Estudio para la Fijación de Tarifas en Barra - … · partir de la suma del precio en boca de pozo y los cargos por su transporte y distribución, estos últimos fijados mediante

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe OSINERG-GART/DGT N° 066A-2004

Estudio para la Fijación de Tarifas en Barra

Período noviembre 2004 - abril 2005

Lima, 12 de octubre de 2004

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/DGT N° 066A-2004

Proceso de Regulación Tarifas en Barra Noviembre 2004 – Abril 2005 Página i de iv

Resumen Ejecutivo

Los Precios en Barra, en los sistemas que se alimentan desde el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”), varían, con respecto a los precios vigentes1, en +13,8% para la energía y en +6,9% para la potencia. Las variaciones en los precios de generación son inferiores a las de la propuesta del COES-SINAC que eran de +39,2% para la energía y de +19,4% para la potencia.

1) El siguiente cuadro muestra la variación de los Precios en Barra Promedio2, con relación a los valores vigentes, en algunas ciudades:

2) El impacto de la tarifa sobre el consumidor final de tipo residencial en el SEIN varía de +3,5% a +4,5%, para consumos mayores a 30 kWh/mes, y considerando el efecto de los factores de pérdidas y economías de escala de distribución, vigentes a partir del 01 de noviembre de 2004.

1 Al 31 de agosto de 2004. 2 Promedio calculado con un factor de carga de 56,3%.


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3) Para la determinación de las tarifas en el SEIN se emplea la propuesta del COES-SINAC (en adelante el “ESTUDIO”), la absolución de observaciones (en adelante la “ABSOLUCIÓN”), las opiniones y sugerencias recibidas de los interesados y, los estudios preparados por el OSINERG o encargados a consultores especializados.

4) Las principales premisas consideradas para la fijación de las tarifas en el SEIN son:

a) La proyección de la demanda, para el año 2004, se ha efectuado mediante un procedimiento de estimación sobre la base del consumo de días típicos, de manera de reflejar el consumo real. Asimismo, para el horizonte 2005-2008 se ha utilizado el modelo econométrico propuesto por el COES-SINAC. Por otro lado, se ha corregido, sobre la base de información con que cuenta el OSINERG, la proyección de demanda de BHP-Tintaya y se desestima considerar por separado la demanda de Marsa y Horizonte en atención a lo dispuesto por el Artículo 123° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (ver Anexo A).

b) Se considera la demanda de interconexión con el Ecuador en aplicación de la Disposición Transitoria Única3 del Decreto Supremo N° 010-2004-EM. La proyección de dicha demanda internacional, se ha efectuado mediante la aplicación del procedimiento descrito en el Anexo B, el cual contiene la propuesta del OSINERG de las premisas y parámetros de cálculo de las simulaciones a que se refiere la mencionada disposición.

c) Se considera en el plan de obras el compromiso entre el Gobierno Peruano y la empresa ETEVENSA para el aprovechamiento del gas natural de Camisea a través de la central termoeléctrica de Ventanilla (324 MW ciclo simple) en setiembre de 2004 y la conversión de una de sus unidades a ciclo combinado (225 MW) en junio de 2006. Dicho plan ha sido determinado tomando en cuenta los criterios, para la incorporación de nuevas plantas, que impone el Decreto Supremo N° 010-2004-EM.

d) Como Costo Variable No Combustible de las unidades de la central termoeléctrica de Ventanilla se utilizan los valores de 4,059 US$/MWh, para el caso en que operen con gas natural en ciclo simple, y de 2,785 US$/MWh, para el caso en que operen con gas natural en ciclo combinado.

De igual modo, respecto del Costo Variable No Combustible de la central termoeléctrica de Ilo1 se utilizan los valores de 1,934

3 Única.- Para efectos de la fijación tarifaria de los periodos que se inician en los meses de noviembre de 2004 y mayo de 2005, la proyección de la demanda y de la oferta extranjeras se determinará sobre la base de la simulación de las transacciones de corto plazo que se hubiesen producido en los enlaces internacionales durante el año 2003, para lo cual se tomarán en cuenta los datos históricos de ese año del SEIN y de los sistemas de los países involucrados. El Ministerio de Energía y Minas, a propuesta del OSINERG, establecerá las premisas y parámetros de cálculo de las simulaciones a que se refiere la presente Disposición.


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US$/MWh, para la unidad Ilo TV2; de 1,325 US$/MWh, para la unidad Ilo TV3; y de 1,231 US$/MWh, para la unidad Ilo TV4.

Dichos valores resultan del análisis de la información presentada por el COES-SINAC tanto en su ESTUDIO como en la ABSOLUCIÓN de las observaciones del OSINERG (ver Anexo C).

e) Se modifica el programa de mantenimiento mayor hidroeléctrico propuesto por el COES-SINAC; asimismo, se retira del programa de mantenimiento de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas los mantenimientos menores por las razones expuestas en el Anexo E del presente informe.

f) Se obtiene el precio del gas natural proveniente de Camisea a partir de la suma del precio en boca de pozo y los cargos por su transporte y distribución, estos últimos fijados mediante las Resoluciones OSINERG N° 082-2003-OS/CD y OSINERG N° 084-2003-OS/CD. Asimismo, los precios de gas natural para las centrales eléctricas de Malacas y Aguaytía se determinan considerando lo establecido en el Decreto Supremo N° 055-2002-EM.

g) Se verifica que el precio del carbón para generación eléctrica no supere el precio máximo de referencia. En consecuencia, se ha considerado el precio de 61,72 US$/Ton propuesto por el COES-SINAC (ver numeral 3.2.3.3 del presente informe).

h) Se considera 643,13 MW como potencia efectiva para la central Santiago Antúnez de Mayolo, con base en el análisis efectuado en el Anexo F.

i) Se corrige la tasa considerada para financiar el stock de combustibles al valor de 3,47% (ver Anexo G).

j) Se considera la restricción sobre la operación del Lago Junín que impone la Resolución Ministerial N° 0149-98-AG.

k) Se considera la incorporación del año hidrológico 2003 en la serie de caudales afluentes.

l) Se obtiene el Precio Básico de la Potencia a partir del análisis de la información presentada por el COES-SINAC en el ESTUDIO y la ABSOLUCIÓN. Asimismo, se han actualizado los valores del Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta de acuerdo con lo dispuesto mediante la Resolución OSINERG N° 278-2004-OS/CD (numeral 3.2.6 y Anexo H del presente informe).

m) Se corrige la restricción de caudal máximo en el río Chili sobre la base de lo expuesto en el Anexo I.

n) En los cálculos de las Tarifas en Barra del presente informe, los valores para los costos de combustibles, corresponden al


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30 de setiembre de 2004, de conformidad con lo establecido en el Artículo 50° de la Ley de Concesiones Eléctricas. Asimismo, se ha considerado la retribución única al Estado por el uso del agua para generación hidroeléctrica de 0,795 S/./MWh, conforme al valor vigente al 30 de setiembre de 2004 del Precio Promedio de Energía a Nivel Generación en el SEIN.

5) Los precios teóricos obtenidos para el SEIN se encuentran en el rango de ±10% de su equivalente del mercado no regulado, por lo cual dichos precios constituyen las Tarifas en Barra.

6) Las Tarifas en Barra en el caso de los sistemas aislados se han determinado conforme se detalla en el Capítulo 6 del presente informe.


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INDICE 1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................3

1.1. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA................................................. 3 1.2. ASPECTOS METODOLÓGICOS.............................................................. 4 1.3. RESUMEN DE RESULTADOS ................................................................ 5 1.4. PRINCIPALES MODIFICACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC ... 7 1.5. COMPARACIÓN DE LAS VARIACIONES DE LOS PRECIOS EN BARRA EN

EL SEIN ............................................................................................ 8 1.6. SISTEMAS AISLADOS .......................................................................... 9

2. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA .....................................................11 2.1. PROPUESTA DEL COES-SINAC....................................................... 12 2.2. PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA........................................................... 13 2.3. OBSERVACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC...................... 14 2.4. ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES .............................................. 14 2.5. PREPUBLICACIÓN DE TARIFAS EN BARRA........................................... 15 2.6. SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA.......................................................... 16 2.7. OPINIONES Y SUGERENCIAS DE LOS INTERESADOS............................. 16 2.8. FIJACIÓN DE TARIFAS EN BARRA ....................................................... 16

3. PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA...........................................18

3.1. PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO......................................................... 18 3.1.1. Precio Básico de la Energía .......................................................... 19 3.1.2. Precio Básico de la Potencia......................................................... 21

3.2. PREMISAS Y RESULTADOS ................................................................ 21 3.2.1. Previsión de Demanda .................................................................. 22 3.2.2. Programa de Obras ....................................................................... 23 3.2.3. Costos Variables de Operación (CVT) .......................................... 27

3.2.3.1. Precios de los Combustibles líquidos........................................27 3.2.3.2. Precio del Gas Natural ..............................................................28 3.2.3.3. Precio del Carbón......................................................................29 3.2.3.4. Otros costos en el precio de los combustibles líquidos.............29

3.2.4. Costo de Racionamiento ............................................................... 31 3.2.5. Precio Básico de la Energía .......................................................... 31 3.2.6. Precio Básico de la Potencia......................................................... 32

3.3. FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES.............................................. 33

4. TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE......................................35

4.1. TARIFAS TEÓRICAS .......................................................................... 35 4.2. COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS TEÓRICOS CON EL PRECIO

PROMEDIO PONDERADO DE LOS CLIENTES LIBRES............................. 37 4.3. TARIFAS EN BARRA .......................................................................... 38

5. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS ......................................................................41 5.1. ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA ..................................... 41 5.2. ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE LA POTENCIA.................................... 42

6. SISTEMAS AISLADOS .....................................................................................43 6.1. AISLADO TÍPICO G: SISTEMA MOYOBAMBA – TARAPOTO -

BELLAVISTA ..................................................................................... 43



6.2. AISLADO TÍPICO H: SISTEMA BAGUA - JAÉN....................................... 44 6.3. OTROS SISTEMAS AISLADOS............................................................. 44

7. ANEXOS ............................................................................................................45

ANEXO A PROYECCIÓN DE DEMANDA............................................................... 46 ANEXO B INTERCONEXIÓN CON EL ECUADOR.................................................... 52 ANEXO C COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE DE LAS UNIDADES DE LA C.T.

VENTANILLA UTILIZANDO GAS NATURAL Y DE LA C.T. ILO1 ................. 59 ANEXO D PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN ..................................................... 70 ANEXO E PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES DEL SEIN .......... 72 ANEXO F VOLUMEN FINAL DEL LAGO JUNÍN Y OPERACIÓN DEL COMPLEJO

MANTARO ........................................................................................ 80 ANEXO G TASAS DE GASTOS FINANCIEROS PARA STOCK DE COMBUSTIBLES..... 90 ANEXO H PRECIO BÁSICO DE POTENCIA........................................................... 91 ANEXO I OPINIONES Y SUGERENCIAS DE LOS INTERESADOS AL PROYECTO DE

RESOLUCIÓN.................................................................................... 99 ANEXO J RELACIÓN DE INFORMACIÓN QUE SUSTENTA LA RESOLUCIÓN DE

FIJACIÓN DE LAS TARIFAS EN BARRA ............................................... 117 ANEXO K DIAGRAMA UNIFILAR SEIN ............................................................. 119


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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 en Barra del período noviembre 2004 – abril 2005. Para su elaboración se ha considerado el estudio técnico económico (en adelante “el ESTUDIO”) y la absolución de observaciones (en adelante “la ABSOLUCIÓN”) presentados por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (en adelante “COES-SINAC”) de acuerdo con el Artículo 119° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, las opiniones y sugerencias de los interesados, y los estudios desarrollados y/o encargados 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 el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante ”Ley” ó “LCE”), el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “Reglamento” o “RLCE”) aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM, en el Decreto Supremo N° 010-2004-EM promulgado por el Ministerio de Energía y Minas y, en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobado mediante Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD y sus modificatorias.

El estudio determina los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 125º y 126º del Reglamento. Estos están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas.

1.1. Proceso de Regulación Tarifaria El proceso de regulación tarifaria se inició el 14 de julio de 2004 con la presentación del “Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Noviembre de 2004”, preparado por el COES-SINAC y remitido al OSINERG para su evaluación. Como parte del proceso regulatorio se convocó la realización de una audiencia pública, la cual se llevó a cabo el 23 de julio de 2004. En esta



audiencia el COES-SINAC tuvo la oportunidad de sustentar su propuesta de fijación de tarifas, recibió los comentarios y observaciones de los asistentes y dio una primera respuesta a las observaciones recibidas.

