desea

EVALUACIÓN DE LOS PEAJES SECUNDARIOS, INGRESOS TARIFARIOS Y FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES

107. Cálculo Incorrecto del valor presente de la energía

Corrigieron el cálculo con flujos mensuales de energía


108. Falta cálculo de ingresos tarifarios No realizaron los cálculos, se ratifican en los valores propuestos

No aceptada, los ingresos tarifarios se calcularon en base a los factores de pérdidas.

109. No se ha considerado las pérdidas correspondientes

Ha considerado pérdidas vigentes calculadas a partir de los factores de pérdidas marginales.

Aceptada parcialmente, se debe emplear las pérdidas que resulten de los cálculos de flujos del SEA

110. Pérdidas en las redes de distribución Aclara que los porcentajes están referidos a los ingresos de energía.


111. No ha presentado los Factores de pérdidas

No ha calculado lo factores de pérdidas y propone que se mantengan los valores vigentes

No aceptada. Se ha calculado los factores de pérdidas a partir de los flujos de carga.

112. No ha presentado las formulas de actualización

Ho ha determinado las fórmulas de actualización, propone que se mantengan los valores vigentes

No aceptada. Se ha determinado las fórmulas en base a las valorizaciones de procedencia extranjera y nacional



Anexo B

Cuadros Comparativos



Cuadro Nº B-1

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST - Año 2003 LIMA SUR

COMPARACIÓN SOBRE LOS COSTOS DE INVERSIÓN

Año *

Valor Vigente

(A) (%)

CRECIM

Propuesta Original Luz

del Sur (B)

(%) CRECIM

Propuesta Modificada Luz del Sur

(C)

(%) CRECIM

OSINERG (D)

(%) CRECIM B/A -1

Total C/A -1 Total

D/A -1 Total

2003 101 806 120 834 121 846 104 148 18,7% 19,7% 2,3% 2004 103 842 2,0% 124 930 3,4% 126 114 3,5% 106 826 2,6% 20,3% 21,4% 2,9% 2005 105 919 2,0% 128 127 2,6% 129 336 2,6% 108 609 1,7% 21,0% 22,1% 2,5% 2006 108 037 2,0% 147 383 15,0% 138 183 6,8% 110 454 1,7% 36,4% 27,9% 2,2% 2007 110 198 2,0% 147 869 0,3% 144 323 4,4% 123 074 11,4% 34,2% 31,0% 11,7% 2008 112 402 2,0% 152 359 3,0% 147 686 2,3% 123 704 0,5% 35,5% 31,4% 10,1% 2009 114 650 2,0% 157 882 3,6% 157 207 6,4% 125 751 1,7% 37,7% 37,1% 9,7% 2010 116 943 2,0% 166 768 5,6% 160 493 2,1% 126 538 0,6% 42,6% 37,2% 8,2% 2011 119 282 2,0% 171 056 2,6% 164 882 2,7% 131 679 4,1% 43,4% 38,2% 10,4% 2012 121 667 2,0% 171 458 0,2% 169 633 2,9% 132 350 0,5% 40,9% 39,4% 8,8% 2013 124 101 2,0% 178 683 4,2% 171 268 1,0% 136 763 3,3% 44,0% 38,0% 10,2% 2014 126 583 2,0% 184 970 3,5% 176 407 3,0% 137 287 0,4% 46,1% 39,4% 8,5% 2015 129 114 2,0% 194 996 5,4% 186 103 5,5% 137 920 0,5% 51,0% 44,1% 6,8% 2016 131 697 2,0% 196 140 0,6% 190 052 2,1% 138 484 0,4% 48,9% 44,3% 5,2% 2017 134 331 2,0% 199 013 1,5% 191 978 1,0% 138 942 0,3% 48,2% 42,9% 3,4%



Cuadro Nº B-2


COMPARACIÓN SOBRE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Año *

Valor Vigente

(A) (%)

CRECIM


del Sur (B)

(%) CRECIM


(C)

(%) CRECIM

OSINERG (D)

(%) CRECIM B/A -1

Total C/A -1 Total

D/A -1 Total

2003 3 818 4 980 4 621 3 360 30,5% 21,0% -12,0% 2004 3 894 2,0% 5 158 3,6% 4 800 3,9% 3 408 1,5% 32,5% 23,3% -12,5% 2005 3 972 2,0% 5 226 1,3% 4 830 0,6% 3 431 0,7% 31,6% 21,6% -13,6% 2006 4 051 2,0% 5 415 3,6% 4 940 2,3% 3 463 0,9% 33,7% 21,9% -14,5% 2007 4 132 2,0% 5 424 0,2% 5 020 1,6% 3 571 3,1% 31,3% 21,5% -13,6% 2008 4 215 2,0% 5 495 1,3% 5 089 1,4% 3 580 0,3% 30,4% 20,7% -15,1% 2009 4 299 2,0% 5 596 1,8% 5 195 2,1% 3 611 0,9% 30,2% 20,8% -16,0% 2010 4 385 2,0% 5 748 2,7% 5 283 1,7% 3 621 0,3% 31,1% 20,5% -17,4% 2011 4 473 2,0% 5 824 1,3% 5 359 1,5% 3 654 0,9% 30,2% 19,8% -18,3% 2012 4 563 2,0% 5 830 0,1% 5 395 0,7% 3 667 0,3% 27,8% 18,3% -19,6% 2013 4 654 2,0% 5 915 1,5% 5 421 0,5% 3 710 1,2% 27,1% 16,5% -20,3% 2014 4 747 2,0% 6 002 1,5% 5 499 1,4% 3 717 0,2% 26,4% 15,8% -21,7% 2015 4 842 2,0% 6 114 1,9% 5 596 1,8% 3 722 0,1% 26,3% 15,6% -23,1% 2016 4 939 2,0% 6 126 0,2% 5 642 0,8% 3 736 0,4% 24,0% 14,2% -24,3% 2017 5 037 2,0% 6 145 0,3% 5 665 0,4% 3 743 0,2% 22,0% 12,5% -25,7%



Cuadro Nº B-3


Comparación sobre los Factores de Pérdidas Marginales

Factor NT (Acumulado)

Valor Vigente

(A)

Propuesta Original

Luz del Sur (B)


(C)

OSINERG

(D) B/A -1

Total C/A -1 Total

D/A -1 Total

FPMP AT 1,0088 - 1,0088 1,0283 - 0,0% 1,9% FPMP MT 1,0352 - 1,0352 1,0364 - 0,0% 0,1% FPME AT 1,0052 - 1,0052 1,0215 - 0,0% 1,6% FPME MT 1,0233 - 1,0233 1,0277 - 0,0% 0,4%

FPMP: Factores de Pérdidas Marginales de Potencia FPME: Factores de Pérdidas Marginales de Energía

