A. PRESENTACIÓN Edición especial de InfOsinergmin-Empresas · En la primera semana de setiembre próximo, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) pondrá en circulación

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación TarifariaMT 1

A. PRESENTACIÓN

Edición especial de InfOsinergmin-EmpresasEn la primera semana de setiembre próximo, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) pondrá en circulación una edición especial de InfOsinergmin-Empresas con el re-sumen de los procedimientos de fi jación de tarifas de energía realizados por la GART en los siete primeros del presente año.

En Osinergmin, los primeros meses del año se caracterizan normalmente por una intensa actividad regulatoria, pero puede decirse que 2012 ha sido particularmente productivo, tanto por el número de procedimiento regulatorios que ha resuelto como por la signifi cación de los mismos, tal como se podrá verifi car en la edición especial mencionada.

Situación de procedimientos en ejecución•

También se debe destacar que al día 04 de agosto estaban en su tramo fi nal dos procedimien-tos tarifarios: el primero referido al Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2012-2017; y el segundo a la Determinación de Costos Unitarios Adicionales de la Concesión (de distribución de gas natural) de Lima y Callao. En las páginas interiores de esta publicación se expone con más detalle la situación de estos procedimientos.

B. PROCESOS REGULATORIOS EN CURSO

ContenidoA. Presentación (pag. 1) B. Procesos regulatorios en curso (pag. 1) - Plan de Inversiones en Transmisión (pag. 2) - Costos Unitarios Adicionales (pag. 3)

C. Ajustes Trimestrales (pag. 3)D. Temas Vinculados a la Regulación (pag. 4)E. Indicadores de la Regulación Tarifaria (pag. 7)F. Índices Tarifarios (pag. 8)

InfOsinergmin

Año 14 Nº 7 Agosto 2012 Data al 4 de agosto de 2012

EmpresasAcontecimientos de la Regulación y los Mercados de Energía

Gráfico 1

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria2 3Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria2 3

Plan de Inversiones en Transmisión 2013 – 2017B.a.

El 21 de julio último, el organismo regulador aprobó el Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 al 30 de abril de 2017, por área de demanda y por cada titular que la conforma, mediante Resolución N° 151-2012-OS/CD.

De acuerdo al cronograma del procedimiento regulatorio (Grafi co 2), las empresas que de-seen presentar recursos de reconsideración contra la Resolución 151 deben realizarlo hasta el 08 de agosto del presente año, las mismas que serán resueltas por el regulador hasta el 20 de setiembre.

Reseña del proceso•

El Procedimiento para aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión Período 2013-2017 se inició el 01 de setiembre de 2011 con la presentación de los Estudios Técnico – Económi-cos de los titulares de los sistemas.

Las empresas titulares de los sistemas de transmisión expusieron y sustentaron sus propues-tas para el Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo 2013 – 2017 en una audiencia pública realizada en Lima los días 21 y 22 de setiembre último.

En el evento se presentaron los representantes de las empresas titulares de los sistemas de transmisión: Chinango, Coelvisac, Conenhua, Edecañete, Edegel, Edelnor, Egemsa, Electro-centro, Electrodunas, Electroperú, Electro Puno, Electrosur, Electrosureste, Enersur, Eno-sa, Ensa, Hidrandina, Luz del Sur, REP, Seal, y SN Power.

El 28 de noviembre de 2011, Osinergmin remitió a las empresas sus observaciones a las propuestas recibidas y el 26 de enero del mismo año las empresas titulares de los sistemas de transmisión presentaron las correspondientes absoluciones.

Luego, el 09 de abril último, el organismo regulador publicó el proyecto de resolución que aprueba el Plan de Inversiones en Transmisión para el periodo mayo 2013 – abril 2017, me-diante Resolución N° 065-2012- OS/CD.

El 25 de abril de 2012, en una audiencia pública descentralizada realizada en las ciudades de Lima, Chiclayo y Arequipa, los especialistas de la GART expusieron y sustentaron los crite-rios, metodología y modelos económicos utilizados en el proyecto de resolución publicado y la propuesta de Plan de Inversiones.