Posteriormente, el 09 de agosto de 2004, el OSINERG remitió al COES-SINAC un informe con las observaciones encontradas al Estudio Técnico Económico señalado anteriormente.

Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por el COES-SINAC con fecha 31 de agosto de 2004.

Seguidamente, el 20 de setiembre de 2004 se publicó la Resolución OSINERG N° 261-2004-OS/CD, la cual contenía el proyecto de resolución que fija las Tarifas en Barra para el periodo noviembre 2004 – abril 2005.

Al respecto, se recibieron las opiniones y sugerencias de la Defensoría del Pueblo, de La Asociación de Usuarios del Servicio Eléctrico de Arequipa (ADUSELA-EPQ), de la Ing. Teresa Velásquez Bejarano y del Ing. Jaime Iván Bueno Galdo. El análisis de dichas opiniones y sugerencias se realiza en el Anexo I del este informe.

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

1.2. Aspectos Metodológicos El precio básico de la energía se determina utilizando el modelo matemático de optimización y simulación de la operación de sistemas eléctricos denominado PERSEO.

El precio básico de la potencia, de acuerdo con el mandato del Artículo 47°, literales e) y f) de la Ley, corresponde a los costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de la unidad de generación más adecuada para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual, incluida su conexión al sistema de transmisión.

Los precios en barra se calculan agregando a los costos marginales de energía los cargos por la transmisión involucrada. Los cargos por el Sistema Principal de Transmisión corresponden a aquellos establecidos por la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD y sus modificatorias. Los cargos de peaje secundario corresponden a los consignados en la Resolución OSINERG N° 072-2004-OS/CD y sus modificatorias. Finalmente, el cargo por Garantía por la Red Principal de Camisea, que se agrega a los cargos por el Sistema Principal de Transmisión, corresponde a aquél fijado mediante Resolución OSINERG N° 187-2004-OS/CD y sus modificatorias.

Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron comparados con los precios libres de conformidad con lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras. Para este fin, se ha tenido en cuenta, además, lo dispuesto



por el Reglamento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios, aprobado mediante Decreto Supremo N° 017-2000-EM del 18 de setiembre del año 2000.

1.3. Resumen de Resultados Como resultado de la comparación de precios libre / teórico, se observa que el precio promedio ponderado teórico no difiere en más del 10% de su equivalente del mercado no regulado. Por tal motivo, no es necesario efectuar el reajuste en los precios teóricos para constituir las Tarifas en Barra definitivas. En consecuencia, los precios resultantes para la regulación de Tarifas en Barra del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se resumen en el cuadro siguiente4:

4 Para fines de comparación, en el cuadro siguiente se muestra el cargo de Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) aprobado mediante la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD y sus modificatorias, y los peajes del Sistema Secundario de Transmisión consignados en la Resolución OSINERG N° 072-2004-OS/CD y sus modificatorias, debidamente actualizados. Cabe señalar que el PCSPT incluye el cargo por Garantía por la Red Principal de Camisea fijado mediante Resolución OSINERG N° 187-2004-OS/CD y sus modificatorias.



Cuadro No. 1.1



1.4. Principales Modificaciones a la Propuesta del COES-SINAC Los precios en barra mostrados en las secciones anteriores, se obtienen a partir de la propuesta del COES-SINAC con las modificaciones efectuadas por el OSINERG. La siguiente relación describe los principales cambios incorporados:

• La proyección de la demanda, para el año 2004, se ha efectuado mediante un procedimiento de estimación sobre la base del consumo de días típicos, de manera de reflejar el consumo real. Asimismo, para el horizonte 2005-2008 se ha utilizado el modelo econométrico propuesto por el COES-SINAC. Por otro lado, se ha corregido, sobre la base de información con que cuenta el OSINERG, la proyección de demanda de BHP-Tintaya y se desestima considerar por separado la demanda de Marsa y Horizonte en atención a lo dispuesto por el Artículo 123° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (ver Anexo A).

• Se considera la demanda de interconexión con el Ecuador en aplicación de la Disposición Transitoria Única del Decreto Supremo N° 010-2004-EM. La proyección de dicha demanda internacional, se ha efectuado mediante la aplicación del procedimiento descrito en el Anexo B.

• Para el caso del Costo Variable No Combustible de las unidades de la central termoeléctrica de Ventanilla se utilizan los valores de 4,059 US$/MWh para el caso en que operen con gas natural en ciclo simple y de 2,785 US$/MWh para el caso en que operen con gas natural en ciclo combinado. De igual modo, respecto del Costo Variable No Combustible de la central termoeléctrica de Ilo1 se utilizan los valores de 1,934 US$/MWh, para la unidad Ilo TV2; de 1,325 US$/MWh, para la unidad Ilo TV3; y de 1,231 US$/MWh, para la unidad Ilo TV4. Dichos valores resultan del análisis de la información presentada por el COES-SINAC tanto en su ESTUDIO como en la ABSOLUCIÓN de las observaciones del OSINERG (ver Anexo C).

• Se modifica el programa de mantenimiento mayor hidroeléctrico propuesto por el COES-SINAC; asimismo, se retira del programa de mantenimiento de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas los mantenimientos menores (ver Anexo E).

• Se considera 643,13 MW como potencia efectiva para la central Santiago Antúnez de Mayolo, con base en el análisis efectuado en el Anexo F.

• Se corrige la tasa considerada para financiar el stock de combustibles al valor de 3,47% (ver Anexo G).

• Se obtiene el Precio Básico de la Potencia a partir de los costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de la unidad de generación más adecuada para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual, incluida su conexión al sistema de transmisión. El análisis se realiza considerando la información presentada por el COES-SINAC en el ESTUDIO y la ABSOLUCIÓN. Asimismo, se han actualizado los valores del Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta de acuerdo



con lo dispuesto mediante la Resolución OSINERG N° 278-2004-OS/CD (ver numeral 3.2.6 y Anexo H).

• Se corrige la restricción de caudal máximo en el río Chili sobre la base de expuesto en el Anexo I.

• En los cálculos de las Tarifas en Barra del presente informe, los valores para los costos de combustibles, corresponden al 30 de setiembre de 2004, de conformidad con lo establecido en el Artículo 50° de la Ley de Concesiones Eléctricas. Asimismo, se ha considerado la retribución única al Estado por el uso del agua para generación hidroeléctrica de 0,795 S/./MWh, conforme al valor vigente al 30 de setiembre de 2004 del Precio Promedio de Energía a Nivel Generación en el SEIN.

1.5. Comparación de las Variaciones de los Precios en Barra en el SEIN Los precios en barra resultantes se comparan con los precios vigentes al último día del mes de setiembre de 2004, obteniéndose los resultados que se muestran a continuación para las principales ciudades del país5.




Cuadro No. 1.2

1.6. Sistemas Aislados Las Tarifas en Barra en el caso de los sistemas aislados Moyobamba-Tarapoto-Bellavista y Bagua-Jaén, correspondientes a los Sistemas Aislados Típicos G y H, respectivamente, son revisados en la presente fijación de Tarifas en Barra de conformidad con el análisis contenido en el Anexo I.

En el caso de los demás sistemas aislados, se hace uso de las correspondientes fórmulas de actualización de las tarifas, empleando las fórmulas de indexación de precios establecidas en los estudios realizados anteriormente.



Cuadro No. 1.3

Típico A: Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel (combustible Diesel N° 2) con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G, H e I siguientes.

Típico B: Otros Sistemas Aislados distintos al Típico A, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G, H e I siguientes.

Típico E: Sistema Aislado de generación Iquitos, aplicable al sistema de distribución eléctrica de Iquitos.

Típico F: Sistema Aislado con generación termoeléctrica Diesel (combustible Diesel Nº 2) del departamento de Madre de Dios, aplicable a los sistemas de distribución eléctrica de Puerto Maldonado, Iberia e Iñapari.

Típico G: Sistema Aislado de generación Moyobamba – Tarapoto - Bellavista, aplicable a los sistemas de distribución eléctrica de Tarapoto, Tabalosos y Rioja.

Típico H: Sistema Aislado de generación Bagua – Jaén, aplicable a los sistemas de distribución eléctrica de Bagua – Jaén y Utcubamba.

Típico I: Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel (combustible Diesel N° 2) con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%, pertenecientes o atendidos por las Empresas Electro Ucayali o Electro Oriente, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G y H.



2. Proceso de Regulación Tarifaria

El proceso de Fijación de Tarifas en Barra se realiza de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM y el Decreto Supremo N° 010-2004-EM6. El OSINERG, en aplicación de la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido, dentro del proceso de regulación de las tarifas de generación, transmisión y distribución, la prepublicación del proyecto de resolución que fije la tarifa así como la realización de audiencias públicas. En el siguiente esquema se resume la secuencia de actividades del proceso para la Fijación de las Tarifas en Barra. Las fechas indicadas corresponden a la presente fijación de tarifas, donde a partir de la etapa “k” representan fechas límites que pueden variar en caso de adelantarse la fecha de término de alguna de las etapas.

6 En este Informe los términos “Ley” y “Reglamento” se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. N° 25844) y a su Reglamento (D.S. N° 009-93-EM) respectivamente. En tanto el término “Decreto” se refiere al Decreto Supremo N° 010-2004-EM.



Esquema No. 2.1

El esquema ilustrado, que obedece a las disposiciones legales vigentes, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que éstas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de las Tarifas en Barra.

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

2.1. Propuesta del COES-SINAC Los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión, cuyas instalaciones se encuentren interconectadas conforman un organismo técnico denominado Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (en adelante “COES-SINAC”)7 con la finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.

De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 119° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas8, y por el Procedimiento para la Fijación de Tarifas en

7 En el presente informe los términos Sistema Interconectado Nacional (SINAC) o Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se refieren a lo mismo y se utilizan de manera indistinta. Por razones históricas, ambas denominaciones se han utilizado por las entidades del sector eléctrico para referirse al sistema de generación y a la red de alta y muy alta tensión que interconecta a las principales ciudades de todo el país a partir de octubre del año 2000.

8 Artículo 119º.- Antes del 15 de Marzo y 15 de Setiembre de cada año, cada COES deberá presentar a

la Comisión el estudio técnico-económico de determinación de precios de potencia y energía en barras, de conformidad con las disposiciones contenidas en los Artículos 47º a 50º inclusive, de la Ley, en forma detallada para explicitar y justificar, entre otros aspectos, los siguientes:



Barra aprobado mediante la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD, el proceso de regulación tarifaria se inició con la presentación, efectuada por el COES-SINAC el 14 de julio de 2004, del “Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Noviembre de 2004”. En el siguiente cuadro se resume, en términos económicos, la propuesta tarifaria del COES-SINAC:

Cuadro No. 2.1

2.2. Primera Audiencia Pública De acuerdo con lo establecido en el Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra, el Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera Audiencia Pública para el 23 de julio de 2004, con el objeto que el COES-SINAC exponga su propuesta de tarifas de generación para la regulación tarifaria del periodo noviembre 2004 − abril 2005.

En concordancia con lo anterior, se dispuso previamente la publicación, en la página WEB del OSINERG, del Estudio Técnico-Económico presentado por el COES-SINAC con el propósito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso al estudio mencionado y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios

a) La proyección de la demanda de potencia y energía del sistema eléctrico; b) El programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en el periodo; c) Los costos de combustibles, Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables de

operación pertinentes; d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos; e) Los Costos Marginales de Corto Plazo de energía proyectados; f) Los Precios Básicos de la Potencia de punta y de la energía; g) Los factores de pérdidas marginales de potencia y de energía; h) El Costo Total de Transmisión, discriminando los costos de inversión y los de operación y

mantenimiento tanto para el Sistema Principal como para los Sistemas Secundarios de Transmisión;

i) Los valores resultantes para los Precios en Barra; j) La fórmula de reajuste propuesta; y, k) Cálculo del Ingreso Tarifario esperado en los Sistema Principal y Secundarios de Transmisión,

para la fijación del Peaje por Conexión y del Peaje Secundario.



relacionados con el estudio tarifario, durante la realización de la Audiencia Pública.

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

2.3. Observaciones a la Propuesta del COES-SINAC Con fecha 09 de agosto de 2004 el OSINERG, a través del Informe Técnico OSINERG-GART/DGT N° 064-2004, comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al Estudio Técnico Económico presentado por el COES-SINAC. En este mismo documento se incluyeron las observaciones y/o comentarios emitidos por los interesados durante la primera audiencia pública.

Inmediatamente después de remitido el informe de observaciones al COES-SINAC, se procedió a la publicación del mismo en la página WEB del OSINERG.

2.4. Absolución de las Observaciones El 31 de agosto de 2004, el COES-SINAC remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG al Estudio Técnico-Económico propuesto y presentó un informe con los resultados modificados de su estudio.