Cuadro Nº B-4 Fijación Tarifas y Compensaciones En SST - Año 2003

LIMA SUR COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE SECUNDARIO

(ctms. s/. S//kW.h)

NT (Acumulado)

Valor Vigente

(A)


del Sur (B)


(C)

OSINERG

(D) B/A -1

Total C/A -1 Total

D/A -1 Total

Peaje AT 0,1741 0,8650 0,7933 0,6243 397,0% 355,7% 258,7% Peaje MT 1,0083 1,3997 1,2817 0,9465 38,8% 27,1% -6,1%

Impacto TarifarioPeajes SST

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

Peaje MAT Peaje AT Peaje MT

Vigente LDS B LDS C OSINERG

Luz del Sur - LIMA SUR



Cuadro Nº B-5 Fijación Tarifas y Compensaciones En SST - Año 2003

LIMA SUR COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE SECUNDARIO

(ctms. s/. S//kW.h)

NT (Acumulado)

Valor Vigente

(A)


del Sur (B)


(C)

OSINERG

(D) B/A -1

Total C/A -1 Total

D/A -1 Total

BT5B-3* 32,97 33,43 33,29 32,95 1,4% 1,0% 0,0%

Impacto TarifarioTarifa a Consumidor Final

32,97

33,43

33,29

32,95

32,7

32,8

32,9

33,0

33,1

33,2

33,3

33,4

33,5

BT5B-3*

ctv

S/. /

kW

.h

Vigente LDS B LDS C OSINERG

Luz del Sur - LIMA SUR



Anexo C

Análisis de las Observaciones y Comentarios de Luz del Sur al Proyecto de Resolución



Análisis de las Observaciones y Comentarios de Luz del Sur al Proyecto

de Resolución En este Anexo se describe el análisis efectuado por el OSINERG al documento “Observaciones y Sugerencias al Estudio que Sustenta el Proyecto de Resolución que fija las Tarifas y compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión de Luz del Sur - Resolución OSINERG N° 081-2003-OS/CD.” (en adelante “Documento”) presentado por Luz del Sur S.A.A. (en adelante “LUZ DEL SUR”) con carta GT-118/2003 el 27 de junio de 2003.

A continuación se efectúa el análisis correspondiente a cada uno de los comentarios y observaciones formulados:

CC..11 PPrrooyyeecccciióónn ddee llaa ddeemmaannddaa

LUZ DEL SUR menciona que los modelos econométricos planteados por OSINERG no son admisibles, ya que no pasan las pruebas estadísticas que validen las estimaciones por Mínimos Cuadrados Ordinarios. Por lo tanto, LUZ DEL SUR no admite que las ventas de energía estén determinadas principalmente por el número de usuarios, y por el contrario que el PBI es el único parámetro relevante. Así mismo LUZ DEL SUR indica que no hay sustento adecuado a la consideración de una tasa de crecimiento anual de la demanda de 4,12%. Finalmente, indican que el modelo de OSINERG no cumple con el Reglamento de La LCE (Art.123), en el sentido de que la proyección de la demanda para la fijación de precios máximos de generador a distribuidor de servicio público se efectuará considerando la correlación de la demanda de electricidad con factores económicos y demográficos relevantes.

En base a lo indicado, LUZ DEL SUR insiste que su modelo genera mejores proyecciones que el de OSINERG y que la demanda estaría creciendo con una tasa anual de 4,92%, cifra similar a su propuesta inicial, basado en un crecimiento “modesto” del PBI de 3,55% anual.

Al respecto, lo normado en el artículo 123º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, en cuanto a la proyección de la demanda, se refiere al procedimiento de fijación de Tarifas en Barra y no al procedimiento de fijación de tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios de transmisión, por lo que, el OSINERG no esta obligado a tener en cuenta, para la fijación de tarifas y compensaciones de los SST, lo dispuesto en el referido artículo.

Por otro lado, si bien la metodología propuesta por LUZ DEL SUR es académicamente correcta, no considera un análisis completo de los factores y parámetros que influyen en la evolución de la demanda, tales como el incremento del índice de electrificación y reducción de consumos ilegales, los cuales no son explicados por las variaciones del PBI y de las tarifas, por lo que el modelo planteado por LUZ DEL SUR resulta incompleto.

En consecuencia, resultando el modelo propuesto por LUZ DEL SUR incompleto y no consistente con la observación objetiva de la evolución de las



ventas, el OSINERG adoptó un modelo simplificado, basado en las tendencias históricas de largo plazo que muestra un razonable escenario de evolución de la demanda de LUZ DEL SUR.

CC..22 DDeetteerrmmiinnaacciióónn ddeell SSiisstteemmaa EEccoonnóómmiiccaammeennttee AAddaappttaaddoo ((SSEEAA))

C.2.1 Cálculos de flujo de carga

LUZ DEL SUR menciona que ha observado simplificaciones y errores en los archivos de cálculo los cuales han dado lugar a problemas de sobre carga en líneas de transmisión y en transformadores de las SETs MAT/AT y AT/MT tanto en régimen normal como en contingencias.

A continuación LUZ DEL SUR detalla las simplificaciones y errores que a su criterio son los más notorios. Sin embargo, LUZ DEL SUR no presenta los sustentos específicos para respaldar sus observaciones.

Sobre estos aspectos, el OSINERG considera que las simulaciones de flujo de potencia han tenido como objetivo determinar la configuración del sistema de transmisión en MAT y AT, determinar los flujos máximos por cada enlace y verificar la operatividad de las configuraciones propuestas de la red, tanto en condiciones de operación normal y contingencias. Para tal efecto, se ha modelado las instalaciones de LUZ DEL SUR según los procedimientos y modelos normalmente aceptados en estudios de flujo de potencia.

Sin embargo, en atención a las observaciones de LUZ DEL SUR se ha revisado los aspectos puntualizados por dicha empresa con los siguientes resultados:

La inclusión de las barras y enlaces en 220 kV más importantes del SEIN no tienen efecto significativo en los resultados obtenidos con el modelo usado por el OSINERG. Igualmente las simulaciones confirman que el modelamiento con valores de tensión de 220 kV o 210 kV en las barras Santa Rosa y San Juan, no tiene efecto sobre el desarrollo de la red del SEA.

Se ha reformulado el modelo de representación de los enlaces subterráneos habiéndose obtenido una ligera variación en la configuración del SEA.

Se han introducido los ajustes en la capacidad de transmisión de las líneas aéreas según el calibre del conductor. Sin embargo, se observa que éstas modificaciones no alteran el plan de equipamiento del SEA.

