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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° 015A-2004

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

REP Regulación de 2004

Lima, 07 de abril de 2004

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/DGT N° 015A-2004

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

Resumen Ejecutivo

De acuerdo al Contrato de Concesión por los Sistemas de Transmisión de Eléctrica de ETECEN y ETESUR (en adelante “Contrato”) suscrito entre el Estado Peruano y la Empresa Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), corresponde al OSINERG establecer antes del 31 de abril del presente año el valor actualizado de la Remuneración Anual Garantizada (en adelante “RAG”) para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2004 y el 30 de abril de 20051 (en adelante “Periodo”)

El presente informe contiene los resultados de la RAG para el Período, sobre la base de la información presentada por REP hasta febrero de 2004, como parte del proceso de Regulación de Tarifas en Barra correspondiente a Mayo 2004, y, las variables macroeconómicas vigentes al 31 de marzo de 2004.

Los cargos que remuneran la RAG corresponden tanto a Tarifas del Sistema Principal de Transmisión, que forman parte de las Tarifas en Barra, como a las Tarifas y Compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”). La determinación de estos cargos se efectúan con base en la Norma de “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”, cuyos Anexos A y B contienen los Procedimientos para la Fijación de Tarifas en Barra y de los SST, respectivamente.

Para la determinación de la RAG correspondiente al año 2004, se ha realizado la actualización del costo medio de las instalaciones de REP y consecuentemente se han recalculado las compensación asignables a los generadores, considerando la variación de la tasa Ad Valorem CIF dispuesta mediante Decreto Supremo Nº 193-2003-EF, y que afecta la valorización de algunas instalaciones.

Lo aspectos relevantes son los siguientes:

- REP reitera su posición de no incluir dentro de la RAG, los montos correspondientes a los contratos con CAHUA y Energía Pacasmayo, señalando que estos contratos corresponden a ingresos adicionales a la RAG, conforme se

1 Anexo Nº 7 del Contrato


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

señala en el Anexo 11 del Contrato de Concesión. Al respecto, OSINERG considera que si corresponde incluir dichos cargos como parte de la RAG, en virtud que las instalaciones correspondientes a esos contratos (celda de línea y transformador en la subestación Paramonga Nueva y celda de línea en la en la subestación Guadalupe) son parte de los bienes transferidos a REP como parte de la RAG.

- Tres empresas generadoras hicieron llegar sus opiniones y sugerencias al proyecto de resolución de Tarifas y Compensaciones del SST:

o Empresa Generadora del Sur .S.A. (“EGESUR”), opina que la línea Aricota – Toquepala debe ser considerada como de Generación/ Demanda y no 100% asignada a la generación, como lo es actualmente.

El análisis realizado, concluye que esta línea si corresponde ser asignada a la generación, toda vez que si no existiera, las centrales Aricota I y II no podría evacuar toda su energía, así mismo, corresponde cambiar la tensión del SEA de 138kV a 66 kV, en razón que los flujos de potencia esperados no superan los 12 MW.

o Empresa Eléctrica de Piura S.A. (“EEPSA”), solicita que se revisen las cifras de participación en las instalaciones de generación demanda, ya que el incremento para ellos es del orden del 70%.

Se ha explicado el procedimiento de cálculo, empleado por el OSINERG, para determinar la asignación de pagos por las instalaciones de generación / demanda. Así mismo, se han realizado nuevamente los cálculos con el caso definitivo de fijación de tarifas en Barra, como resultado el incremento en la responsabilidad de pago para esta empresa es del orden del 16%.

o Empresa Duke Energy International EGENOR S. en C. por A. (“EGENOR”) solicita que no se actualicen los cargos por las instalaciones en la subestación Chimbote, ya que la información presentada por ellos obedece a un error y que además no se tiene suficiente información de costos para el transformador de 120 MVA.

Se ha revisado la valorización de la subestación Chimbote 1 sobre la base de la información reportada por la empresa Duke Energy Internacional EGENOR S. en C. por A. y sobre la base de un análisis de costos de transformadores, registrados en SUNAT aduanas.

Como resultado se ha obtenido el monto a fijar por la RAG correspondiente al Período, ascendente a US$ 58 989 126, el monto de la RAGSPT asciende a US$ 14 857 396. Asimismo, las tarifas y compensaciones aplicables al Sistema Secundario de Transmisión de REP, son las que se muestran en los cuadros siguientes, conjuntamente con la variación respecto a los valores vigentes:


Estudio para Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de REP iii Regulación 2004

PEAJE SECUNDARIO EQUIVALENTE EN ENERGÍA DE REP

Peaje Secundario Unitario (Ctm S/. / kWh) Vigente Nuevo Var. %

Red de Energía del Perú 0,0 0,0 --

COMPENSACIONES POR EL SST DE REP

Compensación RAG 1 Vigente Nuevo Var. % Cargos por compensación mensual (S/./mes)

SST en SE Chimbote 1* 221 986 190 710 -14.1% Equipamiento de Generación (Contrato CAHUA - REP) 81 179 81 179 0,0% Celda 138 kV de línea L-1002 a CC.HH. Machupicchu 13 954 13 780 -1,2% Sistema Mantaro Lima 8 575 057 8 575 057 0% L.T. Quencoro – Tintaya 499 664 499 664 0% L.T. Azángaro - Juliaca - Puno 389 134 389 134 0% L.T. Toquepala – Aricota 110 734 78 121 -29,5% Celdas SE Santa Rosa 73 432 73 432 0% Celda de LT Carhuamayo-Paragsha en SE Paragsha II 20 768 20 015 -3,6% Celda de autotransformador 2 en SE Chimbote 19 640 17 333 -11.7% Casos Excepcionales REP (Generación / Demanda) 2 499 602 1 805 315 -27,8%

Cargos por compensación anual (S/./año) Equipamiento de Generación (Contrato CNP ENERGIA - REP) 122 912 122 912 0%

*Corresponde a la actualización de costos celdas 220kV de las líneas L103/104/105 de la línea a Huallanca, y transformación en Subestación Chimbote 1, y la celda 220kV de la línea a Chiclayo Oeste en subestación Chiclayo Oeste


Estudio para Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de REP iv Regulación 2004

El detalle de las compensaciones por el SST de generación/demanda, así como su variación respecto a los valores vigentes, se muestra el cuadro siguiente.

CCOOMMPPEENNSSAACCIIOONNEESS PPOORR EELL SSSSTT GG//DD

Compensación SST G/D Vigente OSINERG Var. % Cargos por compensación mensual (S/./mes)

TERMOSELVA 52 993 80 377 51.7% EGECAHUA 34 831 20 915 -40.0% ENERGIA PACASMAYO 12 322 0 -100.0% ARCATA - 2 982 - EDEGEL 558 099 238 698 -57.2% EEPSA 116 676 135 629 16.2% EGASA 69 867 131 781 88.6% EGEMSA 266 287 256 590 -3.6% EGENOR 291 779 136 234 -53.3% EGESUR 6 464 0 -100.0% ELECTROANDES 87 338 58 072 -33.5% ELECTROPERU 641 580 336 865 -47.5% ENERSUR 38 968 34 055 -12.6% ETEVENSA 0 46 635 - SAN GABAN 322 383 323 725 0.4% SHOUGESA 0 2 757 - SINERSA - 0 -

Total Casos Excepcionales REP (Generación / Demanda) 2 499 602 1 805 315 -27,8%


Estudio para Fijación de Tarifas y Compensaciones en el SST de REP Página 2 de 80 Regulación 2004

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 0

1.1 PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA....................................................................0 1.2 TARIFAS Y COMPENSACIONES DE REP...................................................................0

2. ASPECTOS REGULATORIOS Y METODOLÓGICOS ..................................... 0

3. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA...................................................... 0

3.1 PREPUBLICACIÓN DE PROYECTOS DE RESOLUCIÓN ...............................................13 3.2 AUDIENCIAS PÚBLICAS........................................................................................13 3.3 OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO AL PROYECTO DE RESOLUCIÓN

PREPUBLICADO ..................................................................................................13

4. ASPECTOS TARIFARIOS DE LA RAG.......................................................... 15

4.1 REMUNERACIÓN DE LA RAG................................................................................16 4.1.1 Instalaciones de Generación – RAG1(3) .....................................................17 4.1.2 Pago de los Consumidores – RAG2(3)........................................................17 4.2 ASPECTOS COMPLEMENTARIOS ...........................................................................18

5. LIQUIDACIÓN DE LA RAG............................................................................. 19

5.1 ACTUALIZACIÓN DE LA RAG AÑO 3 ......................................................................19 5.2 LIQUIDACIÓN DE LA RAG AÑO 2 ...........................................................................19

6. COMPENSACIONES POR EL USO DEL SST DE REP ................................. 21

6.1 COMPENSACIONES POR LAS INSTALACIONES REGULADAS MEDIANTE RESOLUCIÓN 001-96 P/CTE...................................................................................................21

6.1.1 Compensaciones Subestación Chimbote 1 .................................................21 6.1.2 Compensación por Celda en 220kV de la Línea Carhuaquero-Chiclayo

Oeste en S.E. Chiclayo Oeste .....................................................................23 6.1.3 Compensación por Celda Transformador 220/138/13,8 en SE Chimbote,

perteneciente a REP....................................................................................23 6.1.4 Fórmula de Actualización.............................................................................24 6.2 COMPENSACIÓN POR LA SST ARICOTA - TOQUEPALA ............................................25 6.2.1 Fórmula de Actualización.............................................................................25 6.3 COMPENSACIONES POR OTRAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN...........................26 6.3.1 Determinación de Tasas Aplicables y Valorizaciones..................................27 6.3.1.1 Instalaciones cuya fórmula de actualización incluye indicadores de tasa Ad

Valorem.................................................................................................................27 6.3.1.2 Instalaciones cuya fórmula de actualización no incluye indicadores de tasa

arancelaria y han sido reguladas por el OSINERG...............................................28 6.3.1.3 Instalaciones cuya fórmula de actualización no incluye indicadores de tasa

arancelaria y no han sido reguladas por el OSINERG..........................................28 6.3.2 Determinación de Compensaciones ............................................................28 6.3.3 Fórmulas de Actualización...........................................................................30 6.4 SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN DE GENERACIÓN/DEMANDA......................31 6.4.1 Metodología para incorporar las variaciones introducidas por el DS Nº

193-2003-EF 32



6.4.2 Propuesta de Tarifas....................................................................................33 6.4.2.1 Costo Medio Anual................................................................................................33 6.4.2.2 Aplicación del Método de los Beneficiarios...........................................................33 6.4.3 Compensaciones Mensuales ...36 6.4.4 Fórmula de Actualización.............................................................................36 6.5 APLICACIÓN DE LAS FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN...............................................37

7. PEAJE POR TRANSMISIÓN PRINCIPAL Y SECUNDARIO.......................... 38

7.1 PAGO DE LOS GENERADORES - RAG1(3) .............................................................39 7.2 PAGO DE LOS CONSUMIDORES – RAG2(3)...........................................................40 7.2.1.1 Determinación de la RAG2(3) ...............................................................................40 7.3 DETERMINACIÓN DEL PEAJE DE CONEXIÓN AL SPT ...............................................40 7.4 DETERMINACIÓN DEL CPSEEREP.........................................................................41 7.4.1 Determinación de la RAGSST........................................................................41 7.4.2 Determinación del CPSEEREP ......................................................................41

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES................................................... 42 Anexo A Información de Costos Remitida por EGENOR........................................ 45 Anexo B Valorización con Costos Eficientes de SE Chimbote 1 y Chiclayo

Oeste ......................................................................................................... 49 Anexo C Índice de Precios Serie WPSSOP3500..................................................... 52 Anexo D Liquidación de la RAG correspondiente al Período Marzo 2003 –

Febrero 2004............................................................................................. 54 Anexo E Análisis de las Observaciones presentadas por Red de Energía del

Perú S.A. a la Resolución OSINERG-039-2004-OS/CD y a la Resolución OSINERG-048-2004-OS/CD .................................................. 56

Anexo F Análisis de las Observaciones presentadas por Empresa Generadora del Sur S.A. a la Resolución 039-2004-OS/CD ......................................... 62

Anexo G Análisis de las Observaciones presentadas por Empresa Eléctrica de Piura S.A. .................................................................................................. 70

Anexo H Análisis de la Opinión presentada por Duke Energy International EGENOR S. en C. por A. a la Resolución 039-2004-OS/CD .................... 75



1. Introducción

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 Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”) correspondiente a la regulación del año 2004.

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 N° 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 (en adelante “RLCE”) 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 LCE2, y en los Artículos 128° y 139°

2 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. (...)



del RLCE3. Estos cargos están constituidos por los factores de pérdidas marginales, peajes y compensaciones por el uso de las instalaciones que conforman los SST; así como sus respectivas fórmulas de actualización.

1.1 Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de fijación de tarifas y compensaciones para los SST, correspondiente al año 2004, se inició el 31 de octubre de 2003, fecha límite para la presentación de los “Estudios Técnico Económicos 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 fueron consignadas en la página WEB del OSINERG hasta el 14 de noviembre de 2003.

Como parte del proceso regulatorio se convocó a una audiencia pública la cual se llevó a cabo el día viernes 05 de diciembre 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.

En el presente proceso regulatorio no se ha recibido propuesta de tarifas y compensaciones de REP. No obstante, el OSINERG deberá fijar estos

3 Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en las barras unidas al Sistema Principal de Transmisión, mediante un sistema secundario, a que se refiere el Artículo 49º de la Ley, la Comisión observará el siguiente procedimiento: (...) c) Determinará el precio de Potencia de punta en Barra aplicando al precio en Barra de la respectiva

barra del Sistema Principal de Transmisión un factor que incluya las pérdidas marginales de 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.



cargos, garantizando que la empresa concesionaria obtenga la Remuneración Anual Garantizada por el contrato firmado entre ésta y el Estado peruano.

En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recibida en el proceso de fijación de Tarifas en Barra, puesto que tanto el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión, como la tarifa del Sistema Secundario de Transmisión de REP, se determinan una vez efectuada la liquidación de su Remuneración Anual Garantizada.

1.2 Tarifas y Compensaciones de REP De acuerdo al Contrato de Concesión por los Sistemas de transmisión de Eléctrica de ETECEN y ETESUR (en adelante “Contrato”) suscrito entre el Estado Peruano y la Empresa Red de Energía del Perú S.A., corresponde al OSINERG establecer antes del 31 de abril del presente año el valor actualizado de la Remuneración Anual Garantizada (en adelante “RAG”) para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2004 y el 30 de abril de 20054 (en adelante “Periodo”).

El presente informe muestra los resultados de la liquidación de la RAG y el monto de la RAG para el Período, sobre la base de la información presentada por REP, como parte del proceso de Regulación de Tarifas en Barra correspondiente a Mayo 2004.

Los cargos que remuneran la RAG corresponden tanto a Tarifas del Sistema Principal de Transmisión, que forman parte de las Tarifas en Barra, como a las Tarifas y Compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión. La determinación de estos cargos se rigen por la Norma de “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”, cuyos Anexos A y B contienen los Procedimientos para la Fijación de Tarifas en Barra y de los SST respectivamente.

En conformidad con el proceso regulatorio, el presente informe se elabora para la publicación de las Resoluciones de Tarifas en Barra y Tarifas y Compensaciones de los SST. Los resultados mostrados se han determinado considerando:

• La absolución de las observaciones formuladas al COES-SINAC respecto de la información de REP, que fuera recibida dentro del proceso de Tarifas en Barra, a presentarse el 25 de febrero de 2004.

• La información complementaria, hasta febrero de 2004, que remitió REP con Carta GC-429-2004 de fecha 17 de marzo de 2004.

• Las observaciones y sugerencias, realizadas por los interesados, a las publicaciones de los proyectos de Resolución de Tarifas en Barra (hasta el 29 de marzo de 2003), y Tarifas y Compensaciones del SST (hasta el 25 de marzo de 2003).

4 Anexo Nº 7 del Contrato



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 LCE5.

Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión principal y secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del literal b) de Artículo 43° de la LCE6. En el caso de las tarifas de transmisión, la referida regulación será efectuada por el OSINERG, independientemente de si 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 LCE7 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, el OSINERG aprobó la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, cuyo Anexo B contiene

5 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.

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

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



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

Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, la LCE reconoce el Costo Medio de un Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”); tal como se señala en el Artículo 49° de la LCE8 y en los Artículos 128° y 139° del RLCE.

El Costo Medio, está definido en el Anexo de la LCE9 y corresponde a los costos de inversión (en adelante “CMI”), operación y mantenimiento (en adelante “COyM”), en condiciones de eficiencia.

El SEA, también se encuentra definido en el Anexo de la LCE10 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 RLCE, en concordancia con la Definición 17° del anexo de la LCE11, establece el procedimiento a seguir, en los casos en que un generador o una demanda esta siendo abastecida por instalaciones exclusivas del SST. Así mismo, prevé las situaciones excepcionales que no se ajustan exactamente a ninguno de los dos casos anteriores, encargando al Regulador resolver las situaciones particulares que pudieran presentarse, indicando para éstas únicamente las directrices que deben tomarse en cuenta para su determinación.

Recientemente, mediante Decreto Supremo N° 029-2002-EM12 del 25 de setiembre de 2002, se dictaron disposiciones específicas para la

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

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

10 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.

11 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.

12 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.



determinación del SEA para las demandas que son servidas exclusivamente por instalaciones del SST. El referido decreto especifica adicionalmente que sus Artículos 1° y 2°, relativos con la determinación del SEA, son aplicables a partir del proceso de regulación de tarifas y compensaciones del año 2003.

Artículo 2°.- El horizonte de largo plazo para determinar el peaje secundario unitario a que se refiere el inciso a) del artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, será un período de quince (15) años. Para la determinación del componente de inversión del Costo Medio se considerará una vida útil de las instalaciones de transmisión de treinta (30) años y la tasa de actualización fijada en el artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas. Las tarifas de Transmisión Secundaria serán determinadas para cada concesionario. DISPOSICIÓN TRANSITORIA Única.- Lo dispuesto en los artículos 1° y 2° del presente Decreto Supremo, es aplicable al proceso de regulación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión a partir del año 2003.