En el siguiente cuadro se resume la propuesta del COES-SINAC después de la absolución de las observaciones.

Cuadro No. 2.2



De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 122° del Reglamento9, en el caso de las observaciones al Estudio Técnico-Económico del COES-SINAC que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG, corresponde a este organismo regulador, de acuerdo con el análisis que se indica más adelante, establecer lo correspondiente dentro de los márgenes que se señalan en la Ley.

2.5. Prepublicación de Tarifas en Barra El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por el COES-SINAC, tanto en su estudio inicial como en el informe remitido en respuesta a las observaciones formuladas a su Estudio Técnico Económico para la fijación de las Tarifas en Barra. A raíz del análisis que se indica, se ha elaborado el presente informe que contiene el resultado de los estudios realizados.

El siguiente cuadro resume los precios determinados por el OSINERG después del análisis efectuado:

Cuadro No. 2.3

De acuerdo con lo señalado en el literal “g” del Anexo A de la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, con un mínimo de 15 días hábiles de anticipación a la publicación de la resolución que fije las Tarifas en Barra, el OSINERG prepublicó en el Diario Oficial el Peruano y en su página WEB, el Proyecto de Resolución que fija las Tarifas en Barra y la relación de información que la sustenta.

9 Artículo 122º.- En los casos en que la Comisión haya presentado observaciones a los estudios de costos presentados por el COES o los concesionarios para la fijación tarifaria, y éstas no hayan sido absueltas a satisfacción de la Comisión, corresponderá a la Comisión establecer los valores finales y fijar las tarifas dentro de los márgenes que señalan los Artículos 53º y 71º de la Ley.



2.6. Segunda Audiencia Pública El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 24 de setiembre de 2004, en la cual la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en la presente regulación tarifaria, así como el sustento del proyecto de resolución que fija las Tarifas en Barra para el período noviembre 2004 - abril 2005.

La realización de esta audiencia pública se produjo de manera descentralizada y simultáneamente en tres ciudades del país: Chiclayo, Tacna y Lima, a través de un sistema de multivideoconferencia.

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

Con relación a las opiniones y comentarios vertidos durante dicha audiencia, los mismos fueron respondidos en dicha oportunidad y se encuentran registrados (grabados y filmados) de conformidad con lo dispuesto por el numeral 9 de las Directivas que rigen la realización de las Audiencias.

2.7. Opiniones y Sugerencias de los Interesados El 30 de setiembre de 2004 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre el Proyecto de Resolución que fija las Tarifas en Barra.

El OSINERG ha recibido las opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución presentadas por la Defensoría del Pueblo, la Asociación de Usuarios del Servicio Eléctrico de Arequipa (ADUSELA-EPQ), la empresa Electro Oriente S.A., la Ing. Teresa Velásquez Bejarano y el Ing. Jaime Iván Bueno Galdo; las cuales han sido publicadas en la página WEB del OSINERG.

Cabe mencionar que la Defensoría del Pueblo presentó por escrito sus comentarios y sugerencias el día 1 de octubre (es decir con posterioridad a la fecha de cierre establecida), sin embargo dado que estas corresponden a aquellas sobre los cuales se manifestara verbalmente durante la realización de la Audiencia Pública del 24 de setiembre, corresponde que sean analizadas en el presente informe.

2.8. Fijación de Tarifas en Barra El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por el COES-SINAC tanto en su estudio inicial como en el informe remitido en respuesta a las observaciones formuladas a su Estudio Técnico Económico para la fijación de las Tarifas en Barra. Asimismo, ha tomado en cuenta las opiniones y sugerencias recibidas de los interesados respecto del proyecto de



resolución que fija las Tarifas en Barra para el periodo noviembre 2004 – abril 2005. A raíz del análisis que se indica se ha elaborado el presente informe que contiene el resultado de los estudios realizados.

El siguiente cuadro resume los precios determinados por el OSINERG después del análisis efectuado:

Cuadro No. 2.4

Fijación de Tarifas en Barra (OSINERG)

Las Tarifas en Barra y sus fórmulas de reajuste, una vez aprobadas, serán publicadas en el Diario Oficial El Peruano y complementariamente en la página WEB del OSINERG.



3. Precios Básicos de Potencia y Energía

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se extiende desde Tacna por el sur hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte de ciudades del país.

Para el presente período de regulación se destaca:

• La inclusión de la central hidroeléctrica de Yuncán (130 MW).

• La ampliación de capacidad de la central hidroeléctrica de Callahuanca (7,5 MW)

• La corrección de la potencia efectiva de la central Mantaro (643,13 MW).

• La operación de las primeras unidades que utilizarán el gas natural de Camisea.

• La inclusión de la demanda del Ecuador, según lo dispuesto por el Decreto Supremo N° 010-2004-EM del Ministerio de Energía y Minas.

• La incorporación del año hidrológico 2003 en las series de caudales afluentes.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos considerados, y resultados obtenidos, en el proceso de determinación de las Tarifas en Barra noviembre 2004 - abril 2005.

3.1. Procedimientos de Cálculo Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SEIN.



3.1.1. Precio Básico de la Energía El precio básico de la energía, cuyos criterios y procedimientos de determinación se encuentran establecidos en el Artículo 125º del Reglamento10, se calcula a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo dispuesto en los Artículos 47° al 50° de la Ley11 y en el Decreto Supremo N° 010-2004-EM.

10 Artículo 125º.- El Precio Básico de la Energía, a que se refiere el inciso d) del Artículo 47º de la Ley, será calculado mediante el siguiente procedimiento: a) Se calculará el Valor Presente del producto de la demanda por el respectivo costo marginal de cada

período proyectado; b) Se calculará el Valor Presente de la demanda de cada período proyectado; y, c) Se obtendrá el cociente de a) y b).

El Valor Presente señalado en los incisos a) y b) serán obtenidos empleando la Tasa de Actualización señalada en el Artículo 79º de la Ley y un número de períodos de 48 meses.

11 Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes

en la siguiente forma: a) Proyectará la demanda para los próximos cuarentiocho meses y determinará un programa de obras

de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período, considerando las que se encuentren en construcción y aquellas que estén contempladas en el Plan Referencial elaborado por el Ministerio de Energía y Minas;

b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta, entre otros: la hidrología, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el artículo 79° de la presente Ley;

c) Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sistema, para los Bloques Horarios que establece la Comisión de Tarifas de Energía, correspondiente al programa de operación a que se refiere el acápite anterior;

d) Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados;

e) Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el artículo 79 de la presente Ley;

f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimiento que se establezca en el Reglamento, considerando como límite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior.

En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este fin un margen adicional, al precio establecido en el párrafo precedente;

g) Calculará para cada una de las barras del sistema un factor de pérdidas de potencia y un factor de pérdidas de energía en la transmisión.

Estos factores serán iguales a 1,00 en la barra en que se fijen los precios básicos; h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema,

multiplicando el Precio Básico de la Potencia de Punta por el respectivo factor de pérdidas de potencia, agregando a este producto el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60° de la presente Ley; y,

i) Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor de pérdidas de energía.

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.

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

Artículo 50º.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el artículo 47° deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o septiembre, según se trate de las fijaciones de precio de mayo o de noviembre, respectivamente.



Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SEIN, se utiliza el modelo PERSEO. Este modelo de despacho de energía multinodal, permite calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programación lineal para determinar la estrategia óptima de operación ante diferentes escenarios de hidrología. Los costos marginales se determinan como el promedio de las variables duales asociadas a la restricción de cobertura de la demanda (2004-2008) para cada uno de los escenarios hidrológicos.

Para representar el comportamiento de la hidrología, el modelo PERSEO utiliza los caudales históricos naturalizados registrados en los diferentes puntos de interés. Para el presente estudio se utilizan los datos de caudales naturales de los últimos 39 años, con información histórica, hasta el año 2003.

La representación de la demanda del sistema se realiza para cada barra, en diagramas de carga mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del período de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados se calculan para cada uno de los bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resume en sólo dos períodos: punta y fuera de punta (para el período fuera de punta se consideran los bloques de media y base).

En el caso del mantenimiento de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas procede retirar, del programa propuesto por el COES-SINAC, los mantenimientos menores. Asimismo, se corrige el programa de mantenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas. Mayor detalle sobre este punto se presenta en el Anexo E del presente informe.

Se consideran las restricciones impuestas por la Resolución Ministerial N° 0149-98-AG, en el control de los desembalses del lago Junín.

El modelo PERSEO está constituido por un programa (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las restricciones que definen un problema de programación lineal. Las restricciones una vez construidas son sometidas a un motor de programación lineal (herramienta CPLEX) que resuelve el problema de optimización. Las salidas del optimizador lineal son luego recogidas por programas de hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráfico de los resultados.

Información más detallada sobre el modelo PERSEO, sus características, manual de usuario, casos de prueba y datos de las fijaciones tarifarias, se encuentra disponible en la página web del OSINERG: http://www.osinerg.gob.pe. Así mismo, el OSINERG, en dicho portal, ha puesto a disposición de los interesados un servicio gratuito de modo que puedan efectuar sus simulaciones utilizando el modelo PERSEO.



3.1.2. Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de la Potencia, cuyos criterios y procedimientos de cálculo se encuentran definidos en el Artículo 126º del Reglamento12, se determina a partir de una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El Precio Básico de Potencia corresponde a la anualidad de la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual. Se considera, asimismo, los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, aprobados mediante la Resolución OSINERG N° 278-2004-OS/CD, aprobada el 07 de octubre de 2004.

En la presente regulación, se procede a actualizar todos los costos de la unidad de punta, considerando la información entregada por el COES-SINAC en el ESTUDIO y en la ABSOLUCIÓN y los resultados de estudios de consultores especializados.

3.2. Premisas y Resultados A continuación, se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento que se utilizan para el

12 Artículo 126º.- La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47° de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios y procedimientos: a) Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia:

I) Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47° de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar;

II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar;

III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden;

IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad;

V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y

VI) El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden.

b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión: I) La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación de

capital obtenido con la Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79° de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión.

II) El monto de la Inversión será determinado considerando: 1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de

importación que les sean aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y, 2) El costo de instalación y conexión al sistema.

III) Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fiscal. c) La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen

de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento.

La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.



cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Finalmente, se presenta la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra.

3.2.1. Previsión de Demanda El modelo que se emplea para efectuar el pronóstico de ventas de la demanda es el propuesto por el COES-SINAC y, en esencia, es un modelo ajustado del que se utilizó en la fijación de tarifas de mayo de 2004. Asimismo, se tiene en cuenta las siguientes diferencias respecto de los valores propuestos por el COES-SINAC (ver Anexo B para mayor detalle):

• La proyección de la demanda, para el año 2004, se ha efectuado mediante un procedimiento de estimación basado en el consumo de días típicos, de manera de reflejar el consumo real.

• Modificación de la proyección de demanda de BHP-Tintaya para el periodo 2004-2008.

• No se considera la proyección por separado de la demanda de Marsa y Horizonte en atención a lo dispuesto en el Artículo 123° del Reglamento13, que fuera modificado por el Decreto Supremo N° 010-2004-EM.

• En atención a la Única Disposición Transitoria del Decreto Supremo N° 010-2004-EM, se considera la demanda de interconexión con el Ecuador de acuerdo con el procedimiento descrito en el Anexo B.

Al consumo de energía, se le agrega un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no consideradas en el modelado de la red de transmisión.

La demanda considerada para el SEIN se resume en el Cuadro No. 3.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERSEO es necesario desagregarla en las barras en las cuales se representa el SEIN.

13 Artículo 123º.- La proyección de la demanda a que se refiere el inciso a) del Artículo 47º de la Ley, se efectuará considerando la correlación de la demanda de electricidad con factores económicos y demográficos relevantes. La tasa de crecimiento anual de la proyección de la demanda deberá guardar relación con la tasa correspondiente a los 48 meses previos al período proyectado, considerando los factores coyunturales que la hubieren afectado. Serán considerados por separado en la proyección de la demanda, los proyectos con demandas superiores a 10 MW, siempre que cumplan con los requisitos y condiciones que se aprueban por resolución ministerial. Se considerarán factibles de entrar en operación en el período a que se refiere el inciso a) del Artículo 47° de la Ley, aquellos proyectos de generación y transmisión cuyos títulos no se encuentren en causal de caducidad o cancelación según corresponda y que cumplan con los requisitos y condiciones que se aprueben por resolución ministerial. Los requisitos y condiciones para el programa de obras y la proyección de la demanda, podrán ser revisados por el Ministerio cada dos (2) años, debiendo ser publicados antes del 30 de noviembre del año correspondiente, caso contrario, se mantendrán vigentes los requisitos y condiciones aprobados en la última resolución publicada. Para la proyección de la demanda y oferta extranjeras en la fijación de las Tarifas en Barra, se considerarán los datos históricos de las transacciones de corto plazo producidos en los últimos doce (12) meses anteriores al mes precedente a la fecha de presentación al OSINERG del estudio técnico – económico por el COES, y se aplicarán como una constante para el período a que se refiere el inciso a) del Artículo 47° de la Ley.