En el proceso de determinación de la configuración del SEA se verificaron todos los casos de contingencia N-1. El criterio N-1 se ha verificado para todos los enlaces aéreos, y sólo se ha aplicado de manera relativa en los enlaces subterráneos, debido a su menor tasa de indisponibilidad fortuita.



En la revisión de las simulaciones de flujo de potencia se han efectuado los ajustes en los tamaños de los transformadores representados, según lo determinado para el SEA.

Para los años 2004-2017, no fue necesario representar los transformadores en AT/MT por no tener influencia en la determinación de la configuración de las redes de MAT y AT, dado que las pérdidas representan menos del 0,5% de la carga total en promedio. Se ha tenido en cuenta, además, que los transformadores operan con un factor de utilización menor a 1. Para el año 2003 sí fueron incluidos los transformadores AT/MT para determinar los factores de pérdidas marginales.

Los taps de regulación de los transformadores corresponden al criterio de sistema económicamente adaptado, por lo que no necesariamente deben ser iguales a los existentes. Para el SEA se está especificando transformadores con regulación automática bajo carga.

Las mismas consideraciones se han aplicado a los transformadores de AT/MT.

En la revisión de los flujos de potencia se han introducido las correcciones en los valores de Vcc de los transformadores MAT/AT. Se anota que los valores de Vcc son valores promedio típicos dado que el SEA no necesariamente corresponde a las instalaciones existentes.

Como resultado de la revisión se han efectuado las modificaciones correspondientes en la configuración del SEA y en los costos medios anuales.

C.2.2. SETs MAT/AT. Uso de transformadores trifásicos en lugar de bancos monofásicos

Para la elección del transformador de potencia trifásica, el OSINERG ha realizado una evaluación técnico-económica, mediante la cual, se ha demostrado la conveniencia en la utilización del transformador trifásico; sin embargo, LUZ DEL SUR argumenta, la imposibilidad de su transporte debido a las pistas angostas y la baja altura de puentes, lo cual desde ningún punto de vista tiene un enfoque técnico sino más bien logístico superable.

En la actualidad existen empresas especializadas en transporte de carga de gran tonelaje, las cuales se encargan de toda la logística y tramites necesarios, además de la selección y adecuación de rutas si es necesario, así mismo de las coordinaciones con las autoridades respectivas. Se conoce también que este tipo de traslado se hace en horas de madrugada. El costo de este transporte y desplazamiento se incluye en el costo de fabricación del transformador en Lima Metropolitana.

Referente al transformador de reserva, (en el caso fortuito que sucediera una falla) su cambio, no podría realizarse en el mismo día (así fuese un banco monofásico) debido a la duración de las actividades de desmontaje. El eventual traslado de este transformador debe tener un plan de traslado preconcebido por anticipado a las diferentes subestaciones donde se tenga que realizar el montaje.



Por lo tanto el OSINERG considera que el empleo de transformadores trifásicos MAT/AT es técnica y económicamente más favorable que el empleo de bancos de transformadores monofásicos.

Proceso de equipamiento de transformadores no es secuencial en el tiempo

LUZ DEL SUR indica que se ha planteado el equipamiento de transformadores considerando cada año aisladamente, es decir, sin considerar los equipamientos del año anterior ni del siguiente, lo cual da como resultado una relación de transformadores sobrantes, que llegan a 7 al final del periodo.

Al respecto, se aclara que el OSINERG ha efectuado una adecuación de la misma propuesta de LUZ DEL SUR, es decir, en el proceso de equipamiento de las SETs en MAT/AT se ha considerado el mismo criterio y procedimiento que LUZ DEL SUR presentó en su propuesta, según la cual LUZ DEL SUR al año final tendrían 6 transformadores sobrantes. El SEA propuesto por el OSINERG se ha obtenido optimizando la secuencia de implementación de transformadores.

Diseño de la futura SET Los Industriales

El área propuesto por LUZ DEL SUR actualmente se encuentra ocupada por un centro de expendio de combustibles. Por otro lado, existen terrenos cercanos a ese punto con área suficiente para la construcción de la SET tipo “1”. Por lo tanto, la propuesta del OSINERG es factible desde el punto de vista técnico, económico y logístico.

Problemas de sobrecarga en transformadores de potencia en régimen

normal y en contingencias en líneas de transmisión

Al respecto, el OSINERG ha efectuado la revisión de los estudios de flujo de potencia; como consecuencia de ello se ha modificado la potencia del transformador de la SET Los Industriales siendo de 120 MVA entre el 2007 al 2015 y cambiado a 180 MVA a partir del año 2016.

C.2.3. SETs AT/MT

Proceso de equipamiento de transformadores no es secuencial en el

tiempo

De manera similar a lo indicado en la observación C.2.2., el OSINERG ha efectuado una adecuación de la misma propuesta de LUZ DEL SUR; es decir, que en el proceso de equipamiento de las SETs en AT/MT se ha considerado el mismo criterio y procedimiento que LUZ DEL SUR presentó en su propuesta, según la cual al año final tendrían 33 transformadores sobrantes.



Problemas de sobrecarga en transformadores de potencia en régimen normal

LUZ DEL SUR observa que se presentan sobrecargas en un total de 15 de los transformadores AT/MT en régimen normal, lo cual se debería a una inadecuada asignación de cargas por SETs, la misma que tiene su origen en que LUZ DEL SUR no ha proporcionado al OSINERG los archivos que incluyen las subestaciones de distribución y clientes en MT.

Se ha efectuado una revisión detallada de la modificación propuesta por LUZ DEL SUR, encontrándose procedente efectuar las siguientes modificaciones al equipamiento:

SET Propuesta OSINERG Modificación Inicial (MVA) (MVA) Balnearios (2012) 1x45 + 1x40/25/25 1x45 + 1x45/45/25 Luis Neyra (2004) 1x45 + 1x25 1x45 + 1x40/25/25 Salamanca (2015) 1x45 + 1x25/25/10 1x45 + 1x40/40/25

Transferencia de carga a través de la red de MT para postergar instalaciones de nuevas SETs.

LUZ DEL SUR manifiesta que en la transferencia de cargas entre SETs no se ha valorizado el costo de refuerzo de la red de MT, y solicita que por cada 4 MVA de transferencia de carga en 10 kV y 8 en 22,9 kV se adicione el costo de un alimentador promedio, aéreo o subterráneo según corresponda.

Al respecto, la propuesta presentada por LUZ DEL SUR tampoco considera los costos adicionales de refuerzos o modificaciones en la red de MT por cambios en el tamaño, configuración o adición de nuevas SETs AT/MT, lo cual es perfectamente válido por cuanto los costos reconocidos en el SST sólo corresponden a las instalaciones de MAT, AT y SETs MAT/AT y AT/MT.