3. Proceso de Regulación Tarifaria

El proceso de fijación de tarifas y compensaciones se lleva a cabo de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, LCE y en el RLCE, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM. El OSINERG, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido la prepublicación de los proyectos de resolución que fijan las tarifas así como la realización de 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 virtud que a partir del resultado de la liquidación anual de la RAG se determinan los cargos de compensaciones y tarifas por los sistemas de transmisión principal y secundarios de REP, el presente informe es de aplicación en los procesos regulatorios de Sistemas Secundarios de Transmisión y de Tarifas en Barra; en ese sentido, en los esquemas mostrados en los Cuadros N° 3-1 y N° 3-2 se resume el proceso que se sigue para dichas regulaciones, correspondientes al año 2004.

Los referidos esquemas, que obedecen a las disposiciones legales vigentes, establecen 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.

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

Este estudio se realiza de conformidad con lo dispuesto en el Contrato, según el cuál corresponde al OSINERG establecer antes del 31 de abril del presente año el valor actualizado de la RAG para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2004 y el 30 de abril de 2005.



Cuadro N° 3-1



Cuadro N° 3-2 PROCESO DE FIJACIÓN DE TARIFAS EN BARRA MAYO 2004

14ENE

19ENE

24ENE

04FEB

25FEB

01MAR

18MAR

29MAR

15ABR

06MAY

11MAY

21MAY

21MAY

17JUN

22JUN

26ENE

PUBLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN DE TARIFAS EN BARRA

(OSINERG)

PRESENTACIÓN DEL ESTUDIO TÉCNICO

ECONÓMICO(COES-SINAC)

PUBLICACIÓN DEL ESTUDIO TÉCNICO EN

PAGINA WEB DE OSINERG

CONVOCATORIA A AUDIENCIAS PUBLICAS

DE COES-SINAC Y OSINERG

AUDIENCIA PÚBLICA PRESENTACIÓN Y SUSTENTO DEL ESTUDIO TÉCNICO

ECONÓMICO(COES-SINAC)

OBSERVACIONES AL ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DEL

COES-SINAC(OSINERG)

ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES

(COES-SINAC)

AUDIENCIA PÚBLICA EXPOSICIÓN Y SUSTENTO DE CRITERIOS, METODOLOGIA Y

MODELOS ECONÓMICOS (OSINERG)

PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN QUE FIJA LAS TARIFAS EN

BARRA Y LA RELACIÓN DE INFORMACIÓN QUE LA SUSTENTA

(OSINERG)

INTERPOSICIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

(INTERESADOS)

PUBLICACIÓN DE LOS RECURSOS DE

RECONSIDERACIÓN EN PAGINA WEB DE

OSINERGCONVOCATORIA A

AUDIENCIAS PUBLICAS DE INTERESADOS Y

OSINERG

AUDIENCIA PÚBLICA PRESENTACIÓN Y SUSTENTO DE RECURSOS DE

RECONSIDERACIÓN(INTERESADOS)

RESOLUCIÓN DE RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

(OSINERG)

PUBLICACIÓN DE RESOLUCIONES QUE

RESUELVEN LOS RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

(OSINERG)

24MAR

18MAY

15ABR

PUBLICACIÓN DE LAS ABSOLUCIONES EN PÁGINA WEB DEL

OSINERG

3d 5d 7d 15d 3d 12d 5d 3d 15d 3d 5d 3d 3d

OPINIONES Y SUGERENCIAS RESPECTO A LA

PREPUBLICACIÓN(INTERESADOS)

11d 19d

SUGERENCIAS Y OBSERVACIONES SOBRE RECURSOS DE

RECONSIDERACIÓN(INTERESADOS LEGITIMADOS)

17MAR

1

3

5

7

9

11

13

15

2

4

6

8

10

12

14

16



3.1 Prepublicación de Proyectos de Resolución Conforme lo previsto en el esquema Nº 3-1, con fecha 01 de Marzo de 2003 se publicó la Resolución de Consejo Directivo OSINERG Nº 039-2004-OS/CD, conteniendo la “Proyectos de resolución que fijan las tarifas y compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión”, la cual incluyó las tarifas correspondientes al SST de REP; así mismo se publicó en la pagina web del OSINERG la información que la sustenta.

De igual forma, 17 de Marzo de 2003 se publicó la Resolución de Consejo Directivo OSINERG Nº 048-2004-OS/CD, conteniendo el “Proyecto de resolución que fija las Tarifas en Barra aplicables al período comprendido entre el 1 de Mayo y el 31 de octubre de 2004”, la cual incluyó las tarifas correspondientes al SPT de REP; así mismo se publicó en la pagina web del OSINERG la información que la sustenta.

3.2 Audiencias Públicas El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de dos audiencias públicas, las mismas que se llevaron a cabo los días 22 y 24 de marzo de 2004, en las que la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicos, utilizados en las regulaciones de Tarifas de SST y Tarifas en Barra respectivamente; así como, el sustento de los proyectos de resolución respectivos

Cabe resaltar que, estas audiencias públicas se realizaron de manera descentralizada y simultánea a través de un sistema de multi videoconferencia. La audiencia del día 22 de marzo correspondiente a las tarifas de SST se llevó a cabo en Arequipa, Cañete y Lima; así mismo, la audiencia pública del día 24 de marzo, sobre Tarifas en Barra, se llevó a cabo en las ciudades de Ayacucho, Lima y Trujillo.

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

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

3.3 Opiniones y Sugerencias respecto al Proyecto de Resolución Prepublicado

El 25 de Marzo de 2004 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión.

El OSINERG ha recibido y analizado las sugerencias presentadas por las empresas Red de Energía del Perú S.A., Empresa Generadora del Sur S.A. (“en adelante EGESUR”), Empresa Eléctrica de Piura S.A. (en adelante “EEPSA”) y



Duke Energy International EGENOR S. en C. por A. (en adelante “EGENOR”). El análisis de las mismas se ha incorporado en la redacción de los Anexos E, F, G y H del presente informe.

El 29 de Marzo de 2004 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre los proyectos de resolución que fijan las Tarifas en Barra, Al respecto, el OSINERG ha recibido y analizado las sugerencias presentadas por la empresa REP, el análisis de las mismas se ha incorporado en la redacción del Anexo E del presente informe.



4. Aspectos Tarifarios de la RAG

En conformidad con lo establecido en el Contrato, corresponde al OSINERG determinar la RAG correspondiente a REP para el período comprendido entre el 01 de mayo de 2004 y el 30 de abril de 2005, tomando en consideración el procedimiento descrito en el Anexo Nº 7 del Contrato.

En el mencionado Anexo Nº 7 se describe el mecanismo y los correspondientes montos de pago de los agentes (generadores y consumidores finales) para asegurar que la Remuneración Anual Garantizada de REP sea íntegramente pagada de conformidad con lo establecido en el Contrato.

En este sentido, para la determinación de la RAG, el OSINERG ha considerado lo siguiente:

• Se debe asegurar que la RAG, ascendente a US$ 58 638 000, debidamente actualizada con el índice WPSSOP3500, sea íntegramente pagada a REP.

• Se considera lo establecido en las Resoluciones OSINERG N° 1449-2002-OS/CD, OSINERG N° 1471-2002-OS/CD, OSINERG N° 1472-2002-OS/CD, OSINERG N° 057-2003-OS/CD, OSINERG N° 099-2003-OS/CD, OSINERG N° 104-2003-OS/CD, OSINERG N° 105-2003-OS/CD, OSINERG N° 145-2004-OS/CD y OSINERG N° 160-2004-OS/CD

• La información empleada por el OSINERG es aquella que fueran remitida por el COES y REP como parte del procedimiento de Fijación de Tarifas en Barra.

• Se considera el VNR vigente del Sistema Principal de Transmisión de REP.

• Se debe modificar el costo medio de las instalaciones del Sistema Secundario, asignable a la generación, considerándose la variación de la tasa Ad Valorem CIF, establecida por D.S. Nº 193-2003-EF del 31 de diciembre de 2003, para las partidas arancelarias de equipos empleados en



las instalaciones de transmisión eléctrica. Consecuentemente, se deberá recalcular las compensaciones correspondientes.

4.1 Remuneración de la RAG De acuerdo con el Contrato, el OSINERG debe definir los mecanismos tarifarios y los correspondientes valores para asegurar que la RAG, ascendente a US$ 58 638 000, sea íntegramente pagada a REP. Para este fin, en el Anexo N° 7 del Contrato se establecen las siguientes consideraciones:

• La RAG(n) comprende los siguientes conceptos: RAG1(n) que se paga mediante compensaciones mensuales que serán facturadas a los titulares de generación (Pago de los Generadores) y la RAG2(n) que debe ser pagado por los consumidores finales por el Sistema Principal de Transmisión y Sistema Secundario de Transmisión.

• El monto de la RAG1(n) que corresponde ser pagado por las instalaciones de Generación, debe ser establecido por el OSINERG, antes del 30 de abril del año “n” (el año 1 comprende el periodo de setiembre 2002 a abril 2003, año 2 al periodo mayo 2003 a abril 2004 y así sucesivamente). Este monto debe ser asumido por los titulares de generación en función del uso físico que realicen de dichas instalaciones de transmisión. Asimismo, se establece que el procedimiento para la asignación de la responsabilidad del pago de las compensaciones mensuales debe basarse en la determinación de los “Factores de Distribución Topológicos”.

• El pago de los consumidores finales RAG2(n) debe establecerse mediante la siguiente diferencia:

RAG2(n) = RAG(n) - RAG1(n).

• El pago RAG2(n) tiene dos componentes: El primero, la RAGSPT(n) (Pago de los consumidores por el Sistema Principal de Transmisión), constituido a su vez por el Ingreso Tarifario esperado más el Peaje por Conexión del SPT; y , el segundo, RAGSST(n) (Pago de los consumidores por el Sistema Secundario de Transmisión), tarifas y compensaciones por el SST, que debe establecerse mediante la siguiente relación:

RAGSST(n) = RAG2(n) - RAGSPT(n)

Donde:

o RAGSPT(n): Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión correspondiente al Sistema Principal de Transmisión que debe ser pagado por los consumidores de acuerdo con las leyes aplicables al mismo.

o RAGSST(n): Ingreso Tarifario y Peaje del Sistema Secundario de Transmisión que debe ser pagado por los consumidores a través de los cargos de transmisión secundaria.



4.1.1 Instalaciones de Generación – RAG1(3) En el Anexo N° 7 del Contrato se establece que la RAG comprende la denominada RAG1, la cual debe ser pagada mediante compensaciones mensuales que serán facturadas a los titulares de generación, por el uso de los sistemas de generación.

A continuación se detallan las instalaciones que conforman la denominada RAG1, así como las resoluciones mediante las cuales se fijó las compensaciones vigentes.

Cuadro Nº 4-1 Instalaciones Comprendidas en la RAG1

Instalación Compensación Fijada Mediante Celda 138 kV L-1002 a CC.HH. Machupicchu (SS.EE. Quencoro) Resolución N° 14-96 P/CTE

Celda 220 kV L-240 a Carhuaquero (SS.EE. Chiclayo) Celda 138 kV L-103 a Cañón del Pato (SS.EE. Chimbote 1) Celda 138 kV L-104 a Cañón del Pato (SS.EE. Chimbote 1) Celda 138 kV L-105 a Cañón del Pato (SS.EE. Chimbote 1) Transformación 220/138/13,8 kV (SS.EE. Chimbote 1)

Resolución N° 01-96 P/CTE

Instalaciones del Sistema de Generación Demanda Resolución OSINERG Nº 105-2003-OS/CD Celda L.T. 703 en SS.EE. Paragsha II Resolución OSINERG N° 1443-2002-OS/CD Celda Transformador 220/138/13,8 en SE Chimbote Resolución OSINERG Nº 1443-2002-OS/CD L.T. Toquepala - Aricota (L-1006/2) Resolución OSINERG N° 1470-2002-OS/CD

Sistema de Transmisión Mantaro –Lima Resolución N° 004-2001 P/CTE y Resolución OSINERG N° 0841-2001-OS/CD

L.T. Quencoro - Combapata - Tintaya (L-1005) Resolución OSINERG N° 2127-2001-OS/CD L.T. Azángaro – Juliaca (L-1006/2) L.T. Juliaca - Puno (L-1012) Resolución OSINERG N° 0180-2002-OS/CD

Celda de Llegada L-2001 (L.T. Huinco - Santa Rosa) Celda de Llegada L-2002 (L.T. Huinco - Santa Rosa) Celda de Conexión Grupo Generador UTI

Resolución OSINERG N° 0179-2002-OS/CD Resolución OSINERG N° 0553-2002-OS/CD

Celda 138 kV L-101 a Paramonga Existente (SS.EE. Paramonga Nueva) Transformación 220/138/66 kV (SS.EE. Paramonga Nueva)

Acta de Reunión del 06 de abril de 1998

Celda 60 kV L-656 a Gallito Ciego (SS.EE. Guadalupe) Contrato Nº CS5G-016-96

4.1.2 Pago de los Consumidores – RAG2(3) El pago de la componente de la RAG asignable a los consumidores finales (Instalaciones de Demanda), se calculará con la siguiente expresión:

RAG2(3) = RAG(3) + LA(2) - RAG1(3)

Donde:

RAG2(3): Componente de la RAG correspondiente al año 3, asignado a la Demanda.

RAG(3): Es la RAG actualizada al año 3 con el último dato definitivo de la serie WPSSOP3500, Item Finished Goods Less Food and Energy.



RAG1(3): Componente de la RAG correspondiente al año 3, asignado a la generación, calculada de acuerdo al Numeral 7.0 del Anexo Nº 7 del Contrato.

LA(2) Liquidación anual de la RAG correspondiente al año 2, calculada de acuerdo al Numeral 7.0 del Anexo Nº 7 del Contrato.

A partir de la RAG2(3) se determinaran el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión y el Peaje Unitario del Sistema Secundario de Transmisión, considerando la máxima demanda anual y las proyecciones de energía de los próximos quince años respectivamente, del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

4.2 Aspectos Complementarios Previo a la determinación de las tarifas asignables a los consumidores, es necesario fijar las compensaciones atribuibles a los titulares de generación, y en este sentido, se debe mencionar lo siguiente:

• En el presente proceso tarifario se ha tenido por conveniente actualizar las compensaciones por las instalaciones secundarias de REP, considerando la modificación que en los costos medios de dichas instalaciones ocasionan las modificaciones establecidas mediante D.S. Nº 193-2003-EF, del 31 de diciembre de 2003, en las tasas de derechos Ad Valorem CIF de diversas subpartidas nacionales.

• Se ha tenido por conveniente realizar una revisión de los costos asociados a las instalaciones reguladas por la Resolución 001-96 P/CTE, habida cuenta que mediante comunicación P-087-2003, la empresa Duke Energy International EGENOR S. en C. por A. (en adelante “EGENOR”) remitió al OSINERG información sobre costos recientes para dichas instalaciones de la Subestación Chimbote 1, y como consecuencia, también se ha actualizado la compensación fijada, en la Resolución 1443-2002-OS/CD, para la celda 138 kV del Autotransformador 2, en la subestación Chimbote 1.

• Se ha revisado las compensaciones por la línea Aricota –Toquepala, en razón de las observaciones y sugerencias alcanzadas por la empresa EGESUR.

• Con respecto de aquellas instalaciones cuyas compensaciones han sido resultado de un acuerdo de partes, no se ha efectuado modificación alguna por efecto de las nuevas tasas Ad Valorem, debido a que se tratan de acuerdos privados.



5. Liquidación de la RAG

5.1 Actualización de la RAG Año 3 Conforme a lo dispuesto en el numeral 6 del Anexo N° 7 del Contrato, el OSINERG debe reajustar anualmente la RAG sobre la base de la variación en el índice Finished Goods Less Food and Energy (serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento de Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos de América. Para tal fin, se utilizará el último dato definitivo de la serie indicada, disponible en la fecha que corresponda efectuar la regulación de las tarifas de transmisión según las leyes aplicables.

En este sentido, en el presente informe se utilizará el valor del índice de 151,2, correspondiente al mes de octubre de 2003, toda vez que éste, es el último valor que a la fecha figura publicado con carácter definitivo (Ver Anexo C). Este valor implica un ajuste de la RAG de 151,2/150,3 = 1,0060; en consecuencia, se tiene que el valor actualizado de la RAG para el período mayo 2004 a abril 2005 es:

RAG(3) = US$ 58 638 000 × 1,0060 = US$ 58 989 126

5.2 Liquidación de la RAG año 2 Conforme a lo dispuesto en el numeral 7 del Anexo N° 7 del Contrato, el OSINERG antes del 30 de abril del año “n” debe efectuar un cálculo de liquidación anual con el objeto de garantizar la equivalencia de los montos mensuales que corresponde facturar y la RAG(n). Así, para el cálculo de la liquidación el referido Anexo establece la siguiente fórmula:

11

1

121

12

1

12

−+=

+= ∑=

−

/)(

-RAG(2) L(2)

ii

)i(MM

m

j

jmj

Donde: L(2) : Liquidación correspondiente al año 2.



MMj : Monto mensual del mes j definido como la suma correspondiente de las facturaciones por compensaciones y peajes, las cuales se expresan en dólares americanos con un tipo de cambio igual al determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú (Cotización de oferta y Demanda – Tipo de cambio promedio ponderado) o el que lo reemplace, tomando el valor correspondiente al último día hábil antes del 15 del mes siguiente al mes en que se prestó el servicio y publicado en el Diario Oficial el Peruano.

i : Tasa de actualización a que se refiere el Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas, actualmente igual a 12%.

Sin embargo, durante el periodo de liquidación comprendido entre marzo 2003 y febrero de 2004, estuvieron vigentes dos valores de RAG:

- Para marzo 2003 y abril 2003 estuvo vigente la RAG correspondiente al año 1, RAG(1) igual a US$ 58 638 000, y,

- Para mayo 2003 a febrero 2004 estuvo vigente la RAG correspondiente al año 2, RAG(2) igual a US$ 58 141 988.

Desagregando la expresión anterior para tomar en cuenta los valores de RAG vigentes en el periodo en mención, se tiene la siguiente expresión:

( ) ( )∑∑=

=

−=

=

− +++=21j

3j

122j

1j

12 1-mRAG(2)1-mRAG(1) L(2) jmj

jmj )i(MM)i(MM

Donde:

mRAG(1): mensualidad de la RAG(1), calculada con la tasa im igual a US$ 4 636 698,67

mRAG(2): mensualidad de la RAG(2), calculada con la tasa im igual a US$ 4 597 477,37

j : 1 (igual a marzo 2003) a 12 (igual a febrero 2004)

De la aplicación de la fórmula anterior se obtuvo que lo efectivamente recaudado excedió la RAG del año 2, de modo que L(2) = US$ -1 053 855, según se detalla en el Anexo D.