Grá� co 2


Costos Unitarios Adicionales de la Concesión de Lima y CallaoB.b.

El procedimiento de Determinación de los Costos Unitarios de Inversión Adicionales de la Concesión de Distribución (de gas natural) de Lima y Callao se inició el 04 de julio último con la publicación del proyecto de resolución que aprueba los Costos Unitarios de Inversión Adicionales de elementos de la Concesión de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de Lima y Callao, mediante la Resolución N° 142-2012-OS/CD.

Luego, el 11 de julio de 2012, en una audiencia pública realizada en Lima, los especialistas de la GART expusieron y sustentaron los criterios, metodología y modelos económicos uti-lizados en el proyecto de resolución publicado y la propuesta costos unitarios adicionales del regulador.

De acuerdo al cronograma del procedimiento Osinergmin debe publicar la resolución tarifaria correspondiente el día 28 de agosto próximo, y las empresas, de ser el caso, podrán presentar recursos de reconsideración hasta el 17 de setiembre. Este procedimiento concluirá el 30 de octubre del presente año, si es que se presentara recursos de reconsideración.

C. AJUSTES TRIMESTRALES

Precio a Nivel Generación (agosto – octubre 2012)C.a.

Osinergmin aprobó mediante Resolu-ción Nº 168-2012-OS/CD, publicada el 01 de agosto último, el Precio a Nivel Generación (PNG) en Subestaciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los usuarios regulados del SEIN, y su respectiva fórmula de reajus-te, aplicables a partir del 04 de agosto del año en curso. (Ver Tabla 1)

Del mismo modo aprobó también el Programa Trimestral de Transferen-cias por Mecanismo de Compensación correspondiente al periodo agosto – octubre 2012 y las Transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados por Mecanismo de Compensación correspondiente a julio de 2012.

Los PNG se refi eren únicamente a los precios de potencia y energía, cuyos valores son el pro-medio ponderado de los Precios en Barra y los precios obtenidos en los procesos de licitación de potencia y energía asociada realizados al amparo de la Ley 28832, `Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica .

Factor de Recargo del FOSE (agosto – octubre 2012)C.b.

Osinergmin aprobó en 1,024 el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléc-trica (FOSE) aplicable en la facturación del periodo agosto – octubre 2012, mediante Reso-lución Nº 166-2012-OS/CD, publicada el 01 de agosto último. El periodo de aplicación del

Tabla 1PNG en Subestación Base SEIN

Subestacio-nes Base

"TensiónkV"

PPM1 S/./kW-mes

PEMP2

Ctm. S/./kW.hPEMF3

Ctm. S/./kW.h

Lima 220 16,72 13,42 11,32

Trujillo Norte 220 16,72 14,23 12,02

Chiclayo Oeste 220 16,72 14,71 12,42

Arequipa 138 16,72 14,85 12,42

Cusco 138 16,72 15,38 12,35

Puno 138 16,72 15,01 12,47

1.- Precio de Potencia a Nivel Generación. 2.- Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta. 3.- Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta.


factor de recargo se inicia el 04 de agosto y fi naliza el 03 de noviembre de 2012 (ver evolu-ción del FOSE en Índices Tarifarios, de la página 8 de esta sección de InfOsinergmin).

El organismo regulador aprobó asimismo el respectivo Programa Trimestral de Transfe-rencias Externas para el periodo indicado. En dicho programa, las empresas Edelnor y Luz del Sur aportan a Adinelsa, Chavimochic, Edecañete, Edelsa, Egepsa, Electro Orien-te, Electro Pangoa, Electro Puno, Electro Sur Este, Electro Tocache, Electrocentro, Electronoroeste, Electronorte, Electrosur, Emsemsa, Emseusa, Hidrandina, Acciona Microenergía Perú, Seal, y Sersa. Por su parte, las empresas, Electro Ucayali, Coel-visac y Electro Dunas aportan a Electro-centro.