En cuanto al argumento de que la potencia óptima de SETs utilizados en el cálculo del VAD son de 50, 25 y 12MVA, la propia empresa LUZ DEL SUR ha demostrado, en respuesta a las observaciones planteadas por el OSINERG, que los tamaños óptimos de las SETs AT/MT deben ser de 80 y 25MVA para zonas urbanas y periféricas, respectivamente, y posteriormente, sobre esta base, el OSINERG ha demostrado la conveniencia de usar tamaños de 90 MVA para las zonas de mayor densidad de consumo.

Celdas MT en SETs tipo 5 (San Bartolo, Bujama, Surco y San Mateo)

LUZ DEL SUR solicita que en las SETs tipo 5 se utilicen celdas de salida en MT para la tensión de 22,9kV, en lugar de celdas de 10kV, debido a las grandes longitudes de las redes de MT, y que los transformadores deben ser 60/22,9/10kV con capacidades adaptadas a la demanda.

Sobre este aspecto, se indica que, para la determinación del número de celdas de MT se ha mantenido el criterio indicado en la propuesta de LUZ DEL SUR, según el cual la potencia de salida de las celdas de 10kV es de 4MVA.



Por otra parte, LUZ DEL SUR sustenta la necesidad de utilizar celdas de 22,9 kV usando como único parámetro de evaluación la caída de tensión, que puede resolverse con alternativas técnicas factibles como compensación capacitiva o de reelevadores de tensión en serie (bosters), y no toman en cuenta en su observación los factores económicos.

C.2.4 LINEAS DE TRANSMISION

Nuevas líneas de 60 kV requeridas

LUZ DEL SUR indica que mediante cálculos de flujo de cargas en condiciones normales y contingencias ha encontrado que se requieren incorporar 4 nuevas líneas de transmisión en 60kV: San Juan-Villa el Salvador (adelantar al año 2003), Chorrillos-Barranco (2012), San Bartolo-Chilca (2014) y Santa Rosa-Limatambo (2016).

Al respecto, la revisión de los flujos de potencia, ha permitido verificar lo siguiente:

- Solamente se presentan sobrecargas en la línea San Juan – Villa El Salvador en condiciones de contingencia para el año 2003, sin embargo, puesto que para el año 2004 se propone la nueva SET Chilca, esta sobrecarga no se vuelve a presentar, por lo que no es razonable adelantar la terna prevista para el año 2004.

- En la contingencia de pérdida de la línea Pachacamac – Lurín, no se ha verificado lo señalado por LUZ DEL SUR respecto a la sobrecarga calculada en la línea San Bartolo – Chilca. Por otra parte, la caída de tensión en la barra Lurín, que para el año 2017 se calcula en 12%, no sustenta económicamente la necesidad de adicionar la segunda terna San Bartolo-Chilca puesto que puede ser superado por la regulación automática bajo carga que tienen los transformadores MAT/AT y AT/MT, o con mejoras en el factor de potencia de las cargas de Lurín.

- Para los casos de la pérdida de la línea San Juan – Balnearios, no es correcta la apreciación que presenta LUZ DEL SUR al decir que existen sobrecargas en la otra terna dado que para el año 2007 se tiene prevista la entrada en operación de la línea 220 kV Industriales - Balnearios, por lo que no resultan necesarios los enlaces de Chorrillos – Barranco ni Santa Rosa – Limatambo.

Modificaciones requeridas en los calibres de algunas líneas de 60 kV

LUZ DEL SUR indica que, mediante cálculos de flujo de cargas en condiciones normales y contingencias ha encontrado que se requieren modificar los calibres de los siguientes enlaces en 60 kV: San Isidro-Limatambo (subterráneo), Neyra-San Isidro (subterráneo), Industriales-Los Ingenieros (aéreo) e Industriales-La Planicie (aéreo)

Al respecto se anota que:

- Las sobrecargas de las líneas subterráneas Neyra – San Isidro y San Isidro – Limatambo, ocurren cuando se pierde uno de los 2 circuitos paralelos, sin embargo, según el criterio de confiabilidad, el criterio N-1 se



ha aplicado sólo de manera relativa para los enlaces subterráneos dado que sus probabilidades de interrupciones fortuitas son mucho más bajas que para los enlaces aéreos.

- En las líneas Industriales – Los Ingenieros e Industriales – La Planicie, no resulta necesario el cambio de secciones porque no se presentan sobrecargas en condiciones normales ni en contingencias.

Modificaciones requeridas en las longitudes de algunas líneas

LUZ DEL SUR observa que se requieren efectuar cambios de las longitudes de algunas líneas, las cuales no corresponden con las longitudes indicadas en su propuesta de peajes.

Al respecto se han efectuado las siguientes revisiones:

ENLACE PROPUESTA DEFINITIVA COMENTARIOS

Pachacámac – Lurín 6,88 km

Esta longitud se encuentra propuesta por LUZ DEL SUR en el documento Volumen 4 Cuadro 10-2/15

Industriales – Los Ingenieros Aéreo : 1,891 km

Subterráneo : 0,224 km

Se rectifica la longitud de los metrados según el año 2010 ingreso de la SE Industriales, Volumen 4, Cuadro 10-8/15

Santa Rosa – Industriales Aéreo : 8,84 km Se considera el cambio propuesto por LUZ DEL SUR.

Industriales Derv. Monterrico Aéreo : 4,05 km Se considera el cambio propuesto por LUZ DEL SUR

Industriales – La Planicie Aéreo : 3,98 km Subterráneo : 2,35 km

En el tramo aéreo se toma en cuenta los enlaces Industriales –Ingenieros y Ingenieros – La Planicie. En el subterráneo solo es 2,35 km. Para ambas casos se han considerado según lo señalado en el Volumen 4, Cuadro 10-8/15 año 2010

Derv. Limatambo - Córpac Subterránea : 1,2 km Se considera el cambio propuesto por LUZ DEL SUR

Adicionalmente, se ha corregido la longitud de la línea San Isidro – Neyra, que inicialmente se había considerado en 5,41 km debiendo ser solamente 3,96 km, ya que es la longitud que actualmente existe. LUZ DEL SUR justificaba la longitud de 5,41km, por la entrada de la SET Surquillo, sin embargo, como no esta SET ya no es considerada en el SEA, no es justificable cambiar la longitud de la línea.



CC..33 DDeetteerrmmiinnaacciióónn ddeell CCoossttoo MMeeddiioo ddee IInnvveerrssiióónn ((CCMMII))

C.3.1 SETs MAT/AT

Costos del Transformador de Reserva

LUZ DEL SUR, solicita que se corrija el costo del transformador de reserva, dado que solo se ha considerado 1/3 del costo.

Se ha corregido el costo del transformador de reserva, el nuevo costo es US$ 1 050 000, correspondiente al transformador trifásico 180/180/40 MVA.