Finalmente, el valor de la liquidación L(2) se multiplicó por el factor (1+i) y se dedujo del valor de la RAG determinada en 5.1, obteniéndose que la RAG para el año 3 es de US$ 57 808 808, según se muestra a continuación:

RAG(3) = 58 989 126 – (1,12 × -1 053 855) = 57 808 808



6. Compensaciones por el uso del SST de REP

6.1 Compensaciones por las Instalaciones reguladas mediante Resolución 001-96 P/CTE

6.1.1 Compensaciones Subestación Chimbote 1 Mediante comunicación P-087-2003, EGENOR remitió al OSINERG información sobre costos recientes para las instalaciones de la Subestación Chimbote 1, la cual involucra las siguientes instalaciones de REP (en adelante referidas como “Las Instalaciones”), comprendidas en la Resolución 001-96 P/CTE y compensadas por EGENOR:

- Celda 138 kV L-103 a Cañón del Pato (SS.EE. Chimbote 1)



- Transformación 220/138/13,8 kV - Autotransformador y celdas en 220 y 138 kV (SS.EE. Chimbote 1)

A partir de la información remitida por EGENOR, la empresa indica que la valorización de Las Instalaciones, a costos actuales, asciende a un total de US$ 13 286 410 (Ver Detalle en el Anexo A), en este sentido, señala que el valor que actualmente ésta remunera como compensación, por las instalaciones de REP en dicha subestación, estaría superando en un 22% los costos obtenidos de una valorización con costos vigentes. En el Cuadro N° 6-1 se muestra la comparación efectuada por la empresa.



Cuadro N° 6-1 Valorización de Costos Remitida por EGENOR

Descripción Compensación

Actualizada1 (Res 01-96/CTE) US$

Información de EGENOR

US$ Autotransformador 220/138/13,8 kV 23 015 15 834 Celda 138 kV L-103 a Cañón del Pato 8 572 7 431 Celda 138 kV L-104 a Cañón del Pato 8 572 7 431 Celda 138 kV L-105 a Cañón del Pato 8 572 7 431 Total 48 732 38 128 Fuente: EGENOR. T.C. 3,53 (EGENOR) 1 Resultado de aplicar las fórmulas TCi/2,17, donde TCi=3,5

El OSINERG procedió a analizar la información remitida por EGENOR, debiendo señalar que la comparación realizada por la empresa es errada por cuanto, el valor de US$ 15 834, correspondiente a la información que aporta EGENOR, se ha obtenido de un cálculo que no incluye las celdas en 220 kV y 138 kV del auto transformador (tal como se puede apreciar en el Anexo A).

Sin embargo, en vista de la información reciente, y teniendo en cuenta el análisis de las observaciones planteadas por EGENOR al Proyecto de Resolución de Tarifas y Compensaciones de SST (Anexo E), el OSINERG procedió a realizar una nueva valorización de la SE Chimbote 1 sobre la base de instalaciones adaptadas y costos eficientes, habiendo determinado que el costo de inversión de dicha subestación asciende a US$ 11 202 177 (Ver detalle en el Anexo B); a partir de dicho valor, y considerando el costo de operación y mantenimiento total (COyM) determinado en la fijación de Tarifas del Sistema Principal de Transmisión equivalente al 2,99% de la inversión, se han determinado las compensaciones que se muestra en el Cuadro N° 6-2.

Las compensaciones resultantes implican una disminución de 6,4% con respecto de las compensaciones vigentes debidamente actualizadas, según se muestra en el Cuadro N° 6-3.

Cuadro N° 6-2 Compensaciones Mensuales en SE Chimbote 1

Instalaciones Pertenecientes a REP Costo Básico

US$

Costo de Inversión

CI US$

Anualidad del CI

aCI US$

COyM Anual US$

Costo Anual aCI + COyM

US$

Costo mensual

US$

Compensación Mensual

S/.

Celda 138 kV L-103 a Cañón del Pato 305 579 499 686 62 033 14 941 76 974 6 087 21 066 Celda 138 kV L-104 a Cañón del Pato 305 579 499 686 62 033 14 941 76 974 6 087 21 066 Celda 138 kV L-105 a Cañón del Pato 305 579 499 686 62 033 14 941 76 974 6 087 21 066 Transformación 220/138/13,8 kV - 2 247 482 279 011 67 200 346 210 27 376 94 748

Total 157 946



Cuadro N° 6-3 Comparación de Compensaciones Mensuales en SE Chimbote 1


Actualizada1 (Res 01-96/CTE) S/.

Costos Eficientes S/.

Autotransformador 220/138/13,8 kV 79 656 94 748 Celda 138 kV L-103 a Cañón del Pato 29 669 21 066 Celda 138 kV L-104 a Cañón del Pato 29 669 21 066 Celda 138 kV L-105 a Cañón del Pato 29 669 21 066 Total 168 663 157 946

1 monto actualizado a abril de 2004 con un T.C. 3,461 S/./US$ y un IPM 161,963973

6.1.2 Compensación por Celda en 220kV de la Línea Carhuaquero-Chiclayo Oeste en S.E. Chiclayo Oeste

Dado que la Resolución 001-96 P/CTE, incluye también la celda 220 kV de la línea Carhuaquero-Chiclayo Oeste (L-240), ubicada en la S.E. Chiclayo Oeste, se procedió a actualizar la compensación aplicable a esta celda sobre la base de una valorización de costos eficientes (ver Anexo B), mediante la cual se ha determinado que la compensación mensual asciende a S/. 32 764 mensuales, según se detalla en el Cuadro N° 6-4.

Cuadro N° 6-4 Compensaciones Mensuales en SE Chiclayo Oeste

Instalaciones Pertenecientes a REP Costo Básico

US$

Costo de Inversión

CI US$

Anualidad del CI

aCI US$

COyM Anual US$


US$

Costo mensual

US$


S/.

Celda 220 kV L-240 a Carhuaquero 341 843 777 188 96 483 23 238 119 721 9 467 32 764

6.1.3 Compensación por Celda Transformador 220/138/13,8 en SE Chimbote, perteneciente a REP

Conforme se detalla en el numeral 6.1.1, se ha realizado una revisión de costos de la Subestación Chimbote 1, donde también se encuentran ubicadas las instalaciones, pertenecientes a REP, que fueron materia de regulación mediante Resolución OSINERG Nº 1443-2002-OS/CD. En ese sentido, se ha procedido a actualizar las compensaciones por dichas instalaciones, sobre la base de la valorización de costos eficientes de la subestación Chimbote 1, presentada en el Anexo A, mediante la cual se ha determinado que la compensación mensual por la celda 138 kV del Autotransformador 2, asciende a S/. 17 333 mensuales, según se detalla en el Cuadro N° 6-5.



Cuadro N° 6-5 Compensaciones Mensuales Celda 138kV de Transformador 2 en Subestación

Chimbote 1

Instalaciones Pertenecientes a REP

Costo Básico US$

Costo de Inversión

CI US$

Anualidad del CI aCI US$

COyM Anual US$


US$

Costo mensual

US$


S/.

Celda 138 kV Transformador N° 2 (*) 259 014 411 138 51 040 12 293 63 333 5 008 17 333

(*) Estos costos no incluyen el pararrayos y el transformador de tensión capacitivo de propiedad de DEI EGENOR

6.1.4 Fórmula de Actualización En vista de la modificación realizada sobre los cargos anteriormente establecidos por las Resoluciones 001-96 P/CTE y OSINERG 1443-2002-OS/CD se debe también modificar las fórmulas de actualización correspondientes, tomando en consideración la nueva composición de moneda nacional y moneda extranjera de los costos de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones. Por tanto, las relaciones que deberán aplicarse a las compensaciones por la Celda en 220kV de la Línea Carhuaquero-Chiclayo Oeste en S.E. Chiclayo Oeste, el transformador y sus celdas, las celdas de las líneas L-103/104/105 en la S.E. Chimbote 1, y la celda 138 kV del autotransformador 2 en Chimbote 1 son las siguientes:

CM = CM0 * FACM

FACM = a * FTC + b*FPM

FTC = TC/TC0

FPM = IPM/IPM0

FACM : Factor de Actualización del Peaje Secundario.

CM0 : Valor Publicado en la resolución que fija las Compensaciones, en Nuevos Soles.

CM0 : Valor actualizado de la compensación, 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 : Tipo de Cambio inicial igual a 3,461 S/. /US$.



IPM : Índice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

IPM0 : Índice de precios al por mayor inicial igual a 161,963973.

a : 0,6939

b : 0,3061

6.2 Compensación por la SST Aricota - Toquepala

Con fecha 22 de marzo de 2004 la empresa EGESUR presentó al OSINERG sus opiniones y sugerencias a los proyectos de resolución de Tarifas y Compensaciones del SST., en lo referido a la compensación por el SST Aricota -Toquepala. El análisis de las mismas se encuentra integrado en el Anexo F del presente informe.

Luego del análisis realizado, se concluye que dichas instalaciones son bienes de uso exclusivo de la generación, por lo tanto corresponde asignar la responsabilidad de pago, a la titular de las centrales hidroeléctricas Aricota I y Aricota II, es decir la empresa EGESUR. Así mismo, se ha determinado que el SEA para este SST corresponde a un nivel de tensión de 60kV.

En consecuencia, el cargo por dichas instalaciones asciende a S/. 78 121 mensuales, como se muestra en el Cuadro Nº 6-6

Cuadro N° 6-6 Compensaciones Mensuales por SST Aricota - Toquepala

Instalaciones Pertenecientes a REP

Costo de Inversión

CI US$

Anualidad del CI

aCI US$

COyM Anual US$


US$

Costo mensual

US$


S/.

SST Toquepala – Aricota 1 853 064 230 046 55 407 285 453 22 572 78 121

6.2.1 Fórmula de Actualización Las compensaciones por el uso del SST Aricota – Toquepala, contenidas en el Cuadro Nº 6-6 deberán actualizarse en forma mensual, para tal efecto se deberá emplear la siguiente fórmula de actualización.

CM = CM0 * FACM

FACM = a * FTC + b*FPM

FTC = TC/TC0

FPM = IPM/IPM0



FACM : Factor de Actualización del Peaje Secundario.

CM0 : Valor Publicado en la resolución que fija las Compensaciones, en Nuevos Soles.

CM0 : Valor actualizado de la compensación, 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 3,461 S/. /US$.

IPM : Índice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

IPM0 : Índice de precios al por mayor inicial igual a 161,963973.

a : 0,5087

b : 0,4913

6.3 Compensaciones por Otras instalaciones de Generación

Durante el presente proceso regulatorio se ha considerado conveniente determinar las compensaciones de las instalaciones de generación comprendidas en la RAG1 a partir de la aplicación de las fórmulas de actualización consignadas en las resoluciones del OSINERG que regulan dichas instalaciones; con excepción de las contenidas en los numerales 6.1y 6.2 anteriores.

Asimismo, previamente a la aplicación de dichas fórmulas se han recalculado las compensaciones considerando las nuevas tasas de derecho Ad Valorem CIF establecidas por el Decreto Supremo Nº 193-2003-EF; el cual modifica las tasas de un conjunto de partidas arancelarias nacionales, dentro de las cuales se incluyen los siguientes equipos empleados en las instalaciones de transmisión eléctrica:

Cuadro N° 6-7 Tasas Ad Valorem CIF D.S. Nº 193-2003-EF

Equipo Tasa Ad Valorem CIF Interruptores 4% Seccionadores 4% Pararrayos 4%



Los procedimientos seguidos para la actualización de las compensaciones, están en función del tipo de instalación. Las instalaciones se clasifican en tres tipos:

• Instalaciones cuya fórmula de actualización incluye indicadores de tasa Ad Valorem.

• Instalaciones cuya fórmula de actualización no incluye indicadores de tasa arancelaria y han sido reguladas por el OSINERG.

• Instalaciones cuya fórmula de actualización no incluye indicadores de tasa arancelaria y no han sido reguladas por el OSINERG.

6.3.1 Determinación de Tasas Aplicables y Valorizaciones

6.3.1.1 Instalaciones cuya fórmula de actualización incluye indicadores de tasa Ad Valorem.

Las instalaciones comprendidas dentro de este grupo son las siguientes:

• Sistema de Transmisión Mantaro –Lima

• L.T. Quencoro - Combapata - Tintaya (L-1005)

• L.T. Azángaro - Juliaca (L-1006/2)

• L.T. Juliaca - Puno (L-1012)

• Celda de Llegada L-2001 (L.T. Huinco - Santa Rosa)

• Celda de Llegada L-2002 (L.T. Huinco - Santa Rosa)

• Celda de Conexión Grupo Generador UTI

En este caso, para la actualización de la compensación por estas instalaciones se ha procedido a determinar una nueva Tasa Ad Valorem ponderada de acuerdo al procedimiento establecido en la Resolución OSINERG Nº 1448-2002-OS/CD, la cual se aplicó a la formula de actualización correspondiente.

Las nuevas tasas arancelarias ponderadas son las mostradas en el Cuadro N° 6-8.

Cuadro N° 6-8 Nuevas Tasas Ad Valorem CIF Ponderadas de

Instalaciones con Fórmula Polinómica Resolución Tasa Ad Valorem CIF

Sistema de Transmisión Mantaro -Lima 9,37% L.T. Quencoro - Combapata - Tintaya (L-1005) 9,72% Celda de Llegada L-2001 (L.T. Huinco - Santa Rosa) Celda de Llegada L-2002 (L.T. Huinco - Santa Rosa) Celda de Conexión Grupo Generador UTI

9,37%



Resolución Tasa Ad Valorem CIF L.T. Azángaro - Juliaca (L-1006/2) L.T. Juliaca - Puno (L-1012) 9,72%

Como resultado se obtuvieron los valores de compensaciones, como se indican en el Cuadro Nº 6-10

6.3.1.2 Instalaciones cuya fórmula de actualización no incluye indicadores de tasa arancelaria y han sido reguladas por el OSINERG.


• Celda L.T. 703 en SS.EE. Paragsha II

En este caso se ha procedido a modificar los costos por concepto de tasa Ad Valoren CIF en las valorizaciones que sirvieron de base para las regulaciones correspondientes a cada instalación, obteniéndose los resultados que se muestran en el Cuadro N° 6-9.

Cuadro N° 6-9 Nueva Valorización debido a Variación de la Tasa Ad Valorem

Instalación Vigente S/./mes

Compensación Nueva S/./mes Variación

Celda L.T. 703 en SS.EE. Paragsha II 20 768 20 015 -3,6%

6.3.1.3 Instalaciones cuya fórmula de actualización no incluye indicadores de tasa arancelaria y no han sido reguladas por el OSINERG.


• Celda 138 kV L-101 a Paramonga Existente en SS.EE. Paramonga Nueva.

• Transformación 220/138/66 kV en SS.EE. Paramonga Nueva.

• Celda 60 kV L-656 a Gallito Ciego en SS.EE. Guadalupe.

En este caso, no se ha efectuado modificación alguna por efecto de las nuevas tasas Ad Valorem, debido a que se tratan de acuerdos privados.

6.3.2 Determinación de Compensaciones A partir de los valores determinados en el numeral 6.2.1 y las fórmulas de actualización contenidas en las resoluciones citadas en el Cuadro Nº 4-1. Las compensaciones actualizadas y aplicables a partir de la presente regulación se listan en el Cuadro N° 6-10.



Cuadro N° 6-10 Compensaciones Regulación SST 2004

DESCRIPCION ELEMENTO Compensación

Cargos por Compensación Mensual Mensual S/. / mes

Celda 138 kV de línea L-1002 a CC.HH. Machupicchu 13 780 Mantaro - Pachachaca (L201-L202) 1 261 438 Mantaro - Huancavelica (L203-L204) 420 118 Huancavelica - Independencia (L203-L231) 1 293 050

Pachachaca - San Juan (L205-L206) 818 102 Mantaro - Pachachaca (L218-L219) 1 144 306 Mantaro - Huayucachi (L220) 326 974 Huayucachi - Zapallal (L221) 1 016 649 Pachachaca – Purunhuasi (L222-L223) 601 042 Celda en Purunhuasi (L716) 45 681 Independencia - San Juan (L207) 793 616 Independencia - San Juan (L208) 798 968

Sistema Secundario Mantaro Lima

Celdas en Chavarría (L2008-2015) 55 113 L.T. 138kV Quencoro – Tintaya (L-1005) y celdas de línea en las subestaciones Quencoro y Tintaya 499 664

L.T. 138kV Azángaro - Juliaca (L-1011) 232 931 Sistema Secundario Azángaro - Juliaca - Puno L.T. 138kV Juliaca - Puno (L-1012) 156 203

Celda de Llegada L-2001 (L.T. Huinco - Santa Rosa) 27 338

Celda de Llegada L-2002 (L.T. Huinco - Santa Rosa) 27 338 Sistema Secundario en subestación

Santa Rosa Celda de Conexión Grupo Generador UTI 18 756

Celda de LT 703 Carhuamayo-Paragsha en SE Paragsha 20 015

Así mismo de las fórmulas de actualización contenidas en los contratos citados en el Cuadro Nº 4-1, las compensaciones actualizadas son las siguientes:

Cuadro N° 6-11 Valores Actualizados de Compensaciones contenidos en Contratos Privados

Equipamiento de Generación (Contrato CAHUA - REP) - S/ / mes 81 179 Equipamiento de Generación (Contrato CNP ENERGIA - REP) - S/. año 122 912



6.3.3 Fórmulas de Actualización

Las compensaciones por las instalaciones siguientes:

• Sistema de Transmisión Mantaro –Lima

• L.T. 138kV Quencoro – Tintaya (L-1005) y celdas de línea en las subestaciones Quencoro y Tintaya

• Sistema Secundario Azángaro - Juliaca - Puno L.T. Azángaro - Juliaca (L-1006/2)

• Sistema Secundario en subestación Santa Rosa

Serán actualizadas mensualmente empleando las siguientes relaciones:

CM1 = CM0 * FACM

FACM = a * FTC*FTA + b*FPM

FTA = (1+TA)/(1+TA0)

FACM: Factor de Actualización de la Compensación Mensual.

CM0: Compensación Mensual mostrada en el Cuadro Nº 6-8 en Nuevos Soles S/.

CM1: Compensación Mensual actualizada, en Nuevos Soles S/.