Cuadro No. 3.1

3.2.2. Programa de Obras El programa de obras está dado por la secuencia de equipamiento de generación y transmisión esperado para ingresar al servicio dentro del periodo de análisis de 48 meses señalado por la LCE.

Para establecer el programa de obras se tiene en cuenta aquellas factibles de entrar en operación en el periodo, considerando las que se encuentran en construcción y aquellas contempladas en el Plan Referencial de Electricidad, entre otras.

Es importante señalar que, a partir de la presente fijación tarifaria, se aplica la modificación del Artículo 123° del Reglamento, dispuesto mediante el Decreto Supremo N° 010-2004-EM, el cual señala que “Se consideran factibles de entrar en operación en el período a que se refiere el inciso a) del Artículo 47° de la Ley, aquellos proyectos de generación y transmisión cuyos títulos no se encuentren en causal de caducidad o cancelación según corresponda y que cumplan con los requisitos y condiciones que se aprueben por resolución ministerial”.

Al respecto, de acuerdo con lo expresado en el informe legal de Asesoría Interna OSINERG-GART-AL-2004-124 y el informe legal de Asesoría Externa AL-DC-079-2004, se concluye que la condición de factibilidad contenida en el Artículo 123° del Reglamento implica que, los proyectos de generación que cuenten con título vigente se considerarán factibles de entrar en operación en el período de cuarenta y ocho meses, debiendo dichos proyectos ser ubicados entre aquellos que se encuentran en construcción y los que estén contemplados en el Plan Referencial del Ministerio de Energía y Minas.

El programa de obras de generación y transmisión en el SEIN que se emplea para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros No. 3.2 y 3.3, respectivamente. Cabe señalar que se ha incluido, en la relación de los proyectos de transmisión, la factibilidad del ingreso en abril de 2007 de la segunda terna de la línea de transmisión Zapallal - Chimbote, de acuerdo con el resultado del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP, contenido en el Documento STE-2110-724 de fecha setiembre de 2004.



Cuadro No. 3.2

Cuadro No. 3.3

El Cuadro No. 3.4 presenta la información de las principales características de las centrales hidroeléctricas que actualmente operan en el SEIN. Cabe destacar que en la presente fijación tarifaria se ha tomado conocimiento14 del retiro de operación comercial de la unidad de generación N° 4 (2,94 MW) de la C.H. Pachachaca desde el 01 de agosto de 2004 y su traslado a la C.H. Oroya para su repotenciamiento. Asimismo, se considera 643,13 MW como potencia para la central Santiago Antúnez de Mayolo, con base en el análisis efectuado en el Anexo F.

14 Cartas GOEA/531-2004 de fecha 21.07.04 y COES-SINAC/D-750-2004 de fecha 03.08.04 (folios 879 y 880 de la ABSOLUCIÓN).



Cuadro No. 3.4

A continuación, en el Cuadro No. 3.5 se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes del SEIN. Cabe destacar que en la presente fijación tarifaria se ha tomado conocimiento15 del retiro de operación comercial de las unidades de generación de la C.T. Tintaya y de la unidad Skoda 2 de la C.T. Taparachi desde el 28 de julio y 23 de agosto de 2004, respectivamente, así como del cambio de combustible de la C.T. Piura de Diesel N° 2 a Residual N° 6.

15 Cartas EGESG/467-2004-GC de fecha 27.07.04, COES-SINAC/D-748-2004 de fecha 02.08.04, EGESG/517-2004-GC de fecha 20.08.04, COES-SINAC/D-831-2004 de fecha 23.08.04; C-599-2004 y C-605-2004 de fechas 17.08.04 y 19.08.04 (folios 882 al 889 de la ABSOLUCIÓN).



Cuadro No. 3.5



3.2.3. Costos Variables de Operación (CVT) Los costos marginales se calculan a partir de los costos variables relacionados directamente a la energía producida por cada unidad termoeléctrica.

Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible (CVC) y Costos Variables No Combustible (CVNC).

El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo específico de la unidad (por ejemplo, para una TG que utiliza Diesel Nº 2 como combustible, el consumo específico se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible (por ejemplo, para el Diesel Nº 2 dicho costo está dado en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh o mils/kWh16.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo, no asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina la función de costo total de las unidades termoeléctricas (sin incluir el combustible) para cada régimen de operación; a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro No. 3.8, más adelante, muestra los CVNC resultantes de aplicar el procedimiento indicado.

En el Anexo C se presenta el análisis de la revisión del CVNC propuesto por el COES-SINAC para las unidades de la central termoeléctrica de Ventanilla operando con gas natural de Camisea, y las unidades de la central termoeléctrica de Ilo 1.

3.2.3.1. Precios de los Combustibles líquidos En lo relativo al CVC, el precio que se utiliza para los combustibles líquidos (Diesel Nº 2, Residual Nº 6 y Residual Nº 500) considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente.

En el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras se considera como precios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú S.A. en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional.

El Cuadro No. 3.6 presenta los precios de PetroPerú S.A. para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao), así como en las Plantas Talara, Mollendo e Ilo, al 30 de setiembre de 2004.

16 Un mil = 1 milésimo de US$.



Cuadro No. 3.6

De acuerdo con el Artículo 124º del Reglamento17, y como resultado de la comparación entre los precios locales del combustible (precios de PetroPerú S.A.) y los precios del mercado internacional, se verifica que los precios locales se ubican dentro del precio promedio del mercado internacional.

Los precios del mercado internacional se determinan a partir de los precios en la Costa del Golfo de los EE.UU., según los registros del “Platt’s Oilgram Price Report”, agregándole los precios de transporte, seguros, manipulación y aranceles hasta su puesta en el mercado interno.

3.2.3.2. Precio del Gas Natural Según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser tomados de los precios del mercado interno. No obstante, mediante la Resolución Directoral N° 038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998, se precisó que, para la fijación de las tarifas de energía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG).

Por los motivos indicados, el precio máximo del gas natural para todas las unidades de generación debe ser determinado tomando como referencia el precio del gas en Camisea más el costo del transporte y distribución respectiva en Lima. Así, el Decreto Supremo N° 055-2002-EM, publicado el 21 de diciembre de 2002 en el Diario Oficial El Peruano, señala que se tomará como precio del mercado interno para los fines a que se refiere el inciso c) del Artículo 124° del Reglamento, el precio único18 que se obtenga como resultado del procedimiento N° 31 C del COES-SINAC, “Información de

17 Artículo 124º. El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se determinará considerando los siguientes aspectos: a) ... c) El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan

en el Artículo 50° de la Ley y se tomarán los precios del mercado interno, teniendo como límite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito internacional.

18 La información correspondiente al precio único, su fórmula de reajuste y la calidad del gas natural deberá efectuarse una vez al año, el último día hábil de la primera quincena del mes de junio en sobre cerrado. Dicha información tendrá vigencia desde el 1 de julio hasta el 30 de junio del año siguiente.



Precios y Calidad de Combustible de Gas Natural” aprobado mediante la Resolución Ministerial N° 609-2002-EM/DM, teniendo como límite superior el precio máximo dispuesto por la Resolución Directoral N° 007-2001-EM/DGE. La aplicación de esta disposición permite obtener un precio máximo para la presente regulación de 1,746 US$/MMBtu, valor que resulta igual al precio del gas natural de Camisea.

Al respecto, como resultado de la aplicación del procedimiento N° 31 C, “Información de Precios y Calidad de Combustible de Gas Natural”, los precios de gas natural declarados en junio de 2003 para las centrales de Aguaytía y Malacas fueron de 0,9 US$/MMBtu y 2,9202 US$/MMBtu, respectivamente. Dichos precios, debidamente actualizados al 30 de setiembre de 2004 resultan en 0,9269 US$/MMBtu y 2,9622 US$/MMBtu; al ser comparados con el precio limite de 1,746 US$/MMBtu, se concluye que los precios de gas natural, a utilizarse en la fijación de Tarifas en Barra, para las centrales termoeléctricas de Aguaytía y Malacas son de 0,9269 US$/MMBtu y 1,746 US$/MMBtu, respectivamente.

3.2.3.3. Precio del Carbón Entre los combustibles utilizados para la generación eléctrica, se encuentra el carbón que es consumido en la Central Termoeléctrica Ilo 2. El precio del carbón está expresado en US$/Ton referido a un carbón estándar de Poder Calorífico Superior (PCS) de 6 240 kcal/kg.

El precio para este combustible (61,72 US$/Ton vigente al 30 de setiembre de 2004) presentado por el COES-SINAC en el ESTUDIO, se revisó y verificó que no supere el precio de referencia del carbón calculado por el OSINERG. En este sentido, el valor proporcionado por el COES-SINAC ha sido tomado como precio base para la presente fijación tarifaria, considerando lo dispuesto en el Artículo 124° del Reglamento de la LCE.

Con el objeto de incluir las variaciones en el precio del carbón en la actualización del precio de la electricidad se desarrolla la siguiente relación para actualizar el precio Base del carbón (PPIAEqo):

0

1

0

1

FOBCBFOBCB

BAPPIAEqPPIAEq

×+≡

Donde:

A: 0,2934

B: 0,7066

FOBCB: Precio Referencial FOB del Carbón Bituminoso en US$/Ton

3.2.3.4. Otros costos en el precio de los combustibles líquidos Los precios de los combustibles puestos en cada central se calculan tomando en cuenta el precio del combustible en el respectivo punto de compra, el flete,



el tratamiento del combustible y los stocks (almacenamiento) para cada central eléctrica. En este sentido, es posible tomar como referencia la información del Cuadro No. 3.6 (precios del combustible en Lima) y calcular un valor denominado “Otros” para relacionar el precio del combustible en cada central con respecto al precio en Lima. Este resultado se muestra en el Cuadro No. 3.7.

Cuadro No. 3.7



Con los precios anteriores y los consumos específicos del Cuadro No. 3.4 se determinan los costos variables totales de cada unidad generadora como se muestra en el Cuadro No. 3.8.

Cuadro No. 3.8

3.2.4. Costo de Racionamiento Se mantiene el costo de racionamiento establecido por el OSINERG para la anterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh.

3.2.5. Precio Básico de la Energía El Cuadro No. 3.9 presenta el Precio Básico de la Energía en la barra base Lima, el cual se determina con la optimización y simulación de la operación del SEIN para los próximos 48 meses.



Cuadro No. 3.9

3.2.6. Precio Básico de la Potencia El Precio Básico de la Potencia para la presente fijación se determina a partir de la utilización de los costos correspondientes a una unidad de punta, turbogas operando con combustible diesel, a la cual, con respecto a los valores utilizados en la fijación tarifaria anterior, se le ha modificado, entre otros, el precio FOB del turbogenerador, la tasa de interés durante la construcción y el costo fijo de operación y mantenimiento. Asimismo, se han actualizado los valores del Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta de acuerdo con lo dispuesto mediante la Resolución OSINERG N° 278-2004-OS/CD.

No se ha considerado el factor de envejecimiento y se han corregido algunos de los costos que componen el costo fijo de operación y mantenimiento respecto al valor propuesto por el COES-SINAC en el ESTUDIO (70,13 US$/kW-año); el detalle de las razones que conducen a adoptar esta determinación se encuentra en el Anexo H.

El Cuadro No. 3.10 muestra los costos utilizados para la unidad y la determinación del Precio Básico de la Potencia.

Cuadro No. 3.10



3.3. Factores de Pérdidas Marginales Los factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energía a partir de las barras de referencia se calculan considerando el despacho económico del sistema. En este sentido, en el caso de los factores de pérdidas marginales de energía se utiliza el modelo PERSEO que permite una ponderación apropiada de los factores de pérdidas determinados para las diferentes situaciones hidrológicas, para los diferentes meses y para los diferentes niveles de carga en el sistema.

Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se emplea el despacho en la hora de máxima demanda del sistema para el año 2004 utilizando un flujo de carga AC. Con respecto a la propuesta del COES se realizan las siguientes modificaciones:

• Se ha retirado la demanda del Ecuador (82 MW) del bloque de máxima demanda.

• Se ha corregido el valor de la demanda máxima de acuerdo con los ajustes realizados por el OSINERG.

• Se ha corregido el valor de la potencia efectiva de la C.H. Mantaro a 643,13 MW.

Los resultados de los factores de pérdidas se presentan en el Cuadro No. 3.11.