Factores de Actualización C.a. de Cargos Unitarios por Compensación

Osinergmin aprobó, mediante Resolución Nº 169-2012-OS/CD, los factores de ac-tualización “p” para determinar los Cargos Unitarios por CVOA-CMg, por CVOARSC, por Prima, y por Generación Adicional.

Asimismo, aprobó el factor de actualiza-ción “FA” para determinar el Peaje Unita-rio por Compensación que se adiciona a los Peajes correspondientes a los Sistemas Se-cundarios de Transmisión y Sistemas Com-plementarios de Transmisión asignados a la demanda de las Áreas de Demanda 6 y 7. (Ver Tabla 2)

Los factores aprobados por el regulador entran en vigencia el 04 de agosto del presente año.

D. TEMAS VINCULADOS A LA REGULACIÓN

Licitación de instalaciones internas de GND.a.

Mediante Resolución N° 154-2012-OS/CD, publicada el 21 de julio último, Osinergmin pre-publicó el proyecto de resolución que aprueba el ‘Procedimiento para Licitaciones de Instalaciones Internas de Gas Natural en Predios Residenciales, según Mecanismo de Promoción Tarifaria’.

Consideraciones del proyecto•

Conforme a lo dispuesto en el Artículo 112a del Texto Único Ordenado (TUO) del Regla-mento de Distribución de Gas Natural, aprobado mediante D.S. Nº 040-2008-EM (según la incorporación introducida por Decreto Supremo N° 009-2012-EM) establece disposiciones re-

Tabla 2Cargo Unitario Factor p

Cargo Unitario por CVOA-CMg 1,0972

Cargo Unitario por CVOA-RSC 0,0000

Cargo por Prima

Cogeneración Paramonga 0,0000

C.H. Santa Cruz II 1,0000

C.H. Santa Cruz I 1,0000

C.H. Poechos 2 1,2500

C.H. Roncador 0,0000

C.H. Carhuaquero IV 1,0000

C.H. Caña Brava 1,0000

C.H. La Joya 2,3333

C.T. Huaycoloro 0,9286

C.H. Purmacana 0,0000

C. H. Huasahuasi I 0,8000

C. H. Huasahuasi II 0,8000

C. H. Nuevo Imperial 0,6667

Cargo Unitario por Generación Adicional

Usuarios Regulados 0,9724

Usuarios Libres que no son grandes usuarios 0,9759

Grandes Usuarios 0,9759

Cargo Unitario Factor FA

Peaje Unitario por Compensación 1,10161. Costos Variables Adicionales respecto del Costo Marginal2. Costos Variables Adicionales respecto de los Retiros sin contratos.3. Compensación por generación con recursos energéticos renovables.


lacionadas con el Mecanismo de Promoción por la conexión de consumidores residenciales, señalando que las normas que Osinergmin establezca para aplicar dicho mecanismo, deben seguir determinados lineamientos, dentro de los que se encuentra el contemplado en el literal b) de dicho Artículo 112a, que exige que cuando el costo de promoción incluya la instalación interna, Osinergmin regulará los costos unitarios de los materiales, equipos y mano de obra usa-dos directamente en la misma. A dicho efecto, se utilizará el resultado de la licitación llevada a cabo por el concesionario según las bases del concurso y el procedimiento que para tales efectos establezca el regulador.

Las licitaciones que se efectúen dentro del referido Mecanismo de Promoción, obligan a las empresas solicitantes, a separar las cuentas de ingresos y gastos respectivas, así como a notifi car a los clientes benefi ciados, a efectos del control posterior mediante un balance de liquidación de los recursos asignados en adelanto.

Las licitaciones para el suministro de materiales y equipos se efectuarán de forma independiente de las licitaciones de la mano de obra para la construcción o montaje de la instalación interna en el predio residencial.