FTA: Factor por variación de la Tasa Arancelaria

TA: Tasa arancelaria vigente para la importación del equipo electromecánico de transmisión

TA0: Tasa arancelaria inicial conforme el Cuadro Nº 6-12

Los factores FTC y FPM son los definidos en el numeral 6.1.4.

Cuadro N° 6-12 Compensaciones a b TA0

SST Mantaro Lima 0,5493 0,4507 9,37% SST Subestación Santa Rosa 0,5493 0,4507 9,37% L,T, 138kV Quencoro - Tintaya 0,5493 0,4507 9,72% SST Azángaro - Juliaca - Puno 0,5493 0,4507 9,72%

Las compensaciones por las instalaciones siguientes:

• SST Generación / Demanda REP

• SST Subestación Quencoro REP

• SST Subestación Paragsha REP



Serán actualizadas mensualmente empleando las siguientes relaciones:

Se define:

CM1 = CM0 * FACM (14)

FACM = a * FTC + b * FPM (15)

Donde:

CM0 = Compensaciones mensuales mostrada en el Cuadro Nº 6-10 en Nuevos Soles S/.

CM1 = Compensaciones mensuales actualizadas y expresadas en Nuevos Soles / mes.

FACM = Factor de Actualización de las compensaciones mensuales

Cuadro N° 6-13 Compensaciones a b

SST Generación / Demanda REP 0,5407 0,4593 SST Subestación Quencoro REP 1.0000 0,0000 SST Subestación Paragsha REP 0,6485 0,3515

Los factores FTC y FPM son los definidos en el numeral 1.1.

6.4 Sistema Secundario de Transmisión de Generación/Demanda

El SST G/D forma parte de los casos excepcionales a que se refiere el artículo 139° del RLCE y corresponde a instalaciones que no sirven de forma exclusiva a los generadores ó a los consumidores, sino que son utilizadas por ambos para acceder al Sistema Principal de Transmisión, no siendo posible determinar al mismo tiempo las responsabilidades por el uso que hacen de ellas los generadores y consumidores. Tal es el caso de las instalaciones que se muestran en el Cuadro N° 6-14, y por ello, tal como se estableció durante la Regulación de Mayo de 2001, en aplicación del penúltimo párrafo del Artículo 139° del RLCE las compensaciones se deben efectuar sobre la base de los beneficios económicos que cada instalación proporciona a los usuarios de la red (generadores y consumidores), haciendo uso del Método de los Beneficiarios.

El Método de los Beneficiarios asigna el Costo de la Transmisión sobre la base del beneficio marginal que cada instalación de la red proporciona a sus usuarios (generadores y consumidores). Entendiéndose por beneficios la mejora que en términos económicos experimenta un agente por el hecho de disponer de una



determinada instalación. Este beneficio es medido como la diferencia de los beneficios obtenidos para los escenarios con y sin la instalación13.

Cuadro N° 6-14 SST DE GENERACIÓN / DEMANDA

El Costo Medio Anual de cada instalación es distribuido así, entre los generadores y consumidores que se benefician económicamente por la existencia de dicha instalación; siendo los cargos por compensación asignados en proporción al beneficio neto que percibe cada agente. Los cargos por compensación asignados a cada generador se deben pagar en doce cuotas iguales.

6.4.1 Metodología para incorporar las variaciones introducidas por el DS Nº 193-2003-EF

Se ha tenido por conveniente actualizar el estudio realizado en la regulación del año 2003 en lo que respecta a las tasas ad Valorem CIF, considerándose las modificaciones establecidas mediante D.S. Nº 193-2003-EF, del 31 de diciembre de 2003, en las tasa de diversas subpartidas nacionales.

De la aplicación de dicho dispositivo se modificaron los costos de inversión de las celdas de las líneas integrantes del SST G/D según se muestra a continuación en el Cuadro N° 6-15.

13 Beneficio Neto de los Generadores: en el caso de los generadores, los beneficios se calculan como la diferencia entre los márgenes de ingresos netos en dos situaciones que difieren entre sí por la existencia o no de una determinada línea. Beneficio Neto de los Consumidores: los beneficios netos de los consumidores se calculan como la diferencia de la facturación por la energía que consumen al costo marginal de barra, en dos situaciones que difieren entre sí por la existencia o no de una determinada línea.



Cuadro N° 6-15 FIJACIÓN TARIFARIA 2004

ACTUALIZACIÓN DE COSTOS DE CELDAS DESCRIPCIÓN AJUSTADO 2003 VARIACION

ELEMENTO Celda Salida Celda Llegada Celda Salida Celda Llegada Celda Salida Celda LlegadaUS$ US$ US$ US$ % %

ELEMENTOS DE TRANSMISIONL.T. Tintaya - Callalli (L - 1008/1) 773 796 842 101 794 313 861 046 -2.6% -2.2%L.T. Callalli - Santuario (L - 1008/2) 842 101 748 655 861 046 775 967 -2.2% -3.5%L.T. Santuario - Socabaya (L - 1011, L-1012) 1 497 309 1 077 479 1 551 935 1 125 024 -3.5% -4.2%L.T. Socabaya - Cerro Verde (L - 1013) 538 739 884 196 562 512 912 813 -4.2% -3.1%L.T. Chiclayo - Piura (L-238) 777 188 628 642 811 050 659 486 -4.2% -4.7%L.T. Chimbote - Trujillo (L-232, L-233) 1 395 445 1 515 241 1 469 876 1 577 359 -5.1% -3.9%L.T. Zapallal - Ventanilla (L-242, L-243) 1 518 441 1 500 934 1 573 931 1 558 750 -3.5% -3.7%L.T. Ventanilla - Chavarría (L-244, L-245, L-246) 2 251 401 1 779 503 2 338 126 1 888 891 -3.7% -5.8%L.T. Santa Rosa - San Juan (L-2010, L-2011) 1 209 493 1 196 629 1 247 174 1 270 618 -3.0% -5.8%

6.4.2 Propuesta de Tarifas

6.4.2.1 Costo Medio Anual Para la determinación del costo medio anual, se anualizó los costos determinados (Cuadro N° 6.16) considerando una vida útil de treinta años y una tasa de descuento del 12%. A esta anualidad se adicionaron los costos de operación y mantenimiento, los cuales, en vista de que no dependen de los aranceles, sino de las instalaciones del Sistema Económicamente Adaptado, se han mantenido iguales a los valores estimados en el año 2003. Los costos medios resultantes se muestran en Cuadro N° 6-16.

Cuadro N° 6-16 FIJACIÓN TARIFARIA 2003

COSTO MEDIO DE LAS INSTALACIONES DEL SST G/D

DESCRIPCIÓN CMI ACMI COyM CM ANUALELEMENTO US$ US$ US$ US$

INSTALACIONES DE TRANSMISION DEL SST G/DL.T. Chiclayo - Piura (L-238) 17 713 410 2 199 007 567 807 2 766 815L.T. Chimbote - Trujillo (L-232, L-233) 29 195 583 3 624 447 937 144 4 561 591L.T. Zapallal - Ventanilla (L-242, L-243) 5 101 752 633 350 172 094 805 444L.T. Ventanilla - Chavarría (L-244, L-245, L-246) 6 658 374 826 595 224 893 1 051 488L.T. Santa Rosa - San Juan (L-2010, L-2011) 5 696 150 707 141 191 873 899 014L.T. Tintaya - Santuario (L - 1008) 13 716 864 1 702 862 383 314 2 086 175L.T. Santuario - Socabaya (L - 1011, L-1012) 4 352 820 540 375 126 264 666 639L.T. Socabaya - Cerro Verde (L - 1013) 1 922 125 238 620 56 007 294 627CMI = Costo Medio de la Inversión TOTAL 13 131 793ACMI = Anualidad del Costo Medio de la InversiónCOyM = Costo de Operación y mantenimientoCM ANUAL = ACMI + COyM

6.4.2.2 Aplicación del Método de los Beneficiarios En el Cuadro N° 6-17, el Cuadro N° 6-18 y el Cuadro N° 6-19 siguientes, se muestra la participación resultante de las empresas de generación así como del total de los consumidores, producto de la aplicación del método de los beneficiarios en cada una de las instalaciones que constituyen el SST G/D. Dicho método ha sido aplicado utilizando los resultados del modelo PERSEO. Para este fin se han empleado los datos y premisas de la Fijación de Tarifas en Barra de Potencia y Energía de Mayo de 2004.



El Cuadro N° 6-17 corresponde a la participación de las empresas de generación en los costos de las instalaciones de REP que antes pertenecieran a la empresa de transmisión ETECEN. De forma similar, el Cuadro N° 6-18 muestra la participación de las empresas de generación en las instalaciones antes propiedad de ETESUR. Finalmente, el Cuadro N° 6-19 muestra un resumen total de las participaciones de cada una de las empresas de generación y de la demanda; observándose que se obtiene una participación sobre el Costo Medio anual del SST G/D de 50,2% para los generadores y 49,8% para la demanda.

Cuadro N° 6-17 Participación de las Empresas de Generación y de la

Demanda en el Costo Medio anual de las Instalaciones de REP (ex – ETECEN)



Cuadro N° 6-18 PARTICIPACIÓN DE LAS EMPRESAS DE GENERACIÓN Y DE LA

DEMANDA EN EL COSTO MEDIO ANUAL DE LAS INSTALACIONES DE REP (EX – ETESUR)

Cuadro N° 6-19 PARTICIPACIÓN DE LAS EMPRESAS DE GENERACIÓN Y DE LA

DEMANDA EN EL COSTO MEDIO ANUAL DEL TOTAL DE INSTALACIONES DEL SST G/D



6.4.3 Compensaciones Mensuales La compensaciones mensuales, mostrados en el Cuadro N° 6-20, que deberán pagar los titulares de las centrales de generación del Sistema Interconectado Nacional han sido calculadas sobre la base de la participación en el Costo Medio Anual.

Cuadro N° 6-20

6.4.4 Fórmula de Actualización En vista de la modificación realizada de la composición de los costos de inversión, se debe también modificar la fórmula de actualización correspondiente tomando en consideración la nueva composición de moneda nacional y moneda extranjera. Por tanto, las relaciones que deberán aplicarse a las compensaciones por el SST de Generación/Demanda de propiedad de REP son las siguientes:

CM1 = CM0 * FACM FACM = a * FTC + b*FPM FTC = TC/TC0 FPM = IPM/IPM0

FACM : Factor de Actualización de la Compensación Mensual.

CM0: Compensación Mensual inicial, contendida en el Cuadro Nº 20, en Nuevos Soles S/.

CM1: Compensación Mensual actualizada, en Nuevos Soles S/.

FTC: Factor por variación del tipo de cambio.



FMP: 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 3,461S/. /US$.

IPM: Índice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

IPM0: Índice de precios al por mayor inicial igual a 161,963973

a : 0,5407

b : 0,4593

6.5 Aplicación de las Fórmulas de Actualización Las fórmulas de actualización contendidas en los numerales 6.1.4, 6.2.1, 6.3.3 y 6.4.4 se aplicaran en forma mensual para lo cual, los factores de actualización tarifaria serán redondeados a cuatro dígitos decimales y los valores actualizados de precios deberán ser redondeados a dos decimales antes de su utilización.



7. Peaje por Transmisión Principal y Secundario

El Anexo N° 7 del Contrato establece que el pago de los consumidores se realizará a través de dos conceptos, la RAGSPT y la RAGSST

14. La RAGSPT se asignara al SPT de REP y se remunerará a través de un cargo por peaje equivalente en potencia, en tanto, la RAGSST se remunerara a través de un cargo equivalente en energía. Se debe cumplir que:

RAG2 = RAGSST + RAGSPT

En este sentido, el peaje por transmisión secundaria equivalente en energía de REP (CPSEEREP) se determina como un cargo único aplicable al sistema interconectado y que remunera tanto a sus instalaciones de uso exclusivo de demanda, como de uso compartido por generación y demanda. Dicho peaje se determina mediante la siguiente formula:

CPSEEREP = CPSEERAG(3) = (RAGSST(3) – ITA(3))

kWh(3)

Donde:

ITA(3) : Ingreso tarifario del sistema secundario de transmisión de REP en el año 3.

KWh(3) : Consumo esperado en el año 3.

14 RAG: Remuneración Anual Garantizada a REP según se dispone en el contrato de concesión con el Estado Peruano. Dicha RAG se compone de la adición de las denominadas RAG1 y RAG2. La RAG1 se obtiene de la suma de las compensaciones por el uso del SST G/D que son asumidas por los generadores y de otros contratos de carácter privado entre los generadores y REP. La RAG2 (RAG menos RAG1) se compone de la RAG del SPT (RAGSPT) y la RAG del SST (RAGSST), calculándose el peaje unitario por el uso de los sistemas secundarios de REP sobre la base de la RAGSST y el peaje por su sistema principal sobre la base de la RAGSPT.



7.1 Pago de los Generadores - RAG1(3) El pago de la componente de la RAG asignado a los generadores correspondiente al tercer año, RAG1(3), que se debe considerar para determinar la componente de la RAG asignable a la demanda al tercer año, RAG2(3), se determinó llevando al final del Periodo (abril 2005), las compensaciones establecidas en las secciones anteriores, empleando la tasa de descuento definida en el Artículo 79º de la LCE. El valor resultante, se expresa en dólares de Estado Unidos de América, con el tipo de cambio vigente al 31 de marzo de 2004 (3,461 S/./US$).

El valor resultante estimado como pago de los titulares de generación, para el año 3, asciende a la suma de US$ 42 951 412, según se muestra en el Cuadro N° 7-1, y se descontará de la RAG(3) para determinar las tarifas aplicables a la demanda.

Cuadro N° 7-1 Determinación del Pago de los Generadores RAG1(3)15

Monto Mensual Valor a Abril 2005 Mes Soles Soles

Mayo-03 11 743 739 13 029 355 Junio-03 11 743 739 12 906 884 Julio-03 11 743 739 12 785 565 Agosto-03 11 743 739 12 665 386 Septiembre-03 11 743 739 12 546 336 Octubre-03 11 743 739 12 428 406 Noviembre-03 11 743 739 12 311 583 Diciembre-03 11 743 739 12 195 859 Enero-04 11 743 739 12 081 223 Febrero-04 11 743 739 11 967 665 Marzo-04 11 743 739 11 855 173 Abril-04 11 743 739 11 743 739 RAG1(3) (A) al mes de abril de 2005 S/. 148 517 175

RAG1(3) (B) al mes de abril de 2005 S/. 137 662

RAG1(3) Total al mes de abril de 2005 S/. 148 654 837

RAG1(3) Total al mes de abril de 2005 US$ 42 951 412

15 RAG1(3) (A) se refiere a las compensaciones cuyo pago se realiza de manera mensual. RAG1(3) (B) se refiere a las compensaciones cuyo pago se realiza de manera anual.



7.2 Pago de los Consumidores – RAG2(3)

7.2.1.1 Determinación de la RAG2(3) El pago de la componente de la RAG asignable a la demanda correspondiente al año 3, RAG2(3), se calculó con la siguiente expresión:

RAG2(3) = RAG(3) - RAG1(3)

Donde:

RAG2(3): Componente de la RAG correspondiente al año 3, asignado a la demanda.

RAG(3): Es la RAG actualizada al año 3 determinado en 5.2.

RAG1(3): Componente de la RAG correspondiente al año 3, asignado a la generación, calculado en 7.1.

Como resultado se determinó el monto asignable a los consumidores, RAG2(3), para el año 3 es igual a US$ 14 857 396.

Cuadro N° 7-2 Determinación del Pago de los Consumidores – RAG2(3)

Concepto US$ Remuneración Anual Garantizada (3) 57 808 808

Pago generadores RAG1 (3) 42 951 412 Pago consumidores RAG2 (3) 14 857 396

7.3 Determinación del Peaje de Conexión al SPT Como se señaló previamente, de acuerdo con el Contrato, la RAG2(3) debe pagarse mediante los siguientes rubros:

• RAGSPT(3): Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión correspondiente al Sistema Principal de Transmisión que deben ser pagados por los consumidores de acuerdo con las leyes aplicables al mismo.

• RAGSST(3): Ingreso Tarifario del Sistema Secundario de Transmisión y Peaje del Sistema Secundario de Transmisión que deben ser pagados por los consumidores a través de los cargos de transmisión secundaria.

Se ha considerado el Costo Anual del Sistema Principal de REP, determinado en la fijación de tarifas en Barra de Mayo 2004, ascendente a US$ 18 730 525, el cuál supera el valor de la RAG2(3), y por tanto corresponde establecer el monto de la RAGSPT(3) igual a US$ 14 857 396.



7.4 Determinación del CPSEEREP El CPSEEREP se determinó como el cociente de la RAGSST entre la demanda de energía proyectada para el año en curso. Para ello, se ha tomando en cuenta los mecanismos para la liquidación de la RAG expuestos en la sección 2.1, los cuales se desarrollan a continuación

7.4.1 Determinación de la RAGSST El pago de los consumidores finales correspondiente al tercer año, RAGSST(3), se obtiene de la aplicación de la siguiente expresión:

RAGSST(3) = RAG2(3) - RAGSPT(3)

Toda vez que los valores de RAG2(3) y RAGSPT(3) son iguales, la RAG para el Sistema Secundario de Transmisión correspondiente al Periodo entre el 01 de mayo de 2004 y el 30 de abril de 2005, RAGSST(3), es igual a cero.

El Cuadro N° 7-3 muestra el proceso seguido para determinar la RAGSST.

Cuadro N° 7-3 Detalle de la Remuneración Anual

Garantizada Valor US$

RAG para 2004 (de liquidación) 57 808 808 RAG1 (SST G/D + otros SST de generación) 42 951 412 RAG2 = RAG - RAG1 14 857 396 Costo Anual del SPT de REP 18 730 525 RAG SPT = min(RAG1, Costo Anual SPT) 14 857 396 RAG SST = RAG1 - RAG SPT 0

7.4.2 Determinación del CPSEEREP Dado que el RAGSST para el año 3 es igual a cero, el cargo por peaje secundario equivalente en energía aplicable a Red de Energía del Perú es igual a 0,0 ctms S/./kWh.



8. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado se puede concluir lo siguiente:

1. El monto de la Remuneración Anual Garantizada para el periodo Mayo 2004 a abril 2005 asciende a US$ 58 989 126.

2. Las compensaciones por las instalaciones comprendidas en Resolución 01-96-P/CTE y OSINERG Nº 1443-2002 – OS/CD pertenecientes a la subestación Chimbote 1, deben modificarse debido a la revisión de costos recientes y a la variación de las tasas arancelarias, a los siguientes valores.