Cuadro No. 3.11



4. Tarifas en Barra en Subestaciones Base

La barra de referencia para la aplicación del Precio Básico de la Energía es la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Lima representa alrededor del 50% de la demanda del SEIN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación. Para el Precio Básico de la Potencia se considera como referencia la ciudad de Lima en 220 kV, por ser ésta la ubicación más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SEIN. De acuerdo con el último análisis realizado por el OSINERG y por el COES-SINAC, se coincide en señalar que el lugar más conveniente para instalar capacidad adicional de punta es la ciudad de Lima.

4.1. Tarifas Teóricas Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada Subestación Base se determinan expandiendo los precios básicos con los respectivos factores de pérdidas y se muestran en el Cuadro No. 4.1. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos por transmisión19.




Cuadro No. 4.1

Los precios del cuadro anterior, antes de tomarse como precios en barra, deben compararse con el precio promedio ponderado del mercado libre, como se indica a continuación. Este precio promedio ponderado se obtiene



aplicando a los clientes libres los precios de la facturación del último semestre.

4.2. Comparación de los Precios Teóricos con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas20 y Artículo 129º de su Reglamento,21 se comparan los precios teóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre.

El Cuadro No. 4.2 muestra el resultado de la comparación entre precios teóricos y libres.

Para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, el precio libre promedio resulta 11,837 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios teóricos calculados en el numeral 4.1, el precio ponderado resultante es 11,656 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 0,9847. Esta relación muestra que los precios teóricos no difieren en más del 10% de los precios libres vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía son aceptados como Tarifas en Barra definitivas.

20 Artículo. 53º.- Las tarifas que fije la Comisión de Tarifas de Energía, no podrán diferir, en más de diez por ciento, de los precios libres vigentes. El Reglamento establecerá el procedimiento de comparación.

21 Artículo 129º.- Para efectuar la comparación a que se refiere el Artículo 53º de la Ley, los concesionarios y titulares de autorizaciones deberán presentar a la Comisión los contratos de suministro de electricidad suscritos entre el suministrador y el cliente sujeto a un régimen de libertad de precios, y la información sustentatoria en la forma y plazo que ella señale.

Dicha comparación se realizará considerando el nivel de tensión y observando el siguiente procedimiento:

a) Para cada usuario no sujeto a regulación de precios, se determinará un precio medio de la electricidad al nivel de la Barra de Referencia de Generación, considerando su consumo y facturación total de los últimos seis meses. La Barra de Referencia de Generación, es la Barra indicada por la Comisión en sus resoluciones de fijación de Precios en Barra;

b) Con los precios medios resultantes y sus respectivos consumos, se determinará un precio promedio ponderado libre;

c) Para los mismos usuarios a que se refiere el inciso a) del presente artículo, se determinará el precio medio teórico de la electricidad que resulte de la aplicación de los precios de potencia y de energía teóricos al nivel de la Barra de Referencia de Generación a sus respectivos consumos. El precio teórico de la energía se calcula como la media ponderada de los precios de energía, determinados según lo señalado en el inciso i) del Artículo 47° de la Ley y el consumo de energía de todo el sistema eléctrico para los bloques horarios definidos por la Comisión. El precio teórico de la potencia, corresponde a lo señalado en el inciso h) del Artículo 47° de la Ley, pudiendo descontarse de os costos de transmisión;

d) A base de los consumos y los precios medios teóricos, obtenidos en el inciso precedente, se determinará un precio promedio ponderado teórico; y,

e) Si el valor obtenido en el inciso d) no difiere en más de 10% del valor obtenido en el inciso b), los precios de energía determinados según lo señalado en el inciso i) del Artículo 47° de la Ley, serán aceptados. En caso contrario, la Comisión modificará proporcionalmente los precios de energía hasta alcanzar dicho límite.

El precio de la electricidad señalado en el inciso a) del presente artículo, deberá reunir los requisitos y condiciones contenidos en el Artículo 8° de la Ley y en los reglamentos específicos sobre la comercialización de la electricidad a los clientes bajo el régimen de libertad de precios.

La Comisión podrá expedir resoluciones complementarias para la aplicación del presente artículo y publicará periódicamente informes estadísticos sobre la evolución de los precios libres y teóricos de cada uno de los clientes no sujetos al régimen de regulación de precios.



Cuadro No. 4.2

4.3. Tarifas en Barra Dado que el precio teórico se encuentra en el rango del 10% del precio libre, los valores resultantes no requieren ser ajustados. En el Cuadro No. 4.3 se muestran los precios, en moneda extranjera, aplicables para la presente fijación de Tarifas en Barra.

Asimismo, el Cuadro N° 4.4 contiene los precios del Cuadro N° 4.3, expresados en Nuevos Soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 30 de setiembre de 2004: 3,342 S/./US$.



Cuadro No. 4.3



Cuadro No. 4.4



5. Actualización de Precios

Para la actualización de los precios se utilizan las mismas fórmulas empleadas en anteriores regulaciones tarifarias de precios en barra.

En lo que sigue de esta sección se presentan los factores que representan la elasticidad de los precios de la electricidad a la variación de los insumos empleados para su formación.

5.1. Actualización del Precio de la Energía Para determinar la incidencia de cada uno de los factores que componen el precio total de la energía del SEIN se debe evaluar el incremento producido en el precio total de la energía ante un incremento de un factor a la vez. La incidencia del tipo de cambio se determina como 100% menos la suma de las incidencias del resto de factores

A continuación se presentan los factores de reajuste a utilizar para la actualización del precio de la energía (Cuadro No. 5.1).

Cuadro No. 5.1



5.2. Actualización del Precio de la Potencia En el caso del SEIN el tipo de cambio (M.E.) tiene una participación de 79,95% del costo total de la potencia de punta, mientras que el Índice de Precios al por Mayor (M.N.) tiene el restante 20,05%, como se desprende del Cuadro No. 5.2.

Cuadro No. 5.2



6. Sistemas Aislados

La metodología aplicada supone para el cálculo de la tarifa que la demanda es cubierta con un sistema de generación y transporte adaptado a las necesidades de cada carga. Para tal fin, se obtiene el precio que resulta de considerar los costos de inversión, operación y mantenimiento necesarios para abastecer cada kWh de la demanda. La multiplicación del consumo total del año por este precio, debe permitir recuperar los costos anuales de inversión y operación de una instalación suficiente para abastecer la demanda con una reserva del 20%.

Los costos de inversión incluyen la anualidad de la inversión de la unidad de generación, las obras civiles de la central y de la subestación eléctrica de salida de la central. En donde corresponda se incluye el costo de un subsistema de transmisión eficiente para llevar la energía desde la central hasta las redes de distribución. Los costos de operación considerados incluyen los costos fijos de personal más los costos variables combustible y no combustible.

En cuanto a los factores de actualización para la potencia y la energía, se integran en un solo conjunto que representa la actualización del costo medio de producción.

6.1. Aislado Típico G: Sistema Moyobamba – Tarapoto - Bellavista En esta oportunidad se procede a revisar la información que sirvió de base para determinar las tarifas en la fijación de Tarifas en Barra de Mayo de 2004, en consideración de lo expuesto en el Anexo I del presente informe.

La tarifa resultante, y los factores de actualización aplicables, se muestran en el cuadro siguiente.

Potencia: 21,39 S/. /kW-mes Energía: 24,77 ctm.S/. /kWh



CONCEPTO FACTOR Moneda Extranjera 0,2737 Moneda Nacional 0,2561 Combustible (R6) 0,4702

6.2. Aislado Típico H: Sistema Bagua - Jaén En esta oportunidad se procede a revisar la información que sirvió de base para determinar las tarifas en la fijación de Tarifas en Barra de Mayo de 2004, en consideración de lo expuesto en el Anexo I del presente informe.

La tarifa resultante, y los factores de actualización aplicables, se muestran en el cuadro siguiente.

Potencia: 21,39 S/. /kW-mes Energía: 19,41 ctm.S/. /kWh

CONCEPTO FACTOR Moneda Extranjera 0,3546 Moneda Nacional 0,6101 Combustible (D2) 0,0353

6.3. Otros Sistemas Aislados Los sistemas aislados Típico A, Típico B, Típico E, Típico F y Típico I continuarán utilizando la tarifa aprobada en mayo de 2004, debidamente actualizada empleando las fórmulas de indexación de precios establecidas en los estudios realizados anteriormente.

Cabe señalar que en los estudios efectuados anteriormente para los sistemas aislados, se consideró que la demanda es abastecida con un sistema de generación adaptado a las necesidades de cada carga. Para tal fin, se calculó el costo que resulta de agregar las componentes de inversión y de operación y mantenimiento para abastecer cada kWh de la demanda. La multiplicación del consumo total del año por el costo así determinado del kWh debe permitir recuperar los costos anuales de inversión y operación de una instalación suficiente para abastecer la demanda con una reserva adecuada.

Para cada sistema se utiliza el tipo de unidad generadora típica del mismo. Los costos de inversión incluyen la anualidad de la inversión de la unidad de generación, las obras civiles de la central y la subestación eléctrica de salida de la central. Los costos de operación considerados incluyen los costos fijos de personal más los costos variables combustible y no combustible.

Por lo señalado, en esta oportunidad se mantienen también las fórmulas de actualización, para la potencia y energía, establecidas en la fijación de tarifas en barra anterior.



7. Anexos

A continuación se presentan los anexos al informe. En esta parte se discuten, entre otros, los temas especializados del informe y se analiza la respuesta del COES-SINAC a las observaciones formuladas por el OSINERG (en adelante “OBSERVACIONES”) a su Estudio Técnico Económico para la fijación de las Tarifas en Barra, así como las opiniones y sugerencias presentadas por los interesados al proyecto de resolución que fija las Tarifas en Barra. Se adjunta un diagrama unifilar del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.



ANEXO A Proyección de Demanda

AA..11 MMooddeelloo EEccoonnoommééttrriiccoo En términos econométricos, el modelo utilizado es una transformación de la ecuación (de una versión lineal a otra doble logarítmica) manteniendo las variables exógenas o explicativas del modelo inicial, por lo que no representa un cambio sustancial de modelo. La ventaja de esta transformación es que corrige algunos de los problemas econométricos detectados en el modelo inicial y permite estimar elasticidades ingresos y precios constantes, lo que se refleja en una mejora en la capacidad predictiva del modelo.

Cabe señalar, sin perjuicio de lo indicado en los párrafos anteriores, que se debe, aún, perfeccionar el modelo a fin de eliminar, entre otros, los problemas siguientes:

• Problemas de multicolinealidad: Las correlaciones (en logaritmos) de la variable población con las otras son aún estadísticamente significativas (con PBI: 85% y con tarifa: 67%).

• Relevancia de la variable población: Una mejor especificación sería estimar la demanda de energía por tipo de usuario en lugar de la variable población. La utilización de la variable tendencia de alguna manera podría ser más apropiada para describir el crecimiento de largo plazo dentro de un modelo agregado.

• No se consigue que todas las series sean estacionarias: En el caso de las series que no sean estacionarias, deberán realizarse las transformaciones necesarias para lograr obtener series con media y varianza independientes del tiempo.

• Medición de las variables PBI del SEIN y ventas de energía del SEIN: El impacto indirecto de los proyectos mineros sobre el PBI no sería marginal. Si consideramos que las cargas especiales incluyen las principales empresas mineras del país, es claro que este grupo de empresas totalizan una buena parte del PBI minero. De acuerdo con el cuadro adjunto, la minería representa entre el 3,5% y el 4,9% del PBI entre 1992 y el 2002, lo que demuestra que: i) el aporte no es marginal; y, ii) su contribución al PBI no es constante, es decir, varía a través del tiempo. Es por ello que es necesario que el modelo econométrico usado considere un PBI que excluya el aporte de las cargas especiales; en caso contrario, existiría un problema de doble contabilidad.



Fuente: INEI

A pesar de no solucionar algunas falencias que aún se mantienen en el modelo ajustado, éste representa una mejora significativa tal como se mencionó al comienzo y, en consecuencia, se ha visto por conveniente emplear, para efectuar el pronóstico de ventas de la demanda, el modelo propuesto por el COES-SINAC y que, en esencia, es similar al utilizado en la fijación de tarifas de mayo de 2004. Este modelo ha sido utilizado para proyectar las ventas para el horizonte 2005-2008 por las razones expuestas en el apartado A.2.3 siguiente.