Modificaciones requeridas en las cantidades de celdas de AT

LUZ DEL SUR, señala que se deben modificar las cantidades de celdas de AT de las SETs MAT/AT, por error de metrado y por el ingreso de nuevas líneas que propone esta empresa.

De acuerdo al análisis efectuado, es necesario la adición de 2 celdas en la SET San Juan durante el periodo 2003-2017, por omisión de las celdas correspondientes a la línea San Juan – Atocongo. Las demás celdas no son procedentes, dado que no son necesarios los nuevos enlaces propuestos.

Costos de montaje electromecánico de SETs

Los contratos de montaje que LUZ DEL SUR presenta datan de 1996, no indican técnicamente la cantidad de equipos a instalar ni qué materiales adicionales incluye este montaje. Actualmente, este rubro es ejecutado por múltiples contratistas lo cual hace que los precios se hayan reducido desde 1996 a la fecha.

Respecto a los gastos generales y utilidades del contratista, se ha agregado un equivalente al 15% del costo correspondiente al montaje electromecánico y obras civiles.

Costos de almacenamiento LUZ DEL SUR, señala que la OSINERG debería de reconocer un costo de almacenamiento de equipos y materiales del 3,0 % del costo de los suministros.

El costo del almacenamiento no es aceptable, teniendo en cuenta una programación y organización adecuada en el montaje de una subestación; no se debe permitir que los equipos permanezcan almacenados, dado que sus componentes están expuestos al deterioro. Se indica también que es práctica en la industria el arreglo temporal de los equipos en la misma subestación, entre su recepción y montaje.

Por otro lado, por ejemplo, a un interruptor 220 kV que cuesta US$ 51 480 le correspondería US$ 1 544 por almacenamiento, lo cual es ineficiente.



C.3.2 SETs AT/MT

Modificaciones requeridas en las cantidades de celdas de AT No son necesarias las celdas adicionales, debido a que corresponden a líneas, también adicionales, que no están incluidas en el SEA.

Costos de equipos relevantes Con respecto a los costos de los transformadores de potencia y celdas 22,9 kV, estos costos varían de acuerdo al mercado y al fabricante; los costos empleados por el OSINERG se han extraído del listado de varios fabricantes (ABB, DELCROSA y del registro de SUNAT- Aduanas), a los cuales se les ha añadido los costos de aranceles y gastos de aduanas (15%). Por lo que se considera improcedente la observación de LUZ DEL SUR.

Costos de montaje electromecánico de SETs Corresponde el mismo análisis de las SETs MAT/AT.

Costos de Obras Civiles de SETs

Después de revisar los presupuestos presentados por LUZ DEL SUR para las Subestaciones Tipo 3 y 4, se concluye que, los análisis de precios unitarios en su gran mayoría corresponden a costos de mercado; sin embargo, los metrados considerados por LUZ DEL SUR para las distintas partidas están sobredimensionados, los cuales se han sustentado adecuadamente. Se indica que en la propuesta final de LUZ DEL SUR no se adjuntaron los análisis de costos unitarios correspondientes a todas las subestaciones; por lo cual, el OSINERG ha realizado los análisis de costos unitarios correspondientes para cada tipo de subestación.

Costos de almacenamiento Corresponde el mismo análisis de las SETs MAT/AT.

C.3.3 LINEAS DE TRANSMISIÓN

LUZ DEL SUR, señala que en el SEA propuesto por el OSINERG se ha considerado una tercera terna entre San Juan – Villa El Salvador a partir del año 2004 y no se ha valorizado.

Se precisa que en el SEA determinado por el OSINERG, no se ha considerado una tercera terna entre San Juan – Villa El Salvador, por lo tanto no es procedente la valorización solicitada.



CC..44.. CCOOSSTTOO DDEE OOPPEERRAACCIIÓÓNN YY MMAANNTTEENNIIMMIIEENNTTOO

C.4.1 PREMISAS Y ACLARACIONES AL ESTUDIO TECNICO LUZ DEL SUR considera que su propuesta de Costos de Operación y Mantenimiento de su SST son los mínimos necesarios y que deben ser recuperados vía la tarifa.

Además indica que la tercerización de las actividades de mantenimiento es eficiente por cuanto es la tendencia moderna, es la más económica y además es compatible con otros procesos de fijación de tarifas como el VAD, y que su propuesta para el SEA corresponde a una empresa de distribución que cuenta con un SST, por ser una alternativa eficiente, cercana a la real, compatible con otras fijaciones tarifarias como el VAD y la más económica.

En el acápite 4.1 amplía la explicación sobre la metodología empleada en sus cálculos y justifica el uso del método ABC entre otras razones porque ya se empleó en procesos anteriores.

Finalmente reitera su posición de que es conveniente que el OSINERG establezca una metodología alternativa.

Al respecto, el OSINERG manifiesta lo siguiente:

- El proceso de fijación de tarifas debe ceñirse a lo dispuesto en las normas vigentes referida a que LUZ DEL SUR debe sustentar, con los procedimientos y metodologías de cálculo, los costos cuyo reconocimiento propone al organismo regulador, demostrando que están dados bajo condiciones de eficiencia.

- En cuanto a la metodología ABC, esta es una forma de análisis y de cálculo que si bien ha sido utilizada y aceptada por el OSINERG en procesos anteriores, su validez y efectividad debe evaluarse permanentemente y perfeccionarse. En cualquier caso, no se excluye que la información que es procesada sea adecuadamente sustentada.

- Las observaciones y ajustes que el OSINERG introduce tienden a preservar, ante todo, el criterio de eficiencia económica, en tanto el sustento de las concesionarias resulte insuficiente. Así, en el proceso materia de la presente fijación tarifaría, el OSINERG ha observado e introducido ajustes en la voluminosa información.

- Las aclaraciones y requerimientos que LUZ DEL SUR presentó para que se reconsideren todos sus costos, no han aportado los elementos de sustento que el regulador necesita.



C.4.1.1 SEPARACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN DE ESTACIÓN MAESTRA Y ESTACIÓN MAESTRA

LUZ DEL SUR reitera las explicaciones sobre el fraccionamiento de sus costos de operación de la estación maestra, como parte de la metodología que emplea en su propuesta. El OSINERG ha empleado la misma metodología propuesta por LUZ DEL SUR.

C.4.1.2 PORCENTAJE DE ASIGNACIÓN DE LOS COSTOS DE

PERSONAL A LA TRANSMISIÓN

LUZ DEL SUR explica que el método que ha empleado es muy similar al considerado en el estudio de la determinación del VAD – Sector típico 1 en otra empresa equivalente a Luz del Sur, por lo que la demostración si es evidente. El OSINERG ha empleado la misma metodología propuesta por LUZ DEL SUR.