Cuadro N° 8-1 Actualización de Compensaciones Mensuales de las Instalaciones

Comprendidas en la Resolución 001-96 P/CTE


Mensual S/.

Celda 220 kV L-240 a Carhuaquero 32 764 Autotransformador 220/138/13,8 kV 94 748 Celda 138 kV L-103 a Cañón del Pato 21 066 Celda 138 kV L-104 a Cañón del Pato 21 066 Celda 138 kV L-105 a Cañón del Pato 21 066 Total 190 710



Cuadro N° 8-2 Actualización de Compensación Mensual de las Instalaciones Comprendidas

en la Resolución OSINERG 1443-2002-OS/CD


Mensual S/.

Celda de Autotransformador 2, 220/138/13,8 kV 17 333

3. Las compensaciones por las instalaciones del SST Aricota – Toquepala deben modificarse debido a la revisión del SEA con costos recientes, al siguiente valor:

Cuadro N° 8-3 Actualización de Compensación Mensual de las Instalaciones del SST Aricota

Toquepala

Descripción Compensación Mensual S/.

SST Aricota - Toquepala 78 121

4. Las compensaciones por las demás instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión de Red de Energía del Perú, asignado a la generación deben fijarse según el cuadro siguiente.

Cuadro N° 8-4 Compensaciones por el SST de Generación



Celda 138 kV de línea L-1002 a CC.HH. Machupicchu 13 780 Mantaro - Pachachaca (L201-L202) 1 261 438 Mantaro - Huancavelica (L203-L204) 420 118 Huancavelica - Independencia (L203-L231) 1 293 050

Pachachaca - San Juan (L205-L206) 818 102 Mantaro - Pachachaca (L218-L219) 1 144 306 Mantaro - Huayucachi (L220) 326 974 Huayucachi - Zapallal (L221) 1 016 649 Pachachaca – Purunhuasi (L222-L223) 601 042 Celda en Purunhuasi (L716) 45 681 Independencia - San Juan (L207) 793 616 Independencia - San Juan (L208) 798 968

Sistema Secundario Mantaro Lima

Celdas en Chavarría (L2008-2015) 55 113 L.T. 138kV Quencoro – Tintaya (L-1005) y celdas de línea en las subestaciones Quencoro y Tintaya 499 664





L.T. 138kV Azángaro - Juliaca (L-1011) 232 931 Sistema Secundario Azángaro - Juliaca - Puno L.T. 138kV Juliaca - Puno (L-1012) 156 203

Celda de Llegada L-2001 (L.T. Huinco - Santa Rosa) 27 338

Celda de Llegada L-2002 (L.T. Huinco - Santa Rosa) 27 338 Sistema Secundario en subestación

Santa Rosa Celda de Conexión Grupo Generador UTI 18 756

Celda de LT 703 Carhuamayo-Paragsha en SE Paragsha 20 015

5. Las compensaciones por las instalaciones de generación/demanda deben fijarse según el cuadro siguiente.

Cuadro N° 8-5

6. El monto de la RAGSPT correspondiente al período Mayo 2004 a Abril de 2005 asciende a US$ 14 857 396.

7. El Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía correspondiente a Red de Energía del Perú deberá establecerse en 0,0 ctm S/./kWh.

8. La actualización de las compensaciones por las instalaciones comprendidas en los cuadros Nº 8.1 y 8-2, 8-3, 8.4 y 8.5 deberán actualizarse de acuerdo a lo indicado en los numerales 6.1.4, 6.2.1 y 6.3.3 y 6.4.4 respectivamente.



Anexo A Información de Costos Remitida por EGENOR



Fuente: EGENOR

Fuente: EGENOR



Fuente: EGENOR



Anexo B Valorización con Costos Eficientes de SE Chimbote 1 y Chiclayo Oeste



SUB-ESTACIÓN CHIMBOTE 1 220/138/13,8 kVCOSTOS EFICIENTES DE INVERSIÓN EN US$

SISTEMA: CHIMBOTESUBESTACIÓN: CHIMBOTE 1

Estructura de Costos

Código Descripción Tensión kV Código Básico Comunes Auxiliares Acoplamiento

L-215 Celda de Línea a PARAMONGA NUEVA 220 220C E COS 1 INT LI 426 686.20 261 951.06 9 085.47 . 697 722.73 REPL-232 Celda de Línea a TRUJILLO NORTE 220 220C E COS 1 INT LI 426 686.20 261 951.06 9 085.47 . 697 722.73 REPL-233 Celda de Línea a TRUJILLO NORTE 220 220C E COS 1 INT LI 426 686.20 261 951.06 9 085.47 . 697 722.73 REP

T11-211 Celda de Transformador 0 220 220C E COS 1 INT TR 399 196.70 245 074.71 8 500.14 . 652 771.55 REPT30-211 Celda de Transformador 220 220C E COS 1 INT TR 399 196.70 245 074.71 8 500.14 . 652 771.55 EGENOR

L-103 Celda de Línea a HULLANCA 138 138C E COS 1 INT LI 305 578.81 187 600.85 6 506.72 . 499 686.39 REPL-104 Celda de Línea a HULLANCA 138 138C E COS 1 INT LI 305 578.81 187 600.85 6 506.72 . 499 686.39 REPL-105 Celda de Línea a HULLANCA 138 138C E COS 1 INT LI 305 578.81 187 600.85 6 506.72 . 499 686.39 REPL-106 Celda de Línea a CHIMBOTE N°2 138 138C E COS 1 INT LI 305 578.81 187 600.85 6 506.72 . 499 686.39 REPL-107 Celda de Línea a CHIMBOTE N°2 138 138C E COS 1 INT LI 305 578.81 187 600.85 6 506.72 . 499 686.39 REPL-108 Celda de Línea a CHIMBOTE NORTE 138 138C E COS 1 INT LI 305 578.81 187 600.85 6 506.72 . 499 686.39 REPL-109 Celda de Línea a CHIMBOTE NORTE 138 138C E COS 1 INT LI 305 578.81 187 600.85 6 506.72 . 499 686.39 REPL-111 Celda de Línea a CHIMBOTE SUR 138 138C E COS 1 INT LI 305 578.81 187 600.85 6 506.72 . 499 686.39 REP

T11-211 Celda de Transformador 138 138C E COS 1 INT TR 278 233.77 170 813.19 5 924.46 . 454 971.43 REPT30-211 Celda de Transformador 138 138C E COS 1 INT TR 278 233.77 170 813.19 5 924.46 . 454 971.43 REP/EGENORL-1010 Celda de Alimentador 14 010C E COS 1 SBA LI 59 462.31 36 505.08 1 266.14 . 97 233.52 REP

T11-211 Celda de Transformador 14 010C E COS 1 SBA TR 57 021.25 35 006.47 1 214.16 . 93 241.87 REPT30-211 Celda de Transformador 14 010C E COS 1 SBA TR 57 021.25 35 006.47 1 214.16 . 93 241.87 EGENOR

BC-1 Celda de Banco de Capacitores 14 010C E COS 1 SBA BC 41 196.54 25 291.37 877.2 . 67 365.11 REPBC-2 Celda de Banco de Capacitores 14 010C E COS 1 SBA BC 41 196.54 25 291.37 877.2 . 67 365.11 REP

Total de Celdas 5 335 447.93 3 275 536.53 113 608.26 .0 8 724 592.71100.00% 61.39% 0.00% 163.52%

T11-211 Transf. de Pot. 220/138/13.8 kV MVA 120 220A E COS 1 120 TR 1 139 739.37 11.76 US$/kVA 1 139 739.37 REPT30-211 Transf. de Pot. 220/138/13.8 kV MVA 120 220A E COS 1 120 TR 1 139 739.37 11.76 US$/kVA 1 139 739.37 EGENOR

BC-1 Banco de Capacitores MVAR 20 0014 E COS 1 010 BC 113 203.25 5.66 US$/kVAR 113 203.25 REPBC-2 Banco de Capacitores MVAR 15 0014 E COS 1 010 BC 84 902.43 5.66 US$/kVAR 84 902.43 REP

S.S. A.A. 0220 E COS 1 200 SA 113 608.26 2.13%

Sistema de Control y Comunicaciones 0220 I COS 1 004 ST/SC 396 172.68 7.43%Sistema de Puesta a Tierra Profunda 0220 E COS 1 070 RT 25 634.77 0.48%Instalaciones Exteriores 0220 E COS 1 000 IE 11 030.37 0.21%OO.CC.EC. + OO CC GG. 0220 E COS 1 004 EC/OG 438 801.57 8.22%Costos Directos Varios 212 961.63 3.99%Total de Costos Directos 9 011 241.63 20.33%

Costo del Terreno 43 672.50 0.82%Ingeniería y Supervisión 5% 450 562.08 8.44%Gastos Administrativos 3 % 270 337.25 5.07%Gastos Financieros 4 % 360 449.67 6.76%Gastos Generales 345 014.69 6.47%Utilidades 8 % 720 899.33 13.51%Total de Costos Indirectos 2 190 935.51 41.06%

11 202 177.14 61.39% 2.13% 11 202 177.14

Total Propietario

Total



SUB-ESTACIÓN CHICLAYO OESTE 220/60/10 kVCOSTOS EFICIENTES DE INVERSIÓN EN US$

SISTEMA: CHICLAYO-ILLIMOSUBESTACIÓN: CHICLAYO OESTE

Estructura de Costos

Código Descripción Tensión kV Código Básico Comunes Auxiliares Acoplamiento

L-236 Celda de Línea a GUADALUPE 1 220 220C E COS 1 DBA LI 341 842.92 350 694.72 16 236.01 68 413.87 777 187.52 REPL-238 Celda de Línea a PIURA OESTE 220 220C E COS 1 DBA LI 341 842.92 350 694.72 16 236.01 68 413.87 777 187.52 REPL-240 Celda de Línea a CARHUAQUERO 220 220C E COS 1 DBA LI 341 842.92 350 694.72 16 236.01 68 413.87 777 187.52 REP

T14-263 Celda de Transformador 220 220C E COS 1 DBA TR 284 693.37 292 065.32 13 521.66 56 976.39 647 256.75 REPT16-263 Celda de Transformador 220 220C E COS 1 DBA TR 284 693.37 292 065.32 13 521.66 56 976.39 647 256.75 REPL-2631 Celda de Línea a LAMBAYEQUE 60 060C E COS 1 DBA LI 172 449.78 176 915.25 8 190.59 38 013.96 395 569.59 DEPOLTI

T14-263 Celda de Transformador 60 060C E COS 1 DBA TR 169 510.88 173 900.26 8 051.01 37 366.12 388 828.27 REPT16-263 Celda de Transformador 60 060C E COS 1 SBA TR 139 269.09 142 875.38 6 614.66 30 699.78 319 458.9 REPSVC-2 Celda de Compensador Estático SVC 60 060C E COS 1 DBA CR 139 641.75 143 257.68 6 632.36 30 781.92 320 313.71 REP

SULZER 1 Celda de Alimentador 10 010C I COS 1 SBA LI 41 196.54 42 263.3 1 956.65 9 081.16 94 497.65 EGENORSULZER 2 Celda de Alimentador 10 010C I COS 1 SBA LI 41 196.54 42 263.3 1 956.65 9 081.16 94 497.65 EGENOR

GMT0 Celda de Alimentador 10 010C I COS 1 SBA LI 41 196.54 42 263.3 1 956.65 9 081.16 94 497.65 EGENORGMT1 Celda de Alimentador 10 010C I COS 1 SBA LI 41 196.54 42 263.3 1 956.65 9 081.16 94 497.65 EGENORGMT2 Celda de Alimentador 10 010C I COS 1 SBA LI 41 196.54 42 263.3 1 956.65 . 85 416.49 EGENOR

Total de Celdas 2 421 769.72 2 484 479.88 115 023.25 492 380.79 5 513 653.63100.00% 102.59% 4.75% 20.33% 227.67%

T16-263 Transf. de Pot. 220/60/10 kV MVA 50 220B E COS 1 050 TR 625 060.50 12.5 US$/kVA 625 060.50 REPT14-263 Transf. de Pot. 220/60/10 kV MVA 50 220B E COS 1 050 TR 625 060.50 12.5 US$/kVA 625 060.50 REPSVC-2 Compensador Estático SVC MVAR 30 0060 E COS 1 30C CR 2 436 886.58 2 436 886.58 REP

S.S. A.A. 0220 E COS 1 200 SA 115 023.25 4.75%

IN-2182 Celda de Acoplamiento Doble Barra 220 220C E COS 1 DBA AC 319 194.38 20.01% REPIN-6144 Celda de Acoplamiento Doble Barra 60 060C E COS 1 DBA AC 173 186.41 22.04% REP

Sistema de Control y Comunicaciones 0220 I COS 1 003 ST/SC 333 605.15 13.78%Sistema de Puesta a Tierra Profunda 0220 E COS 1 070 RT 25 634.77 1.06%Instalaciones Exteriores 0220 E COS 1 000 IE 11 030.37 0.46%OO.CC.EC. + OO CC GG. 0220 E COS 1 003 EC/OG 161 185.81 6.66%Costos Directos Varios 168 588.03 6.96%Total de Costos Directos 7 416 225.46 28.91%

Costo del Terreno 88 895.80 3.67%Ingeniería y Supervisión 5% 370 811.27 15.31%Gastos Administrativos 3 % 222 486.76 9.19%Gastos Financieros 4 % 296 649.02 12.25%Gastos Generales 212 294.86 8.77%Utilidades 8 % 593 298.04 24.50%Total de Costos Indirectos 1 784 435.75 73.68%

9 200 661.21 102.59% 4.75% 9 200 661.21

Total Propietario

Total



Anexo C Índice de Precios Serie WPSSOP3500



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Bureau of Labor Statistics Data

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From: 1994 To: 2004

include graphs NEW!

Data extracted on: April 10, 2004 (1:47:17 PM) Producer Price Index-Commodities

Series Id: WPSSOP3500 Seasonally Adjusted Group: Stage of processing Item: Finished goods less food and energy Base Date: 8200 Year Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual

1994 136.3 136.3 136.4 136.6 137.0 137.2 137.3 137.6 137.7 137.4 137.6 137.9

1995 138.4 138.7 139.0 139.3 139.7 139.8 140.2 140.2 140.2 141.0 141.3 141.5

1996 141.5 141.6 141.6 141.6 142.0 142.2 142.2 142.3 142.2 142.3 142.1 142.3

1997 142.5 142.4 142.6 142.6 142.4 142.4 142.2 142.3 142.6 142.6 142.4 142.3

1998 142.4 142.6 143.3 143.4 143.5 143.5 143.8 143.8 144.0 144.2 144.3 145.8

1999 145.2 145.3 145.3 145.3 145.4 145.4 145.4 145.3 146.1 146.5 146.5 146.6

2000 146.8 147.3 147.4 147.4 147.8 147.8 148.0 148.2 148.6 148.5 148.8 148.9

2001 149.6 149.2 149.5 149.8 150.1 150.2 150.5 150.4 150.7 149.8 150.2 150.3

2002 150.1 150.2 150.1 150.4 150.3 150.6 150.0 149.9 150.3 150.6 150.4 149.5

2003 150.0 149.9 150.8 150.0 150.1 150.1 150.3 150.5 150.5 151.2 151.2(P) 151.0(P)

2004 151.4(P) 151.5(P)

P : Preliminary. All indexes are subject to revision four months after original publication.

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Anexo D Liquidación de la RAG correspondiente al Período Marzo 2003 –

Febrero 2004



LIQUIDACION DE LA RAGPeríodo: Marzo 2003 a Febrero 2004

Tipo de Cambio

RAGmensual Saldo de liquidación

US $

RAG1 S/. RAG2 S/. Total S/. Total US $ US$ Mensual US$Valor

presente a Febrero 2004

1 Marzo 14/04/2003 3.461 12 072 484.73 4 760 886.19 16 833 370.92 4 863 730.40 4 636 698.67 -227 031.73 -251 885.452 Abril 14/05/2003 3.475 12 109 106.97 4 765 995.24 16 875 102.21 4 856 144.52 4 636 698.67 -219 445.85 -219 445.853 Mayo 13/06/2003 3.474 12 163 736.33 4 024 715.58 16 188 451.91 4 659 888.29 4 597 477.37 -62 410.91 -62 410.914 Junio 14/07/2003 3.471 12 128 951.53 4 013 979.62 16 142 931.15 4 650 801.25 4 597 477.37 -53 323.88 -53 323.885 Julio 14/08/2003 3.482 12 069 107.52 4 020 133.99 16 089 241.51 4 620 689.69 4 597 477.37 -23 212.32 -23 212.326 Agosto 12/09/2003 3.480 12 303 652.15 3 763 889.09 16 067 541.24 4 617 109.55 4 597 477.37 -19 632.18 -19 632.187 Setiembre 14/10/2003 3.479 12 446 447.42 3 759 455.42 16 205 902.84 4 658 207.20 4 597 477.37 -60 729.82 -60 729.828 Octubre 14/11/2003 3.475 12 367 678.28 3 793 322.95 16 161 001.23 4 650 647.84 4 597 477.37 -53 170.46 -53 170.469 Noviembre 12/12/2003 3.475 12 358 916.00 3 999 174.61 16 358 090.61 4 707 364.20 4 597 477.37 -109 886.83 -109 886.8310 Diciembre 14/01/2004 3.459 12 382 957.56 3 810 218.74 16 193 176.30 4 681 461.78 4 597 477.37 -83 984.41 -83 984.4111 Enero 14/02/2004 3.492 12 356 214.64 3 787 632.38 16 143 847.02 4 623 094.79 4 597 477.37 -25 617.42 -25 617.4212 Febrero 14/03/2004 3.463 12 450 821.65 3 783 837.39 16 234 659.04 4 688 033.22 4 597 477.37 -90 555.85 -90 555.85

-1 029 001.66 -1 053 855.38

RAG (Contrato de Concesión) L (Año 2) RAG (Actualizada) RAG año 3

58 638 000 -1 053 855 58 989 126 57 808 808

Fecha de Tipo de Cambio

Total

Mes Montos Facturados Mensualmente



Anexo E Análisis de las Observaciones presentadas por Red de Energía del Perú S.A. a la Resolución OSINERG-039-2004-OS/CD y a la

Resolución OSINERG-048-2004-OS/CD



Análisis de las Observaciones presentadas por Red de Energía del Perú S.A. a la Resolución OSINERG-039-2004-OS/CD y a la Resolución OSINERG-048-

2004-OS/CD En este Anexo se describe el análisis efectuado por el OSINERG a las observaciones presentadas por Red de Energía del Perú S.A. (“REP”) a los proyectos de resolución de Tarifas en Barra y Tarifas y Compensaciones de Sistemas Secundarios de Transmisión (“SST”), mediante los siguientes documentos:

- Carta GN-439-2004 de fecha 25 de marzo de 2004, con la cual adjunta el documento de “Observaciones al proyecto de resoluciones que fijan Tarifas y Compensaciones de los sistemas Secundarios de Transmisión” – Resolución de Consejo Directivo OSINERG Nº 039-2004-OS/CD.