AA..22 PPrrooyyeecccciióónn ddee llaa DDeemmaannddaa A.2.1 Respecto del PBI

Con relación al proceso metodológico empleado por el COES-SINAC para la proyección del PBI correspondiente al período 2004-2009, subsisten los siguientes problemas:

Sobre el Proceso Metodológico:

El argumento del COES-SINAC para proyectar el PBI nacional como símil del PBI del SEIN, no es satisfactorio dado que, para validar el supuesto de que las tasas de crecimiento del PBI del bloque de regiones del SEIN y del PBI nacional convergerán a lo largo del período de proyección, el COES-SINAC debería incluir información sobre la participación que las regiones del SEIN y las que no pertenecen al SEIN tienen sobre el Valor Agregado Bruto (VAB) nacional de cada uno de los sectores productivos (agropecuario, pesca, minería, manufactura, construcción, comercio y servicios). Si bien el PBI del SEIN entre 1998 y 2001 representa en promedio el 93,3% del total, por razones de transparencia y rigurosidad metodológica, el COES-SINAC debería incluir información sectorial desagregada a nivel regional, con el fin de evaluar el impacto que un futuro ‘shock’ sectorial originado en alguna región no perteneciente al SEIN pudiese causar sobre la distribución económica regional.



Sobre las Premisas Consideradas:

• Premisas del Sector Comercio.- El COES-SINAC considera que la expansión física de las cadenas de tiendas por departamento y otros centros de comercio es un adecuado factor de crecimiento. Al respecto, se debe señalar que la consideración de que esta expansión es representativa del crecimiento sectorial y que no genera el deterioro de otros canales de comercialización, sólo es valida si la disponibilidad de productos es infinita. En la práctica, la disponibilidad de productos a comercializar es finita y está influenciada por el desempeño de algunos de los rubros de los sectores agropecuario, pesca, minería y manufactura y de la importación de bienes. Por tal motivo, el peso de los sustentos para la proyección del sector comercio debe recaer sobre el nivel de la disponibilidad de los productos, y tal como se ha indicado en el punto 2.1.5.1 de las OBSERVACIONES, para el caso del abastecimiento de productos agrícolas y fabriles de alimentos y bebidas, las condiciones del 2005 no serán tan promisorias.

• Premisas del Sector Servicios.- El COES-SINAC manifiesta que el cálculo del VAB servicios corresponde a una combinación lineal del crecimiento de los demás sectores y que la tasa de crecimiento es validada por el conocimiento del sector por parte de los analistas. Sin embargo, dada la importancia que el sector servicios tiene dentro de la economía, no se adjunta la explicación de las premisas que validan estas proyecciones.

En consecuencia, ante las evidentes y comprensibles diferencias de percepción en lo que se refiere a las expectativas de crecimiento económico, las mismas que varían de un agente económico a otro agente económico, es preferible considerar una expectativa promedio de estos agentes y no sólo la percepción de un analista o consultora en particular.

En este sentido, es recomendable recurrir a la encuesta mensual de expectativa de crecimiento económico que realiza el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), la que consulta a una importante cantidad de analistas e instituciones financieras y no financieras del país.

Tabla N° A.1 Proyecciones Crecimiento PBI

Año Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep

Financieras 1/ 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,2% 4,2% 4,3% 4,3%2004 No Financieras 2/ 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0%

Analistas 3/ 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,1% 4,3% 4,5% 4,5% 4,4% 4,3%Financieras 1/ 3,9% 3,9% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,1% 4,5%

2005 No Financieras 2/ 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,2% 4,2%Analistas 3/ 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,1% 4,1% 4,3% 4,1% 4,1% 4,2%

1/ Aproximadamente 30 empresas financieras2/ Aproximadamente 345 empresas no financieras3/ Aproximadamente 16 analistasFuente: BCRP, Resumen Informativo Semanal (Enero a Octubre 2004)

Debido a que los analistas económicos manejan una mayor cantidad, y mejor calidad, de información económica, se opta por excluir las expectativas de crecimiento de las instituciones financieras y no financieras. De acuerdo con este criterio, se considera adecuado tomar la mediana de la percepción de los analistas económicos sobre las expectativas de crecimiento económico. En consecuencia, el crecimiento esperado del PBI nacional para el 2004 y el 2005 sería de 4,3% y 4,2%, respectivamente. Para el período 2006-2008, dado que no se cuenta con una referencia de otros analistas, se han considerado los valores propuestos por el COES-SINAC.



Al proceder con este mecanismo para la proyección del PBI, al menos para los primeros dos años del horizonte de planeamiento, se obtienen ventajas en los aspectos de transparencia (información pública), independencia (analistas y entidades financieras sin vinculaciones públicas), facilidad de acceso (datos accesibles por ambas partes), proyección de escenario “medio” sobre la base de la mediana (con lo cual se descartan las proyecciones extremas).

A.2.2. Respecto de Otros Parámetros de Demanda

Se utilizan los valores consignados en el Anuario Estadístico 2003 de OSINERG para las siguientes variables: (i) ventas de energía correspondientes al año 2003; (ii) pérdidas de distribución, subtransmisión y transmisión para el período de proyección; (iii) participación de ventas de distribuidores en alta y muy alta tensión; y (iv) participación de ventas realizadas por los generadores.

A.2.3. Proyección de la Demanda del Año 2004

Se ha revisado la información de la demanda a nivel de generación correspondiente al período enero-setiembre 2004 y, a través de una proyección de dichos datos para el período octubre-diciembre 2004 se ha verificado que la demanda proyectada utilizando cualquiera de los modelos econométricos propuestos estaría subestimada con relación a la demanda que se daría el año 2004, tomando como base la información histórica a la fecha.

Al respecto, se ha seguido el siguiente mecanismo de estimación:

• Con los datos de producción horaria se ha determinado el consumo del día laborable promedio (martes a viernes). Los días martes a viernes laborables poseen un comportamiento similar entre ellos y mayor consumo que los otros días típicos de la semana: lunes, sábados, domingos y feriados.

• Como primera aproximación a la solución de la proyección del consumo de energía del año 2004 se tomó como base el consumo del día laborable promedio del período comprendido entre agosto 2003–setiembre 2004. Con esta información se simuló un crecimiento lineal para los meses restantes del año 2004. Dentro de los días martes a viernes de cada semana se realizó una depuración para eliminar los días feriados comprendidos en el período.

• Esta aproximación a la proyección de la demanda se realizó para proyectar el consumo de los próximos 3 meses, considerando únicamente la historia de los 12 últimos meses. El resultado se aprecia en el Gráfico N° A.1.



Gráfico N° A.1

Producción SEIN

1 8441 808

1 778

1 846

1 796

1 854

1 720

1 799

1 781

1 737

1 785

1 698

1 817

1 871

1 824

1 889

1 200

1 300

1 400

1 500

1 600

1 700

1 800

1 900

2 000

Sep-

03

Oct

-03

Nov

-03

Dic

-03

Ene-

04

Feb-

04

Mar

-04

Abr-

04

May

-04

Jun-

04

Jul-0

4

Ago-

04

Sep-

04

Oct

-04

Nov

-04

Dic

-04

GW

h

Real

Proyectado

Total 2004 = 21848 GWh

En consecuencia, con este mecanismo se ha comprobado que la demanda proyectada a nivel SEIN por el COES-SINAC para el año 2004 (21 614 GWh) sería superada por la demanda real (valor probable = 21 848 GWh) debido a un error de estimación en el modelo econométrico22, razón por la cual se verifica la necesidad modificar la proyección de la demanda de energía a nivel generación del SEIN para el año 2004.

AA..33 PPéérrddiiddaass ddee TTrraannssmmiissiióónn Con respecto a la variación de estas pérdidas con la entrada en operación comercial de las centrales termoeléctricas con gas natural en Ventanilla, el COES-SINAC señala que este hecho no haría una contribución significativa a la disminución de las pérdidas de transmisión debido a la ausencia de proyectos de transmisión en el corto y mediano plazo.

Sobre el particular, el OSINERG debe manifestar que se reafirma en considerar que las pérdidas de transmisión sí disminuirían con el ingreso de la planta de generación que utilice el gas natural de Camisea, por las siguientes razones:

• La central de Ventanilla está ubicada cercana a Lima, localidad que representa el centro de carga del SEIN y concentra aproximadamente del 50% de la demanda nacional. Dicho centro de carga es fundamentalmente alimentado, en la actualidad, por centrales hidroeléctricas distantes, siendo el caso que las pérdidas de transmisión son directamente proporcionales a la distancia a la que se encuentran las centrales que alimentan al centro de carga.

22 Tratándose de una proyección econométrica es muy probable que el valor definitivo del año 2004 sea mejor estimado por un método alternativo basado en la información histórica de detalle. Tratándose de una proyección para un año del cual ya se conocen los resultados con bastante aproximación para los primeros 9 meses, no tiene mucho valor utilizar proyecciones econométricas que no toman en cuenta la información conocida. Asimismo, debe tenerse en cuenta que la proyección de ventas propuesta por el COES-SINAC cuya curva comparada con los valores históricos que la generan, muestra que existen desviaciones de +/- 2% para varios valores de ventas de la serie histórica, desviación que también se estaría dando en el valor proyectado para el año 2004.



• Sin la central de Ventanilla, se requeriría de la importación de energía hacia el centro de carga durante los meses de estiaje y durante las horas punta de los meses de avenida, energía que provendría de la generación en zonas distantes (Piura, Moquegua y Ucayali que totalizan aproximadamente 300 MW), con el consecuente aumento de las pérdidas de transmisión en dicho periodo.

• La central a gas de Ventanilla supone una oferta de 320 MW inicialmente y 380 MW dieciocho (18) meses después en el centro de carga, es decir, se reduciría la necesidad de trasladar energía (descargando a la vez el sistema de transmisión) por grandes distancias para atender el centro de carga del sistema. Este efecto se esperaría en las horas punta y parte de las horas de media demanda.

Por tanto, siendo de esperarse que el sistema de transmisión se descargue al reducirse la cantidad de energía que debe ser transportada por dicho sistema a través de grandes distancias, es de esperarse, por consiguiente, que las pérdidas de transmisión disminuyan también, aun cuando la demanda del sistema se incremente. En este sentido, no basta con que el COES-SINAC simplemente presente especulaciones con respecto al efecto de Camisea en las pérdidas de transmisión, sino que es necesario que el COES-SINAC efectúe los estudios de flujos de potencia y otros que estime convenientes que permitan estimar, de manera técnica, la magnitud de la variación de estas pérdidas en las próximas regulaciones tarifarias.

AA..44 PPrrooyyeeccttooss mmeennoorreess ddee 1100 MMWW Las demandas mineras de Marsa y del Consorcio Minero Horizonte al SEIN han sido retiradas de la proyección de la demanda tomando en consideración lo dispuesto en el Artículo 123° del Reglamento de la LCE, que establece que sólo se deben considerar por separado en la proyección de demanda los proyectos con demandas superiores a 10 MW, siempre que cumplan con los requisitos y condiciones que se aprueben por resolución ministerial.

Cabe señalar que la metodología actual de proyección elaborado por la firma Monenco Agra también hace mención a este tipo de restricciones para modelar por separado del modelo econométrico cargas que no superan una cierta magnitud, lo cual se hace a fin de evitar contabilizar efectos que ya estarían siendo considerados en el modelo econométrico.



ANEXO B Interconexión con el Ecuador

El OSINERG, en cumplimiento de lo dispuesto por la Disposición Transitoria Única del Decreto Supremo N° 010-2004-EM, ha elaborado un procedimiento para la simulación de las transacciones de corto plazo que se hubieran producido en el enlace con el Ecuador durante el año 2003.

Dicho procedimiento ha sido utilizado para efectuar la simulación que corresponde para el cálculo de las Tarifas en Barra. Cabe precisar que un criterio más razonable a las condiciones operativas actuales es considerar un período anual más próximo a la fecha de entrada en operación comercial del enlace, que está estimado para enero de 2005. En este sentido, hubiera sido más consistente utilizar el período correspondiente al año 2004 en lugar del 2003, como lo como lo considera el Decreto Supremo emitido por el Ministerio de Energía y Minas. A continuación se describen los aspectos más importantes del procedimiento empleado.

BB..11 PPrroocceeddiimmiieennttoo ppaarraa llaa DDeetteerrmmiinnaacciióónn ddee IInntteerrccaammbbiiooss

Acorde con estudios técnicos realizados23, el enlace de interconexión Perú – Ecuador, en su etapa inicial de operación, no contará con la estación convertidora asíncrona contemplada en el proyecto24, por lo que no podrá operar en paralelo con los sistemas eléctricos de los dos países, sino por un breve lapso de tiempo, del orden de 5 minutos, en el que sólo se podrá realizar la transferencia de la carga de un sistema a otro a través de una configuración que se ha denominado “operación radial de la interconexión”. Esta operación, por su complejidad, riesgo y costo involucrados, no será realizada con una frecuencia que siga la variación diaria de la carga, sino de acuerdo con la variación estacional de la hidrología de los sistemas de generación hidroeléctricos de ambos países, y/o cuando las contingencias operativas de los sistemas eléctricos interconectados de ambos países así lo exijan.