Los ganadores de dichas licitaciones efectuaran las Instalaciones (tuberías) Internas que se cons-truyen al interior de un predio residencial para llevar el gas natural desde la Acometida (medi-dor) hasta los artefactos que consumen gas natural.

El costo de la instalación interna debe ser asumido por el cliente; sin embargo, el Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos, para fi nes de masifi cación del gas natural establece que mediante un fondo de promoción, que se recauda vía la tarifa de distribución de gas natural, se podrá efectuar licitaciones para la construcción de estas instalaciones en las zonas con niveles socio económicos que establezca el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial.

Objeto del procedimiento•

Este procedimiento permitirá al regulador determinar los costos unitarios de los materiales, equipos y mano de obra usados para realizar las instalaciones internas de los consumidores residenciales comprendidos en los gastos de promoción.

El procedimiento será similar al seguido por las licitaciones de suministro eléctrico, de forma tal que exista una mayor participación y libre competencia de las empresas instaladoras mini-mizando el costo de estas instalaciones en benefi cio de los clientes potenciales y del fondo de promoción, que permitirá la atención de un mayor número de clientes con los gastos de pro-moción.

Procedimiento de Reajuste de la TUD de GND.b.

Osinergmin prepublicó el proyecto de resolución que aprueba el nuevo ‘Procedimiento de Reajuste de la Tarifa Única de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos de la Concesión de Lima y Callao’, mediante Resolución N° 155-2012-OS/CD.

Consideraciones previas•

En negocios nuevos, como el caso del gas natural en el Perú, pueden presentarse variaciones sus-tanciales, no solo derivados de los factores de actualización muy vinculados con la coyuntura na-cional o cambios económicos drásticos, sino que, pueden presentarse variaciones sustanciales por


diversos aspectos previstos en las tarifas, que ameriten un recálculo tarifario, como por ejemplo el incumplimiento del Plan Quinquenal de Inversiones o un aumento imprevisto de la demanda o por el contrario, mayores inversiones a la prevista o menor demanda que la proyectada.

El Procedimiento de Reajuste prevé la metodología y cálculo de los Factores de Ajuste Tarifario Asociado al Cambio en el Costo Medio (FCM), al Gasto de Promoción (FA1), al equilibro ta-rifario de los ingresos y costos de distribución (FA2) y el ajuste total (FAT). Es por ello, que se hace necesario actualizar el Procedimiento de Reajuste para su adecuada aplicación en la TUD, descrito en el Decreto Supremo N° 009-2012-EM, lo cual redundará en el benefi cio y fi nalidad del procedimiento mismo.

Guía de Elaboración del VNR de las instalaciones de D.c. distribución eléctrica

Osinergmin modifi có el texto de los Criterios Técnicos de Adaptación de las Instalaciones de Distribución Eléctrica por Sector Típico de la ‘Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica’, mediante Resolución N° 167-2012-OS/CD, publicada el 01 de agosto último.

Modifi catorias•

Las modifi caciones a la Guía de Elaboración del VNR, de acuerdo con el texto publicado, son las siguientes:

“Sector Típico 2

El proceso de adaptación se realiza de acuerdo a las zonas geográfi cas de tipo de ambiente: corrosivo y no corrosivo. La zona de ambiente corrosivo es un área adyacente y paralela a la costa de 7 km de ancho, con excepción de las siguientes provincias, según el detalle que se indica:

(…)”

“Sector Típico 3

El proceso de adaptación se realiza de acuerdo a las zonas geográfi cas de tipo de ambiente: corrosivo y no corrosivo. La zona de ambiente corrosivo es un área adyacente y paralela a la costa de 7 km de ancho, con excepción de las siguientes provincias, según el detalle que se indica en la tabla anterior.