C.4.1.3 RUBROS QUE SE CONSIDERAN COMO COSTOS DE

GESTIÓN

LUZ DEL SUR considera injusta la exclusión de sus gastos por el concepto de “honorarios de entidades jurídicas” del rubro de “servicios prestados por terceros”.

Al respecto, se anota que este tipo de gasto es de una extensión amplia y que implica cuestiones de obligaciones de la concesionaria frente a terceros en general. Entre estos costos se pueden incluir también costos derivados de ineficiencias. LUZ DEL SUR no ha demostrado que estos gastos se encuentran enmarcados dentro de actividades estándar y eficientes de una organización dedicada al sistema secundario de transmisión.

C.4.1.4 METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE PERSONAL

LUZ DEL SUR comenta el hecho que el consultor del OSINERG no comparte su metodología para la determinación de sus costos de personal.

El OSINERG ha empleado la misma metodología propuesta por LUZ DEL SUR.

C.4.2 COMENTARIOS SOBRE EL ESTUDIO

Costo del dinero en el tiempo

LUZ DEL SUR indica que no se debe considerar el costo del dinero en el tiempo para los costos de mantenimiento, sustentando que tal aspecto no ha sido observado a otras empresas.

Al respecto cabe aclarar que el procedimiento ha sido aplicado en la determinación de las tarifas de las empresas concesionarias, para las cuales



se ha realizado un estudio específico. Por otro lado, el costo del dinero en el tiempo de los costos de mantenimiento, es procedente ya que los mismos se suceden en distintos meses dentro del periodo evaluado y no al final de cada año.

RECURSOS DE MANTENIMIENTO

LUZ DEL SUR hace referencia exclusivamente a los costos de mano de obra de Operarios y Oficiales, indicando que deberían mantenerse los costos de su propuesta, por tratarse de un trabajo especializado y no civil, y por tratarse de un costo total y no de un costo directo.

Las referencias de costos de mano de obra contenidas en las publicaciones son conservadores y que se utilizan como referencia debido a que no se dispone del costo en el mercado laboral, que como es sabido, por el momento, es extremadamente competitivo.

Por otro lado, LUZ DEL SUR no ha sustentado a satisfacción de el OSINERG, los costos de contratación y subcontratación de actividades de mantenimiento, los mismos que involucran utilidades y otros costos indirectos de terceros.

Los rubros de gastos generales o costos indirectos son incluidos y profusamente analizados en capítulos dentro de la propuesta de LUZ DEL SUR, donde destaca particularmente la inclusión de un componente de costo que lo denomina “otros costos” y luego aclara que se refiere a otros costos indirectos “referidos a la operación y mantenimiento del sistema.

Por lo tanto, se ha considerado que en estos rubros se ha incluido efectivamente el total de todos los gastos indirectos.

COSTOS DE MANTENIMIENTO

Actividades de Mantenimiento de Aisladores Poliméricos

LUZ DEL SUR indica que en este rubro debería mantenerse los rendimientos utilizados en su propuesta, debido a la configuración de sus instalaciones y a los procedimientos estándares que se requiere en la ejecución de dicha actividad.

Sobre este aspecto, se anota que, LUZ DEL SUR no ofrece una sustentación sobre los mayores costos que puede llegar a alcanzar en la práctica esta actividad particular de mantenimiento, bajo diversas circunstancias.

LUZ DEL SUR no sustenta en el sentido que las actividades sean ejecutadas en condiciones de eficiencia. Es decir, la calidad del trabajo y el cumplimiento de las normas a las que se refiere LUZ DEL SUR es siempre una obligación de la empresa, sea que lo realice a un costo elevado o a un costo eficiente. En la tarifa no se incorporan componentes de costos no eficientes.

Actividades de Inspección Visual

LUZ DEL SUR solicita mantener la periodicidad de esta actividad en 2 meses, lo cual estaría justificado con el principio de seguridad al público, mediante la conservación de las distancias mínimas de seguridad y de la faja de



servidumbre. Las razones que esgrime la concesionaria son atribuidas a la invasión de una construcción dentro de una franja de servidumbre.

Al respecto, cabe anotar que la prevención de una invasión en esa franja, no se resuelve aumentando la frecuencia de inspecciones sino resolviendo el saneamiento legal de cada lote sirviente con el propietario, con ayuda de la autoridad y de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Adicionalmente, se anota que estos argumentos no son válidos para los enlaces subterráneos y los enlaces aéreos que recorren por vías urbanas.

Actividad de lavado en caliente y en frío

LUZ DEL SUR manifiesta su conformidad con el incremento de periodicidad de esta actividad de 4 a 12 meses, pero solicita que se considere la actividad de remoción y aplicación de silicona en todas las SETs MAT/AT y AT/MT.

Al respecto, se anota que LUZ DEL SUR debe demostrar que las técnicas que aplica son las más eficientes. La modificación introducida por OSINERG se ha limitado a revisar los rendimientos utilizados por LUZ DEL SUR en su propuesta para, según el criterio técnico, considerar que ese valor puede ser un componente del “costo medio eficiente”. El OSINERG ha utilizado rendimientos que técnicamente son razonables.

Actividad de Prueba y Calibración de Relés Multifunción

LUZ DEL SUR solicita mantener los 24 meses como frecuencia de prueba de relés.

Según la descripción de actividades que LUZ DEL SUR presentó inicialmente, se indica que esta actividad incluye la calibración de relés. En los sustentos que presentó en su observación, LUZ DEL SUR indica que sólo se realizan pruebas y no calibración ya que los relés no se descalibran, pero sí se efectúan pruebas de todo el sistema de protección. Igualmente argumenta que según el manual de interruptores se recomienda la verificación de la operación del interruptor por actuación del relé cada 2 años

Se ha efectuado la revisión en base a la descripción que LUZ DEL SUR hizo de la actividad en su propuesta original por lo que no se ha considerado separación entre las actividades de prueba y calibración.

Por otro lado, las pruebas en los interruptores no están referidas a las pruebas y calibración del sistema de protección.

En ausencia de una adecuada sustentación de estos parámetros por parte de LUZ DEL SUR, el OSINERG ha tomado como base los estimados efectuados por consultores técnicos con experiencia en mantenimiento de equipos de protección.

Actividad de mantenimiento del Conmutador del transformador

LUZ DEL SUR pide que se mantenga en 60 meses la periodicidad y no en 84 como ha sido utilizado en la revisión del cálculo por el OSINERG. Sustenta mediante un catálogo en el que no se indica la marca del Conmutador donde se recomienda se haga un mantenimiento cada 5 ó 6 años o 70 000



maniobras, lo que ocurra primero. Según las estadísticas de LUZ DEL SUR este número de maniobras se alcanza cada 5 años. (Se anota que LUZ DEL SUR no ha presentado en el Anexo N° 4.3, las estadísticas del número de maniobras).