La inflexibilidad que presenta el enlace de interconexión sin la estación convertidora asíncrona, hace que la operación económica del enlace sea realizada mediante un despacho económico de carga, que contemple la transferencia de cargas de un país a otro acorde a los costos que representa la atención a esta demanda desde un sistema u otro, en un horizonte

23 “Informe de Estudios Interconexión Colombia – Ecuador – Perú”, ISA-CENACE-TRANSELECTRIC-COES-REP, 2003 e “Informe Final Estudios de la Operación Radial de la Interconexión Perú – Ecuador”, CENACE-TRANSELECTRIC-REP, 2004.

24 “Estudio de Interconexión Eléctrica Perú – Ecuador - Hydro Québec International, para ETECEN – TRANSELECTRIC, 2001.



suficiente como para que amerite la modificación de dichos costos. Dado que el principal factor de cambio en los costos en este caso es la hidrología, cuyo cambio es lento a lo largo del tiempo, se toma como base para este horizonte períodos mensuales que son ampliamente utilizados en evaluaciones hidrológicas estacionales.

Otro factor que afecta los costos del suministro a una carga transferida, bajo la “operación radial” descrita, es la disponibilidad de equipamiento de generación y transmisión en el período de operación; es así que los mantenimientos y contingencias en los sistemas deben tomarse en cuenta en la decisión de transferencia de carga de un sistema a otro.

Por otro lado, el esquema de transferencia de carga podría extenderse también a la transferencia de generación en la zona fronteriza entre ambos países; no obstante, se requiere validarlo con una extensión de los estudios operativos técnicos efectuados a la fecha, y de ser viable, llevar a consensos legales, operativos y comerciales en acuerdos bilaterales, que a la fecha no pueden ser considerados.

Dado que en la “operación radial” se tienen costos fijos y variables, la mejor adaptación a un despacho económico óptimo se daría si es que la magnitud de cargas a transferir pueda ser variable aunque con valores discretos a nivel de alimentadores en Alta Tensión con posibilidad de ser transferidos de un sistema a otro.

Sobre este aspecto el Ecuador, acorde a los resultados de las conversaciones bilaterales, ha decidido adecuar la configuración de su subestación Machala (la zona cuya carga estaría prevista transferir hacia el Perú) para posibilitar la disgregación en bloques de carga. En el lado del Perú, los bloques “transferibles” corresponderían a los suministros en las barras de Tumbes y Talara.

LA PROPUESTA DEL COES-SINAC

En sus propuestas inicial y final, el COES-SINAC presentó criterios y metodología para la determinación de la demanda e inyección de energía debido a la interconexión eléctrica Perú-Ecuador, considerando una comparación de costos marginales sancionados para el 2003, a fin de determinar la asignación de cargas a uno u otro sistema a nivel de bloque horario de energía.

Este criterio, como fue observado en su oportunidad, no es aplicable en la práctica, debido a que no toma en cuenta las restricciones del enlace en “operación radial” y, por lo tanto, no es técnicamente posible realizar transacciones a nivel de bloques horarios, como prevé el COES-SINAC.

ANÁLISIS DEL OSINERG

General

Dada la situación de la interconexión Perú-Ecuador, señalada al inicio del presente Anexo, la demanda e inyección de energía eléctrica, que determina la exportación o importación de electricidad a través del enlace, se realizará tomando en consideración las restricciones técnicas que el enlace bajo



“operación radial” conlleva, y lo que a la fecha se conoce o tiene validación técnica.

Es así que, para la presente fijación tarifaria, la energía de exportación o importación a través de la interconexión con Ecuador será determinada considerando solo la transferencia de carga de un sistema a otro, mas no así la transferencia de generación, actualmente no definida.

Asimismo, mientras no se tenga mayor información técnica que valide la desagregación de la carga transferible del Ecuador (Machala) en varios bloques de carga (alimentadores en Alta Tensión), dicha carga será representada por un solo bloque.

Criterios

Para la determinación de la energía de exportación o importación a través de la interconexión se seguirán los siguientes criterios:

a) De conformidad con lo dispuesto por el Decreto Supremo N° 010-2004-EM, el período de análisis en el que se analiza y simula la operación de la interconexión será de Enero a Diciembre del Año 2003.

b) El análisis y las simulaciones considerarán la hidrología de registro histórico del 2003, así como la disponibilidad de equipos de generación y líneas de transmisión en el año 2003.

c) Se considerarán como cargas transferibles a uno u otro sistema:

(i) Perú: Tumbes y Talara (ii) Ecuador: Machala

d) Para definir la transferencia de carga de un sistema a otro se considerarán los siguientes costos:

• Costo Marginal Promedio Mensual en el nodo frontera. • Costo de la Potencia de Generación • Costo de Peajes de Transmisión • Sobre costos por combustible y costos variables de operación y

mantenimiento, para compensación Potencia: Precios de Potencia en el nodo frontera.

e) No se consideran impuestos en las transacciones.

Metodología

Tomando en consideración la situación en que va a operar la interconexión se ha desarrollado una metodología que contempla cuatro etapas:

a) Primera Etapa - Modelamiento y Simulación de Exportación del SEIN (Perú) o SIN (Ecuador): En esta etapa se modela y simula el SEIN (Perú) y el SIN (Ecuador) para determinar su despacho económico ante diversos niveles de potencia de exportación o importación por el enlace de interconexión Perú – Ecuador, bajo las restricciones técnicas de operación de éste sin el convertidor asíncrono.



b) Segunda Etapa - Revisión de Requerimientos Técnicos de Exportación o Importación por el Enlace de Interconexión: En esta etapa se determina y cuantifica el uso adicional de recursos del SEIN (Perú) o SIN (Ecuador) para satisfacer los requerimientos técnicos mínimos de calidad en las barras de carga de ambos sistemas ante el flujo de energía por el enlace de interconexión.

c) Tercera Etapa - Construcción de Curvas de Oferta del SEIN (Perú) y SIN (Ecuador): En esta etapa se determina la Curva de Oferta del SEIN (Perú) o SIN (Ecuador) para todo el rango de niveles de potencia de exportación y los costos asociados a estos para el despacho mensual.

d) Cuarta Etapa - Despeje del Mercado y Definición del Programa de Despacho: En esta etapa se determina la magnitud de los flujos de intercambio de energía por la interconexión, mediante el despeje a partir de las Curvas de Oferta del SEIN (Perú) y SIN (Ecuador), con el que quedará definido el Programa de Despacho Económico de ambos sistemas.

Datos y Premisas para las Simulaciones

En la aplicación de la metodología se ha considerado lo siguiente:

a) Las demandas históricas de Machala (Provincia El Oro) y costos marginales históricos del Sistema Interconectado Nacional de Ecuador para el 2003, han sido tomados de la información del CENACE de Ecuador.

b) Se consideran los costos de potencia, costos variables de unidades de generación y peajes de la Fijación de Tarifas en Barra de Mayo 2003.

c) Las capacidades mínimas de las unidades de generación térmicas, para fines de compensación reactiva, se han tomado del COES-SINAC.

d) Se considera que toda la operación de sincronización y transferencia de carga de un sistema a otro, contemplado en los estudios técnicos, requiere generación de unidades térmicas por 2 horas, considerando el tiempo mínimo de operación y el tiempo de maniobras.

Las simulaciones para la determinación del lado peruano han sido realizadas con el modelo PERSEO con las siguientes consideraciones:

a) Hidrología del año 2003

b) Modelamiento del SEIN en cuatro nodos:

i. Norte Frontera: Entre Zorritos y Piura.

ii. Norte Medio: Entre las barras de Chiclayo a Chimbote.

iii. Centro: Entre Paramonga–Lima–Marcona y la C.H. Mantaro.

iv. Sur: Todas las barras al sur de la barra Socabaya.

c) Seis bloques horarios ajustados a la curva de demanda del SEIN; y para el caso de la carga transferida del Ecuador, con la curva de demanda histórica (demanda de Machala).



Resultados

Los resultados del análisis y simulaciones concluyen en la siguiente exportación e importación de energía eléctrica del SEIN:

Transferencias de Energía del SEIN a Través del Enlace de Interconexión Perú - Ecuador

Mes Energía

Importada1 (MWh)

Energía Exportada

(MWh)

Enero 0 38 165 Febrero 0 34 470 Marzo 0 38 874 Abril 0 39 173 Mayo 0 0 Junio 0 0 Julio 14 856 0 Agosto 0 0 Septiembre 0 0 Octubre 0 0 Noviembre 0 0 Diciembre 0 0

Total 14 856 150 682 Neto 135 826

Notas: (1) Transferencia de Tumbes y Talara al SIN (Ecuador) (2) Transferencia de Machala al SEIN

BB..22 RReennttaa ddee TTrraannssmmiissiióónn De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 2° del Decreto Supremo N° 010-2004-EM, “los ingresos marginales que se hayan producido por la diferencia de los costos marginales de corto plazo de los sistemas nacionales de los países involucrados en las transacciones internacionales ejecutadas en caso de exportación desde el SEIN, serán asignados a la demanda nacional”.

Los ingresos marginales a que hace mención el Decreto Supremo constituyen lo que se denomina Renta de Transmisión, la cual deberá ser administrada de acuerdo a los criterios y procedimientos que disponga el Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (en adelante “RIEE”) que está elaborando el Ministerio de Energía y Minas y donde se establecerán las normas pertinentes para las transacciones de importación y exportación de electricidad entre el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y Otros Sistemas Interconectados, pertenecientes a los Países Miembros de la Comunidad Andina de Naciones (CAN).

Estos ingresos marginales se producirán una vez ejecutadas las transacciones internacionales.



BB..33 FFeecchhaa ddee PPuueessttaa eenn SSeerrvviicciioo De acuerdo con lo señalado por la empresa Transelectric S.A., en su Oficio N° PE-est-03294-04 de fecha 25 de agosto de 2004 (el cual se adjunta al presente), la Primera Fase de la Interconexión Perú-Ecuador estaría concluida el 23 de noviembre de 2004, con lo cual el enlace internacional recién a partir de esta fecha estaría a disposición de los operadores de los sistemas eléctricos a fin de que procedan con las pruebas sistémicas y operación experimental.

En este sentido, la puesta en operación efectiva del enlace de interconexión Perú-Ecuador, en actual ejecución, no depende únicamente de su conclusión física por parte de la empresa a cargo de la construcción del enlace, sino de la culminación de pruebas por parte de los operadores de ambos países. Esto hace que la fecha prevista por el COES-SINAC, para la puesta en operación del enlace en diciembre de 2004 no sea realista y, en consecuencia, se ha tomado por conveniente considerar, de acuerdo con la experiencia en pruebas de este tipo de enlace, un plazo de un mes adicional para su puesta en operación comercial.





ANEXO C Costo Variable No Combustible de las

unidades de la C.T. Ventanilla utilizando Gas Natural y de la C.T. Ilo1

A continuación se presenta el análisis de la absolución de observaciones por parte del COES-SINAC con relación al Costo Variable No Combustible (en adelante “CVNC”) de algunas unidades de generación. Para efectuar dicho análisis se ha considerado la información presentada por el COES-SINAC tanto en el ESTUDIO como en la ABSOLUCIÓN.

CC..11 CCVVNNCC uunniiddaaddeess CC..TT.. VVeennttaanniillllaa aa ggaass Cabe señalar que el OSINERG solicitó en principio que el COES-SINAC sustente las diferencias de los valores propuestos en el ESTUDIO, considerando que estos son muy superiores a los valores de otras centrales a gas que operan en el SEIN y también muy superiores a los reconocidos en otros sistemas con regulación similar a la nuestra, como es el caso chileno.

Al respecto, el COES–SINAC no ha sustentado las diferencias de los costos propuestos respecto a los correspondientes a las unidades de las CC.TT. Aguaytía y Malacas.

Observación 14.1: El OSINERG solicitó al COES-SINAC corregir la potencia efectiva empleada en el cálculo del CVNC, debiendo utilizar los valores indicados en el Cuadro N° 4.5 del ESTUDIO.

Al respecto, el COES-SINAC indica haber presentado el cálculo del CVNC para las dos condiciones de operación de las unidades de la C.T. Ventanilla, es decir, para la operación con y sin inyección de agua, de tal forma que el valor mayor de 160 MW al que hace referencia el OSlNERG estaría siendo considerado, como puede apreciarse en la hoja CVNC y CFNC.

Se ha verificado lo manifestado por el COES-SINAC a través de la revisión del archivo COSTOS-SIEMENS_ FFTT_Nov2004_ABS, donde se observa que se han considerado los valores de potencia a que hizo referencia el OSINERG en la observación remitida, con lo cual la observación ha sido absuelta.