(…)”

Región Provincia Zona de ambiente corrosivo

Ancash Santa 0 - 3 km, 5 - 7 km y 10 - 16km

La Libertad Trujillo 0 - 11 km

Lambayeque Chiclayo 0 - 14 km

Piura Sechura 0 - 6 km

Piura Paita 0 km

Piura Talara 0 km

Tumbes Contralmirante Villar 0 km

Tumbes Tumbes 0 km

Tumbes Zarumilla 0 km


E. INDICADORES DE LA REGULACIÓN TARIFARIA

La Tabla 3 presenta los valo-res que alcanzaron el 04 de agosto los indicadores ma-croeconómicos que intervie-nen las fórmulas de ajuste de las tarifas eléctricas respecto al mismo día del mes anterior.

Por otra parte, la evaluación de dichos factores determino que el regulador hiciera re-ajustes al alza en el precio a nivel generación, el peaje por conexión al sistema de trans-misión y el valor agregado de distribución, lo que determinó alzas en las tarifas eléctricas de aplicación en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN.

Tabla 3Variación de los indicadores de la regulación tarifaria

(Agosto vs julio)

Índices Macroeconómicos 04/07/2012 04/08/2012 Variación

IPM 209,31 207,55 -0,8%

TC (S/,/US$) 2,671 2,629 -1,6%

PGN (S/,/MMBtu) 6,656 6,551 -1,6%

FOBCB (US$/tn) 118,81 115,96 -2,4%

Diesel B5+ISC (S/,/gl) - Callao 9,16 9,3 1,5%

Residual+ISC (S/,/gl,) - Callao 6,56 6,44 -1,8%

Diesel B5+ISC (S/,/gl) - El Milagro 10,23 10,23 0,0%

Diesel B5+ISC (S/,/gl) - Iquitos 9,53 9,53 0,0%

Residual+ISC (S/,/gl,) - Iquitos 7.78 7,78 0,0%

Diesel B5+ISC (S/,/gl) - Cusco 10,67 10,92 2,3%

IPCu (ctv,US$/lb) 376,47 370,31 -1,6%

IPAl (US$/tn) 2 222,36 2 172,08 2,3%

“Sector Típico 4

El proceso de adaptación se realiza de acuerdo a las zonas geográfi cas de tipo de ambiente: corrosivo y no corrosivo. La zona de ambiente corrosivo es un área adyacente y paralela a la costa de 7 km de ancho, con excepción de las siguientes provincias, según el detalle que se indica en la tabla anterior.(…)”

Defi nición del VNR•

La Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) defi ne el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) como el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecno-logía y precios vigentes, considerando además:

Los gastos fi nancieros durante el periodo de la construcción, calculados con una tasa –de interés que no podrá ser superior a la tasa de actualización fi jada en el artículo 79º de la LCE.

Los gastos y compensaciones por el establecimiento de las servidumbres utilizadas. –Los gastos por concepto de estudios y supervisión –

Actualización del VNR•

La LCE establece que Osinergmin, cada cuatro años, procederá a actualizar el VNR de las instalaciones de distribución eléctrica con la información presentada por las empresas de dis-tribución eléctrica. Asimismo, establece que en el caso de obras nuevas o retiros, Osinergmin incorporará o deducirá el respectivo VNR.

La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de Osinergmin, mediante la Resolución, aprueba la Guía de la Elaboración del VNR, documento base de las fi jaciones del VNR.

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria8 1

F. ÍNDICES TARIFARIOS

G. LO QUE SE VIENE

Aprobación del Plan de Inversiones en Transmisión04 de setiembre: Resolución de reconsideraciones del procedimiento.

Costos Unitarios Adicionales de la Concesión de Lima y Callao04 de setiembre: Resultados de la determinación de los costos adicionales de gas natural.

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria8

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Gráfico 6Gráfico 5

Gráfico 4

Este factor se actualiza trimestralmente. La última actualización estará en vigencia desde el 04 de agosto hasta el 03 de noviembre de 2012.

Gráfico 3

Este factor se actualiza trimestralmente. La última actualización estará en vigencia desde el 04 de agosto hasta el 03 de noviembre de 2012.

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