El OSINERG ha basado su cálculo de periodicidad de mantenimiento (cada 7 años ó 84 meses) a partir de lo indicado en la Tabla II del Catálogo del Conmutador bajo carga Marca MR REINHAUNSEM GERMANY, usado por los transformadores ABB.

Actividad de mantenimiento predictivo de Interruptores

LUZ DEL SUR pide que se mantenga en 24 meses la periodicidad de esta actividad.

Según la descripción de actividades que LUZ DEL SUR presentó inicialmente, se indica que esta actividad incluye Pruebas de Resistencia de Contactos, Resistencia de Aislamiento y Simultaneidad de Fases. En los sustentos que presenta en su observación LUZ DEL SUR indica que si bien en los manuales se consideran 60 meses como periodo de prueba de control de los tiempos de operación del interruptor y las pruebas de resistencia de contactos, existen otras actividades periódicas de hasta 2 veces por año que exigen los manuales y que son básicamente inspecciones visuales.

El OSINERG ha efectuado la revisión en base a la descripción que LUZ DEL SUR hizo de esta actividad en su propuesta y ha aplicado las recomendaciones de los fabricantes que establecen una periodicidad de 60 meses, tal como lo reconoce LUZ DEL SUR.

Actividad de mantenimiento predictivo de Seccionadores


Según la descripción de actividades que LUZ DEL SUR presentó en su propuesta inicial, se indica que esta actividad incluye Pruebas de Resistencia de Contactos, Resistencia de Aislamiento y Simultaneidad de Fases. En los sustentos que presentó en su observación LUZ DEL SUR indica que cada 2 años se deben revisar el estado de contactos, reemplazar grasa de mecanismos y lubricar puntos de giro; no se habla ni de resistencia de Aislamiento ni de Simultaneidad de fases.

En consecuencia, el OSINERG ha efectuado la revisión de este cálculo en base a la descripción dada por LUZ DEL SUR en su propuesta.

Pruebas de Control de Transformadores de Medida


Según la descripción de actividades que LUZ DEL SUR presentó inicialmente, se indica que la actividad incluye Pruebas de Aislamiento, Pruebas de Relación de Transformación y Polaridad. En los sustentos que presenta en su observación LUZ DEL SUR indica que anualmente deben hacerse inspecciones visuales y se recomienda hacer la Prueba de Tangente Delta al



primer año y luego cada 3 o 5 años; no se habla ni de Pruebas de Relación de Transformación ni de Polaridad.

El OSINERG ha efectuado la revisión del cálculo en base a la descripción que LUZ DEL SUR hizo de la actividad en su propuesta inicial.

Actividad de mantenimiento preventivo: Programa de Termovisión

LUZ DEL SUR solicita que se mantenga en 6 meses la periodicidad de esta actividad.

En el sustento que presenta LUZ DEL SUR (Anexo N° 4.7 de sus observaciones) se indica que para el interruptor de potencia se debe hacer inspecciones para detectar signos de sobrecalentamiento 1 o 2 veces al año; no se indica que “debe” hacerse 2 veces al año. La frecuencia de este tipo de inspecciones es función a la calidad del equipo y de las obras de montaje, por lo que es razonable asumir la frecuencia de 12 meses para el SEA.

4.3 OPERACIÓN DEL SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISION

Personal

LUZ DEL SUR solicita mantener 18 operadores que son justificados de acuerdo al análisis detallado de la cantidad de interrupciones y de acuerdo al Reglamento Interno de Seguridad de la empresa.

Al respecto, se comenta que en su propuesta, LUZ DEL SUR efectúa el cálculo del número de Operadores de SET’s en base a: i) el Número total de Maniobras, ii) la Duración de Maniobra y iii) a las Horas Hombre Efectivas. En ningún momento menciona el reglamento Interno de Seguridad de la Empresa.

En el cálculo efectuado por LUZ DEL SUR no se sustenta adecuadamente el tiempo de Duración de Maniobra, 4,5 hr/maniobra. El OSINERG, siguiendo el cálculo efectuado por LUZ DEL SUR y ajustando el tiempo de duración de maniobra, ha obtenido un número de operadores menor que 18.

Una segunda observación consiste en que LUZ DEL SUR plantea un reconteo del Número de Maniobras

A partir de ambas observaciones el número de personal, siguiendo el cálculo de número de operaciones efectuado por LUZ DEL SUR, debe resultar menor que 18.

Transporte

LUZ DEL SUR solicita el reconteo de las maniobras considerando el concepto mencionado en el ítem anterior, con lo cual plantean considerar 146,895 km.

Al respecto se anota que LUZ DEL SUR en su primera propuesta hace una suma de todas las maniobras con Operador y no efectúa ningún análisis sobre las maniobras que indica en su observación.



COSTOS DE GESTIÓN

Costos de Personal y Remuneraciones

La propuesta que LUZ DEL SUR hace respecto a las remuneraciones, las cuales son similares a las consideradas en el VAD Sector Típico 1 para el periodo 2001-2005, no son actuales, teniendo en cuenta que se debe considerar precios de mercado.

Adicionalmente, se debe entender que en cada proceso de fijación tarifaria se cumple el principio de que los procedimientos de cálculo, en tanto no contravenga lo dispuesto en las normas legales vigentes, deben ser perfeccionados sobre la base de información y mecanismos de análisis más recientes.

En consecuencia, el OSINERG se ratifica en tomar en cuenta las remuneraciones consideradas en la Fijación Tarifaria del SST de EDELNOR 2002, por ser más recientes que las utilizadas en el cálculo del VAD 2001-2005.

Costos de Gestión No Personal

Suministros, Servicios Prestados por Terceros, Cargas Diversas de Gestión

LUZ DEL SUR no ha presentado el sustento que demuestre que estos costos corresponden a condiciones de eficiencia los mismos que se consideran elevados. Por lo cual se ha efectuado una racionalización de los costos que se consideran ineficientes.

Índice de Imputación de Gasto de Gestión y Administración a la Transmisión

Se ha efectuado la corrección del índice de asignación de 6,1% por el de 8,20% que resulta de la modificación que LUZ DEL SUR hizo, en la Propuesta Revisada de su Estudio, al porcentaje de asignación a Transmisión en los Departamentos de Mantenimiento de Líneas y SS.EE., Subgerencia de Ingeniería de Transmisión, Departamentos de Planificación de Transmisión, Diseños de Transmisión y Obras de Transmisión.

Otros Costos de Gestión

Costos de Seguros

LUZ DEL SUR no ha remitido el sustento completo de las cotizaciones de los seguros y del seguro vigente a fin de poder tener los argumentos que ameriten los cambios solicitados.