Observación 14.2: El OSINERG señaló que el COES-SINAC había modificado el número de arranques anuales (de 150 a 200) considerado en la determinación del CVNC de las unidades de la C.T. Ventanilla sin sustento alguno, tomando en cuenta además que este tema había sido resuelto recientemente mediante la Resolución OSINERG N° 122-2004-OS/CD.

Con relación a este tema, el COES-SINAC levantó la observación y restauró el número de arranques al valor señalado por el OSINERG (150 arranques anuales), el mismo que había sido propuesto por el COES–SINAC en los procesos tarifarios anteriores.



Observación 14.3: El OSINERG manifiesta, con relación a los porcentajes de cambio de revestimientos cerámicos considerados por el COES-SINAC, que éstos carecen del debido sustento por lo cual solicita se presente la información que sustenta dichos valores.

Al respecto, el COES–SINAC manifiesta que “…los costos de ambos mantenimientos (reparación al 30% y 70%) deben ser revisados en lo que respecta a sus costos, porque no sé está incluyendo el costo del material nuevo”. Agrega que está en consulta con el fabricante para que con una actualización de la estimación de material a reparar se puedan regularizar estos costos y que se espera contar con información actualizada para la próxima fijación tarifaria.

Con esta respuesta, no se ha cumplido con levantar debidamente la observación, por lo que no se dispone del sustento adecuado para tener en cuenta lo señalado por el COES-SINAC. Asimismo, dado que el COES-SINAC ha consultado con el fabricante, es prudente esperar dicha información para su análisis correspondiente. En consecuencia, corresponde mantener los valores empleados en la última regulación.

Observación 14.4: El OSINERG precisa que el tema de las horas dinámicas ha sido resuelto mediante la Resolución OSINERG N° 122-2004-OS/CD, determinándose que las horas dinámicas corresponden al 6,8% de las horas de operación (para 150 arranques anuales) y no al 19,2%, como se propone en el ESTUDIO sin sustento alguno.

Sobre este tema, el COES-SINAC manifiesta lo siguiente:

“El que OSlNERG haya efectuado una determinada metodología de cálculo para determinar las horas dinámicas de operación (en adelante "HOD") no da por resuelto el tema, más aún cuando los argumentos por OSlNERG asumidos según el lnforme OSINERG-GART/DGT N° 038-2004, (en adelante el "INFORME) obedecen a una no adecuada interpretación, por los motivos que a continuación exponemos:

Es un hecho que las HOD no responden a características determinísticas, en tal sentido lo que se debe buscar, es encontrar una mejor estimación de las mismas. Al respecto OSINERG, a pesar de que lo manifiesta, se aleja de esta posibilidad al manifestar en el informe que el número de arranques es otro factor que influye en el número de las HOD, fundamentándolo equivocadamente en que la mayor probabilidad de ocurrencia de falla se presenta en la transición del cambio de posición de las guías de entrada (IGV), lo cual a opinión de OSlNERG se presenta en cada arranque de la unidad. A este respecto es importante indicar a OSlNERG que el cambio de la posición de guías de entrada se presenta permanentemente de acuerdo a la carga (ver Figuras I-1 y 1-2 que se adjuntan en el Anexo I), dependiendo de la característica de operación de la maquina.

Por otro lado, además de indicar que el número de arranques ya está incluida por el fabricante explícitamente en los dos primeros términos de la Ecuación I-1 'Tiempo de Operación Equivalente" que se adjunta en el Anexo I.

Es importante mencionar que en la metodología empleada por OSlNERG el índice 0.00045 correspondiente a las Horas dinámicas / (horas de operación x arranques) no refleja las HOD por año de la Central Termoeléctrica Costanera



tal como se verifica en el archivo "Anexo_CVNC_ETEVENSA.xls" que se adjunta en el Anexo I (lo cual hace ver que la inclusión de los arranques como variable explicativa es incorrecta), lo cual sí sucede cuando Se considera el criterio propuesto por ETEVENSA, es decir, el de considerar las HOD como un porcentaje solamente de las horas de operación (HOC), en el cual las HOD para el mismo caso de la Central Termoeléctrica Costanera corresponden a un 23.47% de las HOC, aún así ETEVENSA está considerando inclusive un valor menor, correspondiente al 19.2%; este valor se irá corrigiendo conforme se tenga historia real de operación con gas natural”.

Sobre el particular, en primer lugar, el OSINERG debe precisar lo siguiente:

• El OSINERG no ha manifestado, como afirma el COES–SINAC, que la mayor probabilidad de falla se presenta en la transición del cambio de posición del IGV, dicha afirmación corresponde al COES–SINAC y fue remitida al OSINERG en el proceso de la regulación tarifaria mayo–octubre 2004. Asimismo, dicha afirmación ha sido remitida nuevamente al OSINERG en el presente proceso en los archivos COSTOS-SIEMENS_FFTT_Nov2004 y COSTOS-SIEMENS_ FFTT_Nov2004_ABS.

• El COES–SINAC señala además que el cambio de posición del IGV se presenta permanentemente, de acuerdo a la carga; sin embargo, en los archivos COSTOS-SIEMENS_FFTT_Nov2004 y COSTOS-SIEMENS_ FFTT_Nov2004_ABS manifiesta que el IGV tiene dos posiciones: 50% abierto y 100%, rango de variación discreto que no permitiría un cambio permanente como se afirma.

Asimismo, con relación a la absolución del COES-SINAC sobre este tema, el OSINERG menciona lo siguiente:

Las horas dinámicas son las horas que se contabilizan para propósitos de programar las inspecciones de la unidad, que toman en cuenta las variaciones bruscas de temperatura a la descarga de la turbina. Los cambios súbitos de carga, los rechazos de carga y los disparos de la turbina a gas originan horas equivalentes adicionales producidas por variaciones de temperatura cuyo gradiente excede los valores establecidos para la carga y descarga de la turbina a gas. Sin embargo, ello no significa que toda hora equivalente producida por estos conceptos debe ser reconocida para propósitos de estimar los costos de mantenimiento que serán trasladados a la tarifa que debe pagar el usuario.

Las fallas producidas en el sistema eléctrico que originan variaciones bruscas de carga y rechazos totales de carga producirán variaciones de temperatura a la descarga de la turbina que originarán las horas dinámicas a ser reconocidas para la estimación de los costos de mantenimiento. Los disparos de la unidad también producirán horas dinámicas; sin embargo, estas horas dinámicas no son consideradas para la estimación de los costos de mantenimiento, de acuerdo con lo expuesto en el Informe OSINERG-GART/DGT N° 038-2004.

El COES–SINAC plantea emplear, como horas dinámicas, el 19,2% de las horas de operación, basado en los parámetros de operación presentados para la Central La Costanera de Argentina. Al respecto, debe tenerse en cuenta lo siguiente:



• La C.T. La Costanera presenta un número de disparos, los que a su vez se registran como horas dinámicas. Estas horas dinámicas no deben ser contabilizadas para propósitos de estimación de costos de inspecciones de las turbinas a gas. La información suministrada no diferencia las horas dinámicas debidas a variaciones de carga y rechazos de carga de los disparos producidos, por lo que no es posible realizar una estimación basándose en la estadística presentada.

• El valor de 19,2% propuesto por el COES-SINAC carece del debido sustento para ser empleado como referencia válida en nuestro sistema. Además, teniendo en cuenta que las horas dinámicas producidas por los disparos no deben ser consideradas, el porcentaje resultante de horas dinámicas a horas de operación se vería reducido.

Tomando en consideración lo expuesto, el valor de las horas dinámicas a considerar debe basarse en la experiencia real de operación de las unidades empleando gas natural y con el suficiente detalle de información como para diferenciar las horas dinámicas debidas a variaciones de carga y rechazos de carga de los disparos producidos; en tanto dicha información no exista, se debe emplear el porcentaje propuesto por el OSINERG en la regulación de mayo de 2004, el mismo que corresponde a un promedio en toda la vida de la unidad.

Observación 14.5: El OSINERG manifiesta que el COES-SINAC insiste en incluir el factor de planta en el cálculo del CVNC sin aportar sustento adicional alguno; con relación a este tema, se le señala que el mismo ha sido resuelto mediante la Resolución OSINERG N° 122-2004-OS/CD, determinándose que no corresponde su inclusión por cuanto ya está considerado en el análisis realizado.

En su absolución, el COES-SINAC menciona lo siguiente:

“Como bien se sabe y conforme lo expresa OSlNERG en el informe, el costo variable de operación de las unidades térmicas poseen 2 componentes el costo variable combustible (en adelante CVC) y el costo variable no combustible (en adelante CVNC). En tal sentido, que el CVC se calcule considerando la eficiencia de la unidad a potencia efectiva, no exime el efecto que concretamente se produce en la calidad de vida de la unidad y por ende en el costo de mantenimiento de la misma cuando esta opera con un factor de planta diferente a la unidad, que es lo real.

No se trata de que el cálculo del CVC y CVNC concuerden en los mimos criterios, sino que cada uno independientemente refleje una mejor aproximación a lo que en la realidad se presenta.

El costo de mantenimiento tal como se está planteando en el modelo implica dividir los costos incurridos en determinados períodos entre una energía estimada en el mismo periodo. Se estiman las HEO -LAS CUALES NO ESTÁN DlSCRlMlNANDO SI LA UNlDAD OPERÓ A UNA CARGA DETERMINADA- ; en el cálculo se asumía originalmente la operación a plena carga, lo cual es una hipótesis errada debido a que en la operación real la unidad opera en cargas medias menores a su carga plena. Sin embargo a nivel de horas de operación equivalentes no es posible hacer una reducción, debido a que una HEO será siempre considerada como tal en cualquier carga a la que se encuentre operando la unidad.



Por lo tanto, la división de los costos totales entre una energía mayor determinaba un CVNC menor que el real, el cual se obtendría dividiendo por una energía menor (la real). Entendemos que esta es una interpretación del modelo de cálculo del CVNC más adaptado a la realidad en la cual, teniendo en cuenta que por Ley al generador se le deben reconocer sus costos reales de operación. En todo caso si en opinión de OSlNERG el porcentaje propuesto no refleja el régimen de operación del sistema, debería entonces considerar consistentemente un valor representativo adecuado para el sistema, y no simplemente desvirtuarlo. El objetivo debe ser que los costos incurridos por el generador sean recuperados.

Adicional a todo lo manifestado a este respecto. Inclusive OSlNERG durante el Proceso de Regulación de Tarifas en Barra Noviembre 2001-abril 2002 en su informe GART/GT N° 061-2001 en el ítem 3.2.3 reconoce a la potencia media (representación del régimen de operación de la unidad) como elemento para la conformación de la función de costo total a partir del cual se deriva el CVNC…”

Con relación a la absolución del COES-SINAC sobre el tema, se precisa lo siguiente:

El OSINERG ha señalado oportunamente, en el Informe OSINERG-GART/DGT N° 038-2004, que el cálculo del CVNC debe ser coherente con el cálculo del CVC, dado que ambos componen el Costo Variable Total que se utiliza para efectos de la fijación de Tarifas en Barra. En este sentido, el CVC se calcula considerando la eficiencia correspondiente a la potencia efectiva de la unidad y, por tanto, por coherencia, el CVNC debe corresponder a la misma condición de potencia.

En la Figura N° 01 se muestra la variación típica del consumo de combustible en función de la potencia desarrollada por la unidad y también una posible función de CVNC de una unidad en función de la potencia desarrollada.

Figura N° 01Variaciones del comsumo de combustible y costos variables no combustible en función de la potencia desarrollada por

una unidad de generación termoeléctrica

0,4

0,8

1,2

1,6

2

2,4

50% 60% 70% 80% 90% 100%

Potencia desarrollada por la unidad

Pote

ncia

Efe

ctiv

a / C

onsu

mo

espe

cífic

o de

com

bust

ible

C

osto

Var

iabl

e no

Com

bust

ible

Potencia Consumo específico de combustible Costo variable no combustible

Potencia efectiva

Potencia promedio

Potencia efectiva declarada por el COES - SINAC

Consumo específ ico de combustible, declarado por el COES - SINAC

Costo variable no combustible propuesto por el COES - SINAC

Costo variable no combustible propuesto por OSINERG

En dicho gráfico se observa que el COES–SINAC presenta como valores de potencia y consumo de combustible los correspondientes a la potencia



efectiva y como valor de CVNC el correspondiente a una capacidad inferior. Es obvio que al determinar los costos totales variables de la unidad no resulta posible sumar los costos propuestos por el COES–SINAC por corresponder a condiciones de operación diferentes.

Con relación al documento a que