- Carta GN-445-2004 de fecha 29 de marzo de 2004, con la cual adjunta el documento de “Observaciones al proyecto de resolución que fija las Tarifas en Barra para el período 01 de Mayo al 31 de Octubre de 2004” – Resolución de Consejo Directivo OSINERG Nº 048-2004-OS/CD.

Cabe mencionar que los documentos mencionados, están disponibles en la página web del OSINERG desde el día 29 de marzo de 2003

EE..11 OObbsseerrvvaacciioonneess Se ha considerado realizar el análisis conjunto de las observaciones vertidas en ambos documentos, en virtud que sus contenidos son coincidentes y se resumen a continuación

- REP, presenta un resumen de la regulación efectuada por el OSINERG, en aplicación del contrato de Concesión suscrito entre REP y el Estado Peruano, y de los recursos presentados por REP a dichas regulaciones. Para concluir el OSINERG estableció un valor cero par a los peajes correspondientes a las instalaciones de demanda de REP entre ellas las correspondientes a las instalaciones comprendidas en las Actas de Acuerdos suscritas con Shougang Generación Eléctrica S.A. por el uso del sistema secundario de transmisión ente Ica y San Nicolás por la L.T. 220 kV Independencia – Ica; y, así mismo incluyó las compensaciones que tenía REP por contratos con CAHUA y Energía Pacasmayo como parte de la RAG.

E.1.1. CASO SHOUGESA

- Con respecto al Caso SHOUGESA, REP manifiesta que la decisión de OSINERG no tuvo el efecto neutro que los principios de acción del OSINERG debe tener; y que la regulación de este organismo ha tenido como efecto directo que SHOUGESA plantee la resolución de su respectivo contrato con REP (que forma parte del Anexo 11 numeral 11.1.1. del Contrato). REP

- REP manifiesta, que las instalaciones materia de los contratos incluidos en el numeral 11.1.1 del Anexo 11 del Contrato, cuya remuneración es adicional a la RAG, no pueden tener tarifa cero y que en el procedimiento que le compete desarrollar par el cálculo la fijación de la RAG, corresponde que el OSINERG no incluya en el cómputo de la RAG la remuneración de estas instalaciones, absteniéndose de fijar tarifas de transmisión dichas



instalaciones con contratos vigentes, y no establecer tarifas con valor cero o cualquier otro valor.

- Finalmente manifiesta que en el caso particular de SHOUGESA, se deben fijar tarifas de transmisión conforme al procedimiento del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, para restituir la integridad de la remuneración correspondiente a las instalaciones materia de los contratos incluidos en el numeral 11.1.1. del Anexo 11 del Contrato.

E.1.2. CASO CAHUA Y ENERGIA PACASMAYO

- REP señala que, los montos facturados por REP a las empresas CAHUA y Energía Pacasmayo, no pueden ser considerados dentro del procedimiento de liquidación anual, por cuanto, en el Contrato se considera los contratos contenidos en el numeral 11.1.1. del Anexo 11 del contrato, como adicionales ala RAG.

- Manifiesta que en caso OSINERG incluya en la Resolución definitiva las cantidades facturadas a CAHUA y Energía Pacasmayo, dentro del procedimiento de liquidación anual, estará contraviniendo el artículo 62º de la Constitución Política.

- Por otro lado, manifiesta que el OSINERG incluye como parte de la RAG para el período Mayo – 2004 a abril 2005, las compensaciones de los Contratos de REP con Energía Pacasmayo y CAHUA, contraviniendo lo establecido en el Anexo 11.1.1. del Contrato de Concesión de REP, donde se indica claramente que los ingresos derivados de estos Contratos son adicionales a la RAG; solicitando al OSINERG, que en la Resolución definitiva, se abstenga de fijar como parte de la RAG, compensaciones y tarifas para las instalaciones materia de estos contratos.

- Adicionalmente, señala que en el Oficio Nº 4-CPI/2002/PROINVERSION del 26 de febrero de 2003, PROINVERSION manifiesta que los montos que perciba la Sociedad concesionaria en cumplimiento a los contratos que le fueron transferidos (anexo 11, numeral 11.1.1.) deben ser entendidos como ingresos adicionales a la RAG.

E.1.3. DIFERENCIA DE VALORES EN LA LIQUIDACION

- REP manifiesta que es necesario que se revisen los montos facturados mensualmente por REP en el período de liquidación, debido a que en algunos casos los montos considerados por OSINERG difieren de los informados por REP mediante el COES y complementados con la comunicación GC-429-2004.

EE..22 AAnnáálliissiiss ddeell OOSSIINNEERRGG

E.2.1. CASOS SHOUGESA, CAHUA Y ENERGIA PACASMAYO

Efectuada la revisión correspondiente, se observa que REP ha presentado una reproducción de los argumentos, que en su oportunidad fueron consignados en los recursos de reconsideración, interpuestos contra la Resolución OSINERG Nº 1449-2002-OS/CD, que fijó el factor para determinar la RAG que debe percibir REP, contra Resolución OSINERG Nº 057-2003-OS/CD, que fijó los cargos del Peaje por Conexión del Sistema Principal de REP y contra la Resolución Nº 105-2003-OS/CD que fijo las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión en el 2003, y que en su oportunidad fueron resueltos.



Al respecto, el OSINERG mantiene su posición sostenida en los procesos regulatorios anteriores y que esta contenida en las resoluciones OSINERG Nº 1470-2002-OS/CD, OSINERG Nº 098-2003-OS/CD y OSINERG Nº 145-2003-OS/CD. Las mismas que declararon improcedente el recurso de reconsideración de REP.

En ese sentido, las instalaciones contenidas en los contratos con CAHUA y Energía Pacasmayo, al formar parte del Sistema de Transmisión Eléctrico entregado en concesión a REP, deben ser consideradas por el OSINERG de acuerdo con el procedimiento del Anexo N° 7 del Contrato, a fin de que su remuneración sea incluida en la RAG.

Con relación al caso de SHOUGESA, el OSINERG considera que las referidas instalaciones son uso de la demanda, por lo tanto, al igual que en todas las otras instalaciones de REP que son de uso exclusivo de la demanda, el peaje respectivo es nulo, ello en estricta aplicación del procedimiento de liquidación de la RAG

E.2.2. CONCLUSION DEL ANÁLISIS LEGAL

El análisis legal contenido en el informe OSINERG-GART-AL-2004-037 concluye: que las opiniones y sugerencias de REP presentadas, tanto en el Proceso de Fijación de tarifas en Barra, como en el Proceso de Fijación Tarifaria y Compensación de los Sistemas Secundarios de Transmisión, específicamente en el tema de las cantidades facturadas a las empresas CAHUA Y Energía Pacasmayo, carecen de sustento pues no se ha incumplido con lo dispuesto en el Artículo 62º de la Constitución Política.

E.2.3. DIFERENCIA DE VALORES EN LA LIQUIDACION

A fin de comprobar las diferencias señaladas por REP, se ha procedido a realizar una revisión de las cantidades que correspondían facturar en el periodo de liquidación, y se ha efectuado una comparación con los montos facturados por REP. Debido a que REP no ha considerado los valores de los ingresos correspondientes a los contratos con CAHUA y Energía Pacasmayo, se han añadido estos, al valor reportado por REP, a fin de poder compararlos. En el cuadro siguiente se muestran las comparaciones y las diferencias respectivas:

Cuadro E-1

Comparación de montos Facturados por REP y Cantidades que Corresponden Facturar

REP S/. OSINERG S/. Diferencia

Valor Reportado por REP (1) CAHUA y EP Total REP Total S/. Relativa Año Mes

A B C D E=D-C E/D 2003 Marzo 16 751 863.85 81 507.07 16 833 370.92 16 833 370.57 -0.35 -2.1E-08 2003 Abril 16 793 876.60 81 225.61 16 875 102.21 16 875 102.15 -0.06 -3.6E-09 2003 Mayo 16 106 452.28 81 999.63 16 188 451.91 16 188 452.45 0.54 3.3E-08 2003 Junio 16 061 494.45 81 436.70 16 142 931.15 16 142 931.34 0.19 1.2E-08 2003 Julio 16 007 479.98 81 460.16 16 088 940.14 16 089 240.86 300.72 1.9E-05 2003 Agosto 15 985 893.44 81 647.80 16 067 541.24 16 067 540.73 -0.51 -3.2E-08 2003 Setiembre 16 005 879.94 200 022.90 16 205 902.84 16 205 902.57 -0.27 -1.7E-08 2003 Octubre 16 079 541.07 81 460.16 16 161 001.23 16 161 000.58 -0.65 -4.0E-08 2003 Noviembre 16 276 442.81 81 647.80 16 358 090.61 16 358 090.09 -0.52 -3.2E-08 2003 Diciembre 16 111 927.24 81 249.06 16 193 176.30 16 193 176.30 0 0.0E+00 2004 Enero 16 095 710.33 82 093.45 16 177 803.78 16 143 847.02 -33956.76 -2.1E-03 2004 Febrero 16 119 289.03 81 460.16 16 200 749.19 16 234 659.02 33909.83 2.1E-03



(1) No incluye los montos de los contratos con CAHUA y Energía Pacasmayo

Se puede observar que en la mayoría de los meses (9) el valor absoluto de diferencia es menor a S/. 1.00. A continuación se explica las diferencias encontradas:

- Mes de Julio: REP consideró la cantidad de S/. 1 148,88, por la nota de crédito de 001-000049 cuando el monto consignado en dicho comprobante es 847.51. Realizando esta corrección la diferencia es de S/. 0.65 y relativamente es de 4E-08

- Mes de Enero y Febrero: En las facturaciones del mes de febrero REP no reflejó la variación de las tasas ad valorem CIF, lo cual corrigió en la facturación de febrero, por lo que, si se suman las diferencias de ambos meses, se tendrá una diferencia total de S/. -46.93. Esta diferencia se debe a que REP a pesar de mencionar que no considera el monto de CAHUA y Energía Pacasmayo, ha incluido en este mes una nota de débito por S/. 46.91 correspondiente a las instalaciones contenidas en el contrato con CAHUA. Realizando las correcciones correspondientes y tomando en cuenta las facturaciones correctas, la diferencia en el mes de enero es de S/. 0.0 y en febrero es de S/. 0.02.

Se ha tomado en cuenta el siguiente criterio: cuando la diferencia de los montos mensuales facturados por REP con los que corresponden facturar no exceden a +/- S/. 1.00, se considerará el monto facturado por REP, caso contrario se tomará en cuenta los valores calculados que corresponden facturar. En ese sentido los valores finales empleados para la liquidación corresponden a los facturados por REP, con las correcciones indicadas en los párrafos anteriores y añadiendo los montos de las instalaciones asignadas a CAHUA y Energía Pacasmayo.

En el cuadro siguiente se muestra los valores finales empleados para la liquidación del periodo marzo 2003 a febrero 2004.

Cuadro E-1

Valores a Emplear en la Liquidación Anual

Año Mes OSINERG S/. 2003 Marzo 16 833 370.922003 Abril 16 875 102.212003 Mayo 16 188 451.912003 Junio 16 142 931.152003 Julio 16 089 241.512003 Agosto 16 067 541.242003 Setiembre 16 205 902.842003 Octubre 16 161 001.232003 Noviembre 16 358 090.612003 Diciembre 16 193 176.302004 Enero 16 143 847.022004 Febrero 16 234 659.04

EE..33 CCoonncclluussiióónn - No es procedente la observación presentada por REP en lo referido a no considerar

como parte de la RAG a las instalaciones asignadas a CAHUA y Energía Pacasmayo, por las razones contenidas en el numeral E.2.1



- El OSINERG no contraviene el artículo 62º de la Constitución Policía, en tanto este organismo si ha cumplido con lo establecido en el Contrato.

- Se han calculado los montos a emplear en la liquidación anual de la RAG y se han contrastado con las cantidades informadas por REP. Detectándose que estas difieren en cifras menores a S/ 1.00 que significan un error relativo menor a 10-6. En vista de lo cual es procedente emplear los montos reportados por REP, al cual debe añadirse las cantidades correspondientes a las instalaciones comprendidas en los contratos de REP con CAHUA y Energía Pacasmayo.



Anexo F Análisis de las Observaciones presentadas por Empresa Generadora del Sur

S.A. a la Resolución 039-2004-OS/CD



Análisis de las Observaciones presentadas por Empresa Generadora del Sur S.A. a la Resolución

039-2004-OS/CD En este Anexo se describe el análisis efectuado por el OSINERG a las opiniones y sugerencias, presentadas por la Empresa Generadora del Sur S.A. (“EGESUR”), con respecto a los proyectos de Resolución que fijan las tarifas y compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (“SST”), aplicables al periodo mayo 2004 – abril 2005, prepublicados mediante al Resolución OSINERG Nº 039-2004-OS/CD,

FF..11 OOppiinniióónn yy SSuuggeerreenncciiaass - EGESUR se refiere al Anexo 4, de la referida Resolución, que contiene el Proyecto de

Resolución que consigna los valores de Tarifas y Compensaciones de los SST, en el sentido que considera que el pago correspondiente por el uso de la línea Toquepala – Aricota no debe ser asignada íntegramente a EGESUR, sino que debe ser considerada como una instalación de Generación/Demanda, e incluida en el numeral 1.1. del Artículo 2º de la Resolución.

- EGESUR argumenta que la mencionada línea, no esta destinada a transferir electricidad hacia la demanda local desde una barra del Sistema Principal de Transmisión (SPT) y tampoco esta destinada a entregar electricidad desde la Central Aricota hasta el SPT.

- Transcribiendo los principios empleados por el OSINERG para determinar si dichas instalaciones deben ser pagadas por la generación o por la demanda, señala lo siguiente:

- En cuanto al primer principio, manifiesta que la línea Aricota – Toquepala, ha sido remunerada históricamente por la demanda, debido a que pertenecía al SPT, luego con el ingreso en operación comercial de la línea de Transmisión Los Héroes – Moquegua, la línea Aricota - Toquepala Pasó a ser parte del SST y a ser remunerada por EGESUR, en función de la energía que transportaba la línea. Por lo que consideran que las compensaciones históricas no son un argumento válido para que sea remunerada íntegramente por EGESUR.

- Refiriéndose al segundo principio, indica que la línea Aricota – Toquepala fue construida para interconectar el Sistema Eléctrico Aricota con el Sistema Eléctrico de Southern y a través de ella permitir el intercambio de energía entre ambos sistemas, con un flujo de energía en ambos sentidos. Agrega que dicha línea cierra el anillo Moquegua – Toquepala – Aricota – Los Héroes – Moquegua, permitiendo mejores niveles de tensión y mayor confiabilidad en esta parte del sistema. Por tanto, afirma, que si dejase de existir la Central Aricota, la línea Aricota – Toquepala continuaría cumpliendo las mismas funciones mencionadas. Así mismo, en los cálculos de flujo de potencia del sistema, se puede apreciar que hay un importante flujo de energía desde la subestación los Héroes hacia la subestación -Toquepala.

- Finalmente concluye que la referida línea no debe remunerarse exclusivamente por la generadora EGESUR, sino en función del análisis de Beneficio – Costo de la línea. Para lo cual adjuntan un cálculo, empleando el método utilizado por el OSINERG para las instalaciones de Generación /Demanda, con lo que opinan que dicha línea debe ser compensada en la proporción de 25,79% asignada a la generación y 74,21% a la demanda.



FF..22 AAnnáálliissiiss ddeell OOSSIINNEERRGG Los comentarios y sugerencias presentados por EGESUR, son coincidentes con el pedido de esta empresa contenido en su recurso de reconsideración interpuesto contra las Resoluciones OSINERG Nº 1470-2002-OS/CD y OSINERG Nº 1472-2002-OS/CD y que fue declarado infundado mediante la resolución OSINERG Nº 019-2003-OS/CD, en la que el OSINERG basó su decisión sobre la base de los dos principios citados por EGESUR.

A continuación se analizan los comentarios y sugerencias presentados.

F.2.1. Remuneración Histórica

La empresa EGESUR hace mención a los dos principios empleados por el OSINERG en la Resolución OSINERG N° 019-2003-OS/CD, sobre la base de los cuales se basó la decisión de este organismo.

En relación al primer principio, sobre la responsabilidad histórica de pago de la línea Aricota – Toquepala, EGESUR indica, que el pago de la citada línea fue asignada a la demanda, al haber sido definida como parte del Sistema Principal de Transmisión.

Al respecto, debido a la Interconexión de los Sistemas Interconectados Sur Oeste y Sur Este, esta línea se definió como parte del Sistema Principal, a partir de Mayo 1997, en cumplimiento de lo dispuesto en la Resolución Ministerial 177-96-EM/VME16 y que luego se volvió a definir como parte del Sistema Secundario de Transmisión a partir de Mayo 2001, tal como lo dispuso la Resolución Ministerial Nº 019-99-EM/VME17, al existir una nueva configuración del sistema interconectado con la puesta en servicio de las líneas Socabaya - Moquegua, Moquegua – Puno y Moquegua – Tacna.

Este aspecto determinó que, mediante acuerdo entre EGESUR y la empresa transmisora ETESUR, titular de la línea en ese entonces, la línea fuera compensada por EGESUR a ETESUR.