Costos de Seguridad

Debido a que la presencia de huelguistas o manifestantes es eventual, el costo de Vigilancia Policial en las oficinas y subestación de Chacarilla, no puede considerarse como gasto eficiente.

El costo del patrullaje propuesto por Luz del Sur sustentando el gasto respectivo como una medida para preservar actos de sabotaje y robo en las



líneas de transmisión no tiene sustento válido. Debemos hacer notar que tales objetivos no pueden alcanzarse con la habilitación de una acción de patrullas. Estas siempre van a estar sólo de paso en cada una de las estructuras y que su eficacia es nula teniendo en cuenta que el robo o el sabotaje de todas maneras se producirá en los momentos en que las patrullas no se encuentren en el sitio que se supone deben vigilar. Por tal razón no se considera válida esta propuesta.

Otros Costos de Transmisión

Con relación a la R.M. N° 197-94-EM/VME del Ministerio de Energía y Minas, se debe señalar que adicionalmente a lo establecido en dicha norma, el OSINERG ha venido utilizando, en regulaciones anteriores, una estructura de costos basada en actividades con la finalidad de permitir una valorización mucho más específica de los rubros que componen los costos de OyM.

Personal Administrativo de Transmisión

LUZ DEL SUR no ha presentado el sustento que, la cantidad de 12 personas asignadas al rubro “otros costos de gestión”, corresponde a una empresa en condiciones de eficiencia, la misma que se considera sobrestimada. Por esta razón, se racionalizó esta cantidad de personal a 10.

CC..55.. CCAALLCCUULLOO DDEELL IINNGGRREESSOO TTAARRIIFFAARRIIOO

C.5.1 COMPRAS EN AT EN EL BALANCE DE POTENCIA

LUZ DEL SUR solicita que, al fijar las pérdidas marginales de los SST, se precise que para efecto de determinar las Tarifas en Barra que aplicarán los generadores por las ventas de electricidad en barras distintas a MAT, los factores de pérdidas deben ser iguales a cero.

Al respecto, se precisa que el proyecto de resolución prepublicado considera lo solicitado por LDS ya que, en su parte resolutiva señala explícitamente que, todo ingreso originado por efecto de los factores de pérdidas que se determinen por aplicación de la resolución, sea transferido como compensación por transmisión a los concesionarios titulares de las correspondientes instalaciones de transmisión.

Como consecuencia, corresponde que, en el caso de las compras que efectúa LDS en AT, los ingresos recibidos por concepto de ingresos tarifarios y peajes secundarios sean de este concesionario..

C.5.2 REVISION DEL CÁLCULO DE LOS INGRESOS TARIFARIOS: POTENCIAS MENSUALES DE TRANSFORMACION

LUZ DEL SUR solicita que se corrijan las fórmulas del modelo de cálculo del Ingreso Tarifario (IT) en la transformación AT/MT por hacer referencia a una celda vacía.

El OSINERG ha efectuado la modificación en las fórmulas correspondientes de la hoja de cálculo.



C.5.3 REVISION DEL CÁLCULO DE LOS INGRESOS TARIFARIOS: POTENCIAS MENSUALES ENTREGADAS

LUZ DEL SUR solicita que se considere una distribución mensual de la potencia en función a la energía aplicando un factor de carga mensual promedio, calculado a partir de la energía que corresponde al mes de abril.

Al respecto, se indica que LUZ DEL SUR no ha presentado en su propuesta el cálculo del IT. Un cálculo más preciso al efectuado por el OSINERG debe considerar el modelo de variación de las máximas demandas mensuales a lo largo del año; sin embargo, esta información no ha sido proporcionada por LUZ DEL SUR. El uso de un factor de carga promedio único para todos los meses no mejora la precisión del cálculo, puesto que el factor de carga varia también a lo largo del año.

C.5. 4 REVISION DEL CÁLCULO DE LOS IT: PRECIO PROMEDIO DE ENERGIA

LUZ DEL SUR solicita que se utilice un porcentaje de 22% para la energía de punta, en lugar del 26,2 % utilizado por el OSINERG.

Se acepta lo solicitado por LUZ DEL SUR debido a que las horas de punta comprenden solo el horario de 18 a 23 horas de lunes a sábado, lo cual reduce la proporción de la energía de punta en el periodo mensual respecto a un día laborable típico.



Anexo D

Análisis de las Observaciones y Comentarios de Sociedad Minera Corona



Análisis de las Observaciones y Comentarios de Sociedad Minera Corona

Mediante Carta s/n de fecha 24 de junio de 2003, la Sociedad Minera Corona S.A. (en adelante “CORONA”) presentó sus opiniones y sugerencias sobre el Proyecto Prepublicado de las Tarifas y Compensaciones del SST de ELECTROANDES.

CORONA pone en conocimiento que a la fecha la Mina Tamboraque con suministro Nº 0440734 de la empresa Luz del Sur, ya no está siendo abastecida desde la S.E. San Mateo (Luz del Sur), sino desde la C.H. Huanchor.

Por otro lado, la carga de esta mina se ha considerado dentro del SEA correspondiente al SST de la empresa Electroandes S.A.A., el mismo que es parte del mismo proceso de fijación de tarifas y compensaciones de SST 2003.

Por lo tanto, el OSINERG indica que, en el SEA correspondiente a LUZ DEL SUR, no se consideró la carga correspondiente a esta mina.



6. Referencias

[1] “Estudio Técnico Económico que contiene la Propuesta de Compensación para el Sistema Secundario de Transmisión” – 6 volúmenes - Luz del Sur S.A.A. – Enero 2003.

[2] “Informe OSINERG-GART/DGT N° 011-2003 - Observaciones al Informe Técnico - Económico Presentado por Luz del Sur S.A.A” – 1 volumen - OSINERG – Marzo 2003.

[3] “Estudio Técnico Económico que contiene la Propuesta de Compensación para el Sistema Secundario de Transmisión” – Absolución de Observaciones – 2 volúmenes - Luz del Sur S.A.A. – Abril 2003.

[4] “Observaciones y Sugerencias al Estudio que Sustenta el Proyecto de Resolución que Fija las Tarifas y Compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión de Luz del Sur” – 2 volúmenes - Luz del Sur S.A.A. – Junio 2003.

[5] Carta s/n del 27 de Junio de 2003 sobre “Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de Electroandes S.A. para el Año 2003”.

[6] “Tarifas en Sistemas Secundarios de Transmisión de Lima – Cálculo de las Tarifas del Sistema Secundario de Transmisión de Luz del Sur – Versión Resolución” – 4 volúmenes – S&Z Consultores Asociados – Julio 2003.

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