Posteriormente, en las Resoluciones OSINERG Nº 1470-2002-OS/CD y OSINERG Nº 1472-2002-OS/CD correspondientes a las obligaciones emanadas del Contrato de Concesión de los Bienes de ETECEN y ETESUR suscrito entre el Estado Peruano y la empresa Red de Energía del Perú S.A., se determinó, en razón de los resultados de los flujos de energía, que la línea de transmisión Aricota – Toquepala es un activo de uso exclusivo de la central hidroeléctrica Aricota, y en consecuencia, las compensaciones mensuales que se deriven de su uso deberán

16 Artículo Único.- Definir como parte del Sistema Principal de Transmisión del Sistema Sur las siguientes líneas, las mismas que se incorporarán en tres etapas: Etapa I : A partir del 1 de mayo de 1996 Línea de Transmisión 138 KV: Socabaya-Toquepala Etapa II: Con la interconexión de los Sistemas Eléctricos del Sur Este y Sur Oeste. Línea de Transmisión 138 KV: Tintaya-Santuario. Línea de Transmisión 138 KV: Santuario-Socabaya. Línea de Transmisión 138 KV: Toquepala-Aricota II …

17 Artículo 2º.- Definir la Línea de Transmisión en 138 kV Toquepala - Aricota II como parte del Sistema Secundario de Transmisión a partir de la fecha de puesta en operación de las líneas a que se refiere el artículo anterior.



ser asumidas por el propietario de la referida central en cumplimiento del Artículo 139º18 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Cabe señalar que el principio de la responsabilidad histórica, no es el único empleado por el OSINERG, siendo este de carácter complementario. En efecto, lo dispuesto en la citada resolución OSINERG N° 019-2003-OS/CD, se determinó, principalmente, sobre la base de criterios técnicos, mediante los cuales se comprobó que la línea Aricota – Toquepala es necesaria para que se pueda evacuar la energía generada por la central hidroeléctrica Aricota y que, así mismo, dicha instalación no es imprescindible para que la demanda local sea abastecida por la generación dispersa a lo largo de la red.

Resulta evidente que los fundamentos técnicos y económicos que sustentan la asignación del pago a la generación, conforme se concluye en la Resolución N° 019-2003-OS/CD, no se ven enervados por el hecho de haber utilizado el vocablo “siempre” toda vez que, la instalación ha sido y es necesaria para que las Centrales Aricota I y Aricota II puedan evacuar toda su energía generada, conforme se analiza en el siguiente numeral.

Por las mismas razones expuestas en el párrafo anterior, el pago de la línea de transmisión Aricota – Toquepala, al igual que en la Resolución N° 019-2003-OS/CD, está siendo considerada en la presente fijación tarifaria como línea asignada a la generación.

F.2.2. Asignación de la Responsabilidad de Pago de la Línea de Transmisión

En el análisis efectuado por el OSINERG con ocasión de la Resolución OSINERG Nº 019-2003-OS/CD, se comprobó que la línea Aricota – Toquepala es necesaria para que se pueda evacuar la energía generada por la central hidroeléctrica Aricota de propiedad de EGESUR, y que por el contrario, dicha instalación no es imprescindible para que la demanda local sea abastecida por la generación dispersa a lo largo de la red.

Aunque, desde una punto de vista puramente económico los cargos no deberían variar aún cuando varíe el uso de las redes; esto no esta permitido en nuestro marco regulatorio; en tanto el Reglamento de la LCE en su Artículo 139º establece, precisamente que el pago de las redes debe efectuarse sobre la base del uso y/o beneficio de las mismas. En ese sentido, se ha revisado la aplicación del segundo principio empleado por el OSINERG, teniendo en cuenta las condiciones actuales del sistema.

Actualmente, la potencia efectiva de las centrales Aricota I y Aricota II suman aproximadamente 34 MW y evacuan su energía hacia el sistema interconectado a través de dos líneas Aricota – Tomasiri de 24 MW de capacidad y de la línea Aricota - Toquepala de 74 MW de capacidad. Por lo que resulta evidente que la línea Aricota – Toquepala resulta necesaria para que las centrales Aricota I y II puedan colocar toda su producción en el sistema interconectado, lo que no podrían realizar, si esta no estuviera presente, ocasionando con ello un perjuicio al generador.

18 Artículo 139: “… 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…”



MoqueguaSistema Principal de Transmisión

Botiflaca

Toqepala Mill Site

Toquepala

SPCC

Tacna

Tomasiri

Aricota

C.Ilo

74MW

24MW

34MW

Figura F-1 Ubicación de la L.T. 138 kV Aricota – Toquepala y capacidad máxima de las instalaciones

adyacentes

Por otro lado, la línea en análisis no es necesaria para el abastecimiento de energía de la demanda local, ya que al no contarse con ella, esta demanda sería abastecida en forma integra por el Sistema Principal de Transmisión por medio de la transformación 220/138 kV en la subestación Moquegua. En efecto, como se observa en la figura F-2, la demanda servida es de aproximadamente 200 MW mientras que la transformación en la subestación tiene una capacidad aproximada de 600 MVA.

Donde: 74 MW Capacidad Máxima en MW



MoqueguaSistema Principal de Transmisión

Botiflaca

Toqepala Mill Site

Toquepala

SPCC

Tacna

Tomasiri

Aricota

C.Ilo

23MW

31MW

90,1MW

33.9MW

6,8MW

70,5MW

19,3MW

1,6MW

0.7MW

179,4 MW25,9MW

Figura F-2 Flujo en el Transformador de SE Moquegua sin la L.T. Aricota - Toquepala

Respecto a lo señalado por EGESUR, en el sentido que la línea debe ser definida como de generación/demanda, debido a que permite mejores niveles de tensión y mayor confiabilidad en esta parte del sistema, se ha verificado los niveles de tensión en las siguientes condiciones:

- Condiciones normales.

- Sin la línea de transmisión Toquepala – Aricota.

- Sin la C.H. Aricota I y II

- Sin la C.H. Aricota I y II ni la L.T. Aricota – Toquepala

En la figura F-3 siguiente, se observa que en las distintas condiciones mencionadas, los perfiles de tensión de las barras adyacentes a la línea Aricota – Toquepala se mantienen dentro de los límites permitidos.

Por otro lado, ante la ausencia de la línea Aricota - Toquepala, la demanda del sistema Toquepala es alimentada desde la subestación Moquegua con un grado de confiabilidad que supera las condiciones N-1, en virtud que en ella existen dos transformadores de 300 MVA, cada uno de los cuales supera el total de la demanda que llega a 200 MW, es decir ante la eventual falla de uno de los transformadores y la ausencia de la línea en cuestión, la demanda no quedaría desabastecida, ya que el transformador restante, tiene capacidad suficiente para atenderla.



0.900

0.950

1.000

1.050

Normal Sin LT Sin Aricota Sin Aricota ni LT

Moquegua 138 kV Toquepala 138 kV Aricota 138 kV Tomasiri 66 kV

Tacna 220 kV Limite + Limite -

Figura F-3 Perfiles de Tensión en distintas condiciones

Resulta evidente entonces, que la función principal de la línea en cuestión es la de evacuar la energía de las centrales Aricota I y II, además que, ante la ausencia de esta línea, los niveles de tensión se mantienen dentro de los rangos permitidos por las normas, y, que el sistema no se ve afectado en su confiabilidad, debido a la redundancia en los equipos de transformación ubicados en la subestación Moquegua que garantizan la confiabilidad del sistema.

F.2.3. Revisión del SEA

Del análisis de los resultados de flujos de potencia esperados, reportados por el modelo PERSEO, mostrados en la figura F-4, se puede observar que las potencias máximas que circulan por la línea Aricota Toquepala, no superan los 12 MW.

L.T. 138 kV Aricota - Toquepala

02468

101214

EN

E F

EB

MAR

A

BR

MAY

J

UN

J

UL

AG

O

SET

O

CT

NO

V D

IC

EN

E F

EB

MAR

A

BR

MAY

J

UN

J

UL

AG

O

SET

O

CT

NO

V D

IC

EN

E F

EB

MAR

A

BR

MAY

J

UN

J

UL

AG

O

SET

O

CT

NO

V D

IC

EN

E F

EB

MAR

A

BR

MAY

J

UN

J

UL

AG

O

SET

O

CT

NO

V D

IC

EN

E F

EB

MAR

A

BR

MAY

J

UN

J

UL

AG

O

SET

O

CT

NO

V D

IC

2004 2005 2006 2007 2008

MW

Punta Media Base

Figura F-4 Flujos de Potencia Esperados en la Línea de Transmisión Aricota Toquepala

Dadas estas características, se debe evaluar una configuración de SEA, con un nivel de tensión inferior a los 138 kV actuales, en ese sentido el nivel de tensión inmediato inferior, disponible en la subestación Aricota es 66 kV, el cual es apropiado para este tipo de carga.



Por otro lado, el SEA para el SST de ENERSUR corresponde a una tensión de 138 kV, por lo que sería necesario considerar un transformador de 138/66 kV en la S.E. Toquepala.

En ese sentido la configuración el SEA alternativo del SST Aricota – Toquepala estaría conformado por el siguiente equipo:

- Línea en 66 kV Aricota – Toquepala

- Transformador 138/66 kV en la SE Toquepala

- Celda de transformador de 138 kV y Celda de línea transformador de 66 kV en la SE Toquepala

Se ha valorizado esta configuración, sobre la base de costos eficientes, cuyo resultado se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro F-1 Compensaciones de SEA Alternativo en66 kV del SST Aricota - Toquepala

Líneas y Celdas de Transmisión Pertenecientes a REPCosto de Inversion

CIUS$

Anualidad del CI

aCIUS$

COyMAnualUS$

Costo AnualaCI + COyM

US$

Costo mensual US$


S/.

L.T. Toquepala - Aricota (L-1006/2) 886 129 110 007 26 495 136 502 10 794 37 357Celda de transformador TR1 138 kV SE Toquepala 268 267 33 304 8 021 41 325 3 268 11 309Celda de línea transformador TR1 66 kV SE Toquepala 216 281 26 850 6 467 33 317 2 634 9 118Trafo 138/66kV, 30 MVA 482 388 59 885 14 423 74 309 5 876 20 336Total 1 853 064 230 046 55 407 285 453 22 572 78 121

Por otro lado, el valor correspondiente para un enlace en 138 kV, asciende aproximadamente a S/. 109 000 mensuales, por lo que resulta evidente que el SEA para el SST Aricota – Toquepala corresponde a la configuración en 66 kV.

FF..33 CCoonncclluussiióónn - La opinión de EGESUR, para considerar la línea Aricota – Toquepala como de

Generación/Demanda, no es procedente y, corresponde asignar el pago de la línea Aricota – Toquepala a los titulares de las centrales generadoras Aricota I y II, en virtud del análisis contenido en el numeral F.2.1

- De la evaluación de flujos en la línea Aricota – Toquepala se concluye que el SEA para este enlace corresponde a un nivel de tensión de 66 kV. Por lo que corresponde actualizar los cargos por uso de este SST.

- El cargo actualizado de compensación por uso del SST Aricota – Toquepala, con una configuración en 66 kV, asciende a S/. 78 121 mensuales.



Anexo G Análisis de las Observaciones presentadas por Empresa Eléctrica de Piura S.A.



Análisis de las Observaciones presentadas por Empresa Eléctrica de Piura S.A.

En este Anexo se describe el análisis efectuado por el OSINERG a las opinión y sugerencia, presentada por la Empresa eléctrica de Piura S.A. (“EEPSA”), con respecto a los costos de del sistema secundario de transmisión Generación / Demanda

GG..11 CCoommeennttaarriiooss yy SSuuggeerreenncciiaass La empresa EEPSA solicita que se revisen los costos de los Sistemas de Transmisión Secundaria de Generación / Demanda. Manifiesta que en general estos costos han variado en el orden de 1%, y que para ella se ha incrementado en cerca del 70%, indicando que va en contra del principio de estabilidad que deberían tener las tarifas.

Finalmente, agrega que el proceso de cálculo es complicado y ajeno a su práctica.

GG..22 AAnnáálliissiiss ddeell OOSSIINNEERRGG Desde una perspectiva netamente económica la asignación de los costos de transmisión, debería ser tal que las responsabilidades de pago deberían mantenerse en forma estable y no deberían variar debido a las políticas de despacho físico del sistema. Esto significaría que los cargos asignados no deberían variar aún cuando varíe el régimen de uso de las redes.

A pesar que esta es una solución racional desde el punto de vista económico, sin embargo, no esta permitida en nuestro marco regulatorio, por cuanto el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, establece precisamente, que el pago de las redes debe efectuarse sobre la base del uso y/o beneficio económico de las mismas.

En ese sentido, desde el año 2001, el OSINERG ha efectuado, la regulación del los casos excepcionales, llamados de Generación / Demanda, aplicando el principio del beneficio económico que brinda la presencia de determinada instalación, a los distintos usuarios del sistema, sean estos los generadores o los consumidores (demanda). Para ello, se ha empleado una metodología que cuantifica los mayores ingresos que obtienen los generadores y los mayores ahorros en los usuarios finales, debido a la presencia de un determinado elemento del sistema de transmisión (transformador o línea de transmisión).

Para tal efecto se simula la operación del sistema con y sin la presencia de la instalación evaluada. Esta simulación se realiza con ayuda del modelo PERSEO, sobre la base del caso empleado para la fijación de Tarifas en Barra, es decir, en esta oportunidad, con el caso correspondiente a la Fijación para el período Mayo – Octubre 2004.

G.2.1. Cálculo del Beneficio de los Generadores

Para determinar los beneficios de los generadores, se emplean los resultados del modelo PERSEO, con los que se calcula el valor actual de las utilidades esperadas, para cada generador, durante el periodo a regular, vale decir en esta oportunidad para el período mayo 2004 a abril 2005 (las instalaciones de transmisión se regulan con periodos anuales), mediante la siguiente expresión.



∑= +

=12

1

,,, )1(m

mm

lgmlg i

UcVAUc

∑= +

=12

1

,,, )1(m

mm

lgmlg i

UsVAUs

Donde:

VAUcg,l y VAUsg,l : Valor actual de las utilidades esperadas del generador “g” en las condiciones “con” y “sin” la línea “l” respectivamente, expresados en unidades monetarias.

Ucm,g,l y Usm,g,l : Utilidad esperada del generador “g” en el mes “m”, en la condición con línea y sin la línea “l” respectivamente. Estos valores están contenidos en los archivos de salida del modelo PERSEO, ICTsi000.csv e ICHsi000.csv, para las centrales térmicas e hidráulicas respectivamente.

m : Valor del 1 al 12, representa la cantidad de meses del período a regular.

im : Tasa de actualización mensual, correspondiente a al Tasa anual prevista en el artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas. = 0,948879%

Luego el beneficio debido a la presencia de una determinada línea viene a ser la diferencia de los valores actualizados de las utilidades esperadas:

lglglg VAUsVAUcB ,,, −=

Donde:

Bg ,l : Beneficio para un generador “g”debido a la presencia de la línea “l”.

En caso de que el valor resulte negativo, el beneficio se considera como cero.

G.2.2. Cálculo del Beneficio de Consumidores

Para determinar los beneficios de los consumidores (demanda), ubicados en una determinada barra del sistema, (“d”), se calcula el ahorro esperado por dicha demanda. Para lo cual primero se calcula el valor actual de los pagos mensuales que realiza la demanda durante el horizonte regulado, en las condiciones con línea y sin línea, con las siguientes expresiones:

( )∑

∑=

=

+=

12

1

,,,,,,,

, )1(

*

mm

m

basemediapuntabldmbbdm

ld i

CMcDVAPc



( )∑

∑=

=

+=

12

1

,,,,,,,

, )1(

*

mm

m

basemediapuntabldmbbdm

ld i

CMsDVAPs

Donde:

VAPcd,l y VAPsd,l : Valor actual de los pagos esperados por la demanda ubicada en la barra “d” en las condiciones “con” y “sin” la línea “l” respectivamente, expresados en unidades monetarias.

Dm,d,b : Valor de la demanda ubicada en la barra “d”, en el mes “m” y bloque horario “b”, expresados en unidades de energía, GWh.

CMcb,m,d,l y CMcb,m,d,l : Costo marginal de la energía en la barra “d”, para el mes “m”, bloque horario “b”, en las condiciones “con” y “sin” la línea “l” respectivamente, expresados en unidades monetarias / energía, US$/GWh.

b : Bloques horarios: punta, media y base

Luego el beneficio debido a la presencia de una determinada línea viene a ser la diferencia de los valores actualizados de los pagos esperados por la demanda:

ldldld VAPcVAPsB ,,, −=

Donde:

Bd ,l : Beneficio para la demanda ubicada en la barra “d”debido a la presencia de la línea “l”.

En caso de que el valor resulte negativo, el beneficio se considera como cero.

G.2.3. Asignación de Responsabilidades de Pago

Finalmente, se determina las responsabilidades de pago de la instalación “l” en proporción a los beneficios de cada generador y demanda. En el caso de la demanda se suman todos los beneficios calculados en cada barra para hallar un valor total de beneficio de la demanda.

G.2.4. Resultados para la empresa EEPSA

Como se mencionó en el informe OSINERG-GART/DGT N° 015-2004 los valores presentados en la prepublicación tenían el carácter de preliminar, los cuales correspondía revisar y actualizar con la información alcanzada mediante los comentarios y sugerencias y con las variables macroeconómicas vigentes al 31 de marzo del presente. Así mismo, se ha tomado en consideración las variaciones realizadas en el caso del modelo PERSEO correspondientes a la resolución definitiva de Tarifas en Barra para el periodo Mayo – Octubre 2004.

En el caso particular de la empresa EEPSA los valores resultantes de dicha simulación son los que se muestran en el Cuadro G-1.



Cuadro G-1

Detalle de las Compensaciones de G/D Asignadas a EEPSA

Costo Anual % Asignado Comp. Anual Comp. Mensual Instalaciones de Generación / Demanda Total Línea

US$ A EEPSA EEPSA US$ EEPSA S/.

L.T. Chiclayo - Piura (L-238) 2 766 815 14.2% 392 348 107 375 L.T. Chimbote - Trujillo (L-232, L-233) 4 561 591 0.0% 0 0 L.T. Zapallal - Ventanilla (L-242, L-243) 805 444 1.2% 9 770 2 674 L.T. Ventanilla - Chavarría (L-244, L-245, L-246) 1 051 488 0.0% 0 0 L.T. Santa Rosa - San Juan (L-2010, L-2011) 899 014 9.1% 81 430 22 285 L.T. Tintaya - Santuario (L – 1008) 2 086 175 0.0% 0 0 L.T. Santuario - Socabaya (L - 1011, L-1012) 666 639 1.1% 7 075 1 936 L.T. Socabaya - Cerro Verde (L - 1013) 294 627 1.7% 4 966 1 359 Total 13 131 793 495 589 135 629

Lo cual significa una variación de 16,2% con respecto al valor vigente, como se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro G-2

Variación de las Compensaciones de G/D con respecto al Valor Vigente

Titular de Generación

Compensación Vigente *

S/./mes

Compensación Nueva

S/./mes Variación

EEPSA 116 676 135 629 16,2% * Valor determinado en la Res 105-2002-OS/CD, S/. 114 501, actualizado al 31/03/04, con un T.C. de 3,461 y un IPM de 161,963973.

GG..33 CCoonncclluussiióónn - Se ha descrito la metodología empleada para la asignación de responsabilidades de pago

por el uso de las instalaciones de Generación / Demanda, y se han presentado los valores obtenidos para el caso de la empresa EEPSA, ascendente a 118 362 S/./ mes, que significan una variación con respecto al valor vigente del orden de 16,2%, y no de 70% como lo manifiesta.



Anexo H Análisis de la Opinión presentada por Duke Energy International EGENOR S. en C. por

A. a la Resolución 039-2004-OS/CD



Análisis de las Opinión presentadas por Duke Energy International EGENOR S. en C. por A. a la

Resolución 039-2004-OS/CD En este Anexo se describe el análisis efectuado por el OSINERG a la opinión, presentadas por la Empresa Duke Energy International EGENOR S. en C. por A. (“EGENOR”), con respecto a los proyectos de Resolución que fijan las tarifas y compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión (“SST”), aplicables al periodo mayo 2004 – abril 2005, prepublicados mediante al Resolución OSINERG Nº 039-2004-OS/CD (“Resolución”), mediante comunicación P-018-2004/JCCH

El análisis contenido en este Anexo corresponde a la sección del documento, presentado por EGENOR, referida al monto de compensación por el uso de las instalaciones pertenecientes a REP, en la subestación Chimbote 1.

HH..11 OOppiinniióónn EGENOR manifiesta que el monto de compensación consignado en el Cuadro 14 (Cuadro 14 del Anexo 4 de la Resolución) de la prepublicación de tarifas, específicamente referida al autotransformador de 220/138/13.8 kV, representa un gran incremento (40%) respecto al valor vigente, fijado por la ex Comisión de Tarifas Eléctricas (“CTE”) hoy OSINERG, mediante la resolución Nº 01-96/PCTE del 19 de febrero de 1996. Manifiesta que esta tendencia no es congruente con la tendencia a que los costos de inversión bajen debido a los cambios tecnológicos y a costos eficientes de mercado.

Agrega que su información de costos corresponde a un error de EGENOR que trabajó con los datos de un Consultor sin tener conocimiento de los costos bases de la regulación tarifaria de 1996 (refiriéndose a la citada Resolución). Así mismo, resalta la variación que existe entre el costo asignado al mencionado autotransformador en aquella regulación (US$ 821 194) con el valor considerado en la prepublicación (US$ 1 411 278,40).

Agrega que los valores referenciales empleados por el OSINERG, solo serían válidos luego de contar con cotizaciones de varios proveedores del mismo tipo de equipo, y que estos no pueden alejarse abruptamente de los precios aceptados anteriormente por el regulador.

Finalmente concluye solicitando, que en vista de que a la fecha no se dispone de una muestra de cotizaciones válida que permitan asegurar que han variado los costos eficientes, se deje sin efecto el ajuste propuesto para el precio del autotransformador, hasta la siguiente regulación tarifaria, mientras se consiguen las citadas cotizaciones.

Por otro lado agrega que en el valor contenido en la prepublicación se ha incluido el valor de la celda 13,8 kV del terciario del autotransformador en cuestión, el cual que este cargo no fue considerado en la regulación de 1996.

HH..22 AAnnáálliissiiss ddeell OOSSIINNEERRGG H.2.1. Costo del Autotransformador de 120 MVA, 220/138/13,8 kV

Los costos considerados en la regulación de 1996, realizados por la ex-CTE, corresponden a la información disponible en ese tiempo. Es por ello que ante la nueva información presentada



por EGENOR, el OSINERG procedió a realizar una revisión de los costos sobre la base de la información mas reciente.

Efectivamente, en la información proporcionada por EGENOR, el valor del módulo del citado autotransformador, asciende a US$ 1 446 560,36 y por otro lado el costo referencial con que cuenta el OSINERG asciende a US$1 411 278,40. En consecuencia el valor empleado para determinar la compensación asignable a EGENOR, contenido en la Resolución prepublicada, fue el más económico de los datos es decir US$1 411 278,40.

Sin embargo, el OSINERG toma en cuenta lo manifestado por EGENOR, en el sentido que es necesaria una muestra mayor de cotizaciones, que validen el costo eficiente para el autotransformador en cuestión. En tal sentido, se ha revisado el costo del autotransformador sobre la base de la información de costos FOB de equipos de similar tipo que han sido registrados en aduanas del Perú y que son de acceso público a través de la página web de esta institución www.sunat.gob.pe, a partir de la cual se obtuvieron los siguientes datos:

Cuadro H-1

Costos Referenciales de Transformadores de Potencia Registrados en SUNAT

CNAN IMPORTADOR DESCRIPCION COMERCIAL FOB US$ CANT UND FECHA

8504230000 CONSORCIO SIEMENS S.A (COLOMBIA)-SIEMENS

AUTOTRANSFORMADOR TRIFASICO SIEMENS MODELO : S/M PRESENTADO EN UNIDADES PARA ENERGIA / DE POTENCIA REDUCTOR DE 75/95/120 MVA, TERCIARIO DE 25/32/40 MVA,220/138/10 ONAN/ONAF/OFAF, CON REGULARIZACION AUTOMATICA, CON ACEITE Y ACCESORIOS PARA SU NORMAL

849 810 1 U 19/07/2002


AUTOTRANSFORMADOR EN ACEITE SIEMENS MODELO : 48/60 MVA PRESENTADO EN UNIDADES PARA ENERGIA,TRIFASICO DE POTENCIA, TERCIARIO DE 16/20 MVA 220/138/22.9KV ONAN/ONAF, CON SUS ACCESORIOS PARA SU NORMAL FUNCIONAMIENTO

504 700 1 U 14/05/2002

8504230000 EMP.DE DISTRIB.ELECT.DE LIMA NORTE S.A.A

TRANSFORMADORES SIEMENS E3-3,E3-4 220 KV TRANSFORMADORES SERIE 185337 Y 185338 DESARMADO TIPO ELUN 7754 POTENCIA 60 MVA ALTA TENSIO

691 212 2 U 22/11/2000

8504230000 COBRA PERU S.A TRANSFORMADOR SIEMENS MSPM 8054 TENSION MAXIMA DEL SISTEMA 245 KV 120 MVA TRANSFORMADOR DE POTENCIA PARA LA ENERGIA METALICAS

717 570 1 U 28/06/2000

8504230000 CONSTRUCTORES TRANSMANTARO

TRANSFORMADOR 3PH 60HZ 220/138/10.5KV 90/120/150MVA 700 565 1 U 13/04/2000

8504230000 ENERGIA DEL SUR S.A. TRANSFORMADOR 196MVA Y 26MVA EN JUEGO 17 JUEGOS 2914 PIEZAS Y 353.3 M. 847 821 1 U 14/10/1999

8504230000 CONSORCIO ALSTOM - ICE TRANSFORMADOR ELECTRICO EQUIPO ELECTRICO 220 KV / 138 KV / 300MVA 1 600 386 1 U 16/09/1999

8504230000 CONSORCIO ALSTOM - ICE TRANSFORMADORES ELECTRICOS 220KV/138 KV 300 MVA JUEGO Y ADITAMENTOS 1 611 482 1 U 26/08/1999

8504230000 SIEMENS S.A.C.

AUTOTRANSFORMADOR // SIEMENS S.A. N.FABRICA 510018, 220+/-8, CON CONMUTADOR/TABLERO REGULACION AUTOMATICA Y ACCESORIOS TMMU 231324-3, S:231239; FSCU031616-9, S:231259; TMMU 232790-4, S:231210 20" SIEMENS S.A., LIMA- PERU, CTNRS.: 5 X 40", 4 X 20"

812 700 1 U 09/06/1999

8504230000 EDEGEL S.A.A.

TRANSFORMADOR TRIFASICO DE COLUMNAS EN BAÑO DE ACEITE,INSTALACIONINTERPERIE,REFRIGERACION ONAN/ONAF DE 42/50MVA,DE TRANSFORMACION EN VACIO 230+2X2,5%/10KV,CON CAMBIADOR DE TOMAS EN VACIO EN EL LADO A.T.,GRUPO CONEXIONYND5, Y ACCSEORIOS

639 153 1 U 05/04/1999

Fuente: página www.sunat.gob.pe , portal aduanero

Con estos costos referenciales se obtuvo una muestra de valores unitarios de costos FOB de transformadores por unidad de potencia (en US$/MVA), como se muestra en el siguiente cuadro:



Cuadro H-2

Costos FOB de Transformadores en US$/MVA

CNAN IMPORTADOR DESCRIPCION COMERCIAL FOB US$ CANT US$/MVA


AUTOTRANSFORMADOR TRIFASICO SIEMENS MODELO : S/M PRESENTADO EN UNIDADES PARA ENERGIA / DE POTENCIA REDUCTOR DE 75/95/120 MVA, TERCIARIO DE 25/32/40 MVA,220/138/10 ONAN/ONAF/OFAF, CON REGULARIZACION AUTOMATICA, CON ACEITE Y ACCESORIOS PARA SU NORMAL

849 810 1 7 082


AUTOTRANSFORMADOR EN ACEITE SIEMENS MODELO : 48/60 MVA PRESENTADO EN UNIDADES PARA ENERGIA,TRIFASICO DE POTENCIA, TERCIARIO DE 16/20 MVA 220/138/22.9KV ONAN/ONAF, CON SUS ACCESORIOS PARA SU NORMAL FUNCIONAMIENTO

504 700 1 8 412

8504230000 EMP.DE DISTRIB.ELECT.DE LIMA NORTE S.A.A

TRANSFORMADORES SIEMENS E3-3,E3-4 220 KV TRANSFORMADORES SERIE 185337 Y 185338 DESARMADO TIPO ELUN 7754 POTENCIA 60 MVA ALTA TENSIO

691 212 2 5 760

8504230000 COBRA PERU S.A TRANSFORMADOR SIEMENS MSPM 8054 TENSION MAXIMA DEL SISTEMA 245 KV 120 MVA TRANSFORMADOR DE POTENCIA PARA LA ENERGIA METALICAS

717 570 1 5 980

8504230000 CONSTRUCTORES TRANSMANTARO

TRANSFORMADOR 3PH 60HZ 220/138/10.5KV 90/120/150MVA 700 565 1 4 670

8504230000 ENERGIA DEL SUR S.A. TRANSFORMADOR 196MVA Y 26MVA EN JUEGO 17 JUEGOS 2914 PIEZAS Y 353.3 M. 847 821 1 4 326

8504230000 CONSORCIO ALSTOM - ICE TRANSFORMADOR ELECTRICO EQUIPO ELECTRICO 220 KV / 138 KV / 300MVA 1 600 386 1 5 335

8504230000 CONSORCIO ALSTOM - ICE TRANSFORMADORES ELECTRICOS 220KV/138 KV 300 MVA JUEGO Y ADITAMENTOS 1 611 482 1 5 372

8504230000 SIEMENS S.A.C.

AUTOTRANSFORMADOR // SIEMENS S.A. N.FABRICA 510018, 220+/-8, CON CONMUTADOR/TABLERO REGULACION AUTOMATICA Y ACCESORIOS TMMU 231324-3, S:231239; FSCU031616-9, S:231259; TMMU 232790-4, S:231210 20" SIEMENS S.A., LIMA- PERU, CTNRS.: 5 X 40", 4 X 20", 120 MVA

812 700 1 6 773

8504230000 EDEGEL S.A.A.

TRANSFORMADOR TRIFASICO DE COLUMNAS EN BAÑO DE ACEITE,INSTALACIONINTERPERIE,REFRIGERACION ONAN/ONAF DE 42/50MVA,DE TRANSFORMACION EN VACIO 230+2X2,5%/10KV,CON CAMBIADOR DE TOMAS EN VACIO EN EL LADO A.T.,GRUPO CONEXIONYND5, Y ACCSEORIOS

639 153 1 12 783

A partir de esta muestra se efectuó un análisis estadístico, agrupando la muestra en cuatro clases, como se muestra en la figura H-1, de lo cual resulta que el costo FOB promedio de transformadores es 7 145 U$/MVA. En consecuencia, el costo FOB del autotransformador en análisis resulta de multiplicar el costo unitario por su potencia 120 MVA:

Costo FOB Autotransformador 7 145 US$/MVA * 120 MVA = US$ 857 400



Clase US$/MVA Frecuencia4 326 17 145 89 964 1

y mayor... 1

Histograma

0

2

4

6

8

10

4 326 7 145 9 964 y mayor...Clase U$/MVA

Frec

uenc

ia

Figura H-1 Histograma de Costos FOB de Transformadores en US$/MVA

Con este costo FOB se determinó el costo total del módulo del autotransformador el cual considera los costos de transporte y flete marítimos, seguros, tasa ad valorem CIF, gastos de aduanas, costos de traslados, obras civiles y montaje electromecánico, conforme se detalla en el Cuadro H-3; obteniéndose un total ascendente a US$ 1 139 739.

H.2.2. Celda del lado terciario 13,8 kV del autotransformador

Por otro lado con relación a la celda del lado terciario del autotransformador, de 13,8 kV, es correcta la opinión proporcionada por EGENOR en tanto que este cargo no fue asignado a EGENOR en la regulación de 1996, y en la actualidad esta generadora no hace uso de la misma para colocar su producción de energía en el sistema interconectado, por lo tanto corresponde retirar este cargo de la compensación asignada a EGENOR, el cual fue colocado, involuntariamente, en la hoja de cálculo.

HH..33 CCoonncclluussiióónn - Es procedente la opinión de EGENOR, en el sentido que se debe tener una mayor

muestra de costos referenciales de equipos similares. En ese sentido el OSINERG ha revisado el costo del autotransformador de 120 MVA 220/138 kV sobre la base del análisis de los costos FOB de equipos similares registrados en SUNAT – Aduanas, con lo cual se ha determinado que el costo del módulo para dicho transformador asciende a US$ 1 139 739, el cual debe emplearse para el cálculo de la compensación asignada a EGENOR.

- Es procedente la opinión de EGENOR, respecto a no asignar el cargo de la celda del lado terciario del autotransformador de 13,8 kV del autotransformador de 120 MVA a la empresa EGENOR, en tanto esta empresa no hace uso de ella para colocar su producción en el sistema interconectado.



Cuadro H-3

Costo de módulo de Autotransformador de 120 MVA, 220/138/13,8 kV

SUMINISTROS IMPORTADOS SUMINISTROS FLETE DE SUMINISTROS OBRAS CIVILES Y MONTAJEPRECIO FOB FLETE Y ARANC. Y NACIONALES A OBRA OBRAS CIVILES MONTAJE ELECTROMEC. TOTAL

( M. E. ) SEGURO GG. DE ADUANA SUB-TOTAL SUB-TOTAL ( M. N. ) ( M. N. ) ( M. N. ) ( M. N. ) SUB-TOTAL TOTAL TOTAL GENERALITEM A C T I V I D A D E S UNIDAD CANTIDAD UNITARIO TOTAL ( M. E. ) ( M. N. ) ( M. E. ) ( M. N. ) UNITARIO TOTAL UNITARIO TOTAL UNITARIO TOTAL UNITARIO TOTAL ( M. N. ) ( M. N. ) ( M. E. ) ( M. E. )

( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ ) ( US$ )

I Parte Civil en la Celda

1.0 Trabajos preliminares1.1 Trazo y replanteo m2 98 0.27 26.46 26.46 26.46 26.46

2.0 Movimiento de Tierra2.1 Excavación

2.1.1 En roca m32.1.2 En material suelto m3 147.00 3.45 507.50 507.50 507.50 507.50

2.2 Eliminación2.2.1 Eliminación de material excedente, D<= 1 km m3/km 147.00 1.83 269.01 269.01 269.01 269.012.2.2 Eliminación de material excedente, D> 1 km m3/km 588.00 0.37 217.56 217.56 217.56 217.56

3.0 Solado, e = 0,10 m3 1.00 43.62 43.62 43.62 43.62 43.624.0 Encofrado y desencofrado m2 194.00 12.93 2 508.13 2 508.13 2 508.13 2 508.135.0 Acero de refuerzo fy = 4 200 kg/cm2 kg 3 562.00 0.66 2 350.92 2 350.92 2 350.92 2 350.926.0 Concreto f'c = 210 kg / cm2 m3 61.00 68.57 4 182.73 4 182.73 4 182.73 4 182.737.0 Rieles m 35.00 40.43 1 415.12 1 415.12 1 415.12 1 415.128.0 Falsa zapata f'c = 10 Mpa + 30% P G m3 35.00 43.62 1 526.85 1 526.85 1 526.85 1 526.85

215.76 13 047.90 13 047.90 13 047.90 13 047.90

II Parte Electromecánica en la Celda

1.0 EQUIPOS PRINCIPALES1.1 Transformador de potencia 220/138/10 kV, 100 MVA, incluye

equipo y elementos de fijación, con regulación bajo carga u 1 857400 857 400.00 55 731.00 127 838.34 913 131.00 127 838.34 12 861.00 12 861.00 18332.5 18 332.46 18 332.46 159 031.80 913 131.00 1 072 162.80

2.0 EQUIPOS COMPLEMENTARIOS2.1 Sistema de Puesta a Tierra Superficial Cjto. 1 134.09 134.09 2.01 2.01 384.6 384.58 384.58 520.68 520.682.2 Cables de control Cjto. 1 940.195 940.20 14.10 14.10 307.7 307.66 307.66 1 261.96 1 261.96

3.0 REPUESTOS Gbl 1 42 870.00 2 786.55 6 391.92 45 656.55 6 391.92 53.71 643.86 7 089.49 45 656.55 52 746.04

S U B - T O T A L P A R T E I I 900 270.00 58 517.55 134 230.26 958 787.55 134 230.26 1 128.00 13 520.97 19 024.70 19 024.70 167 903.92 958 787.55 1 126 691.47

T O T A L C O S T O D I R E C T O 900 270.00 58 517.55 134 230.26 958 787.55 134 230.26 1 128.00 13 520.97 13 047.90 19 024.70 32 072.60 180 951.82 958 787.55 1 139 739.37

S U B - T O T A L P A R T E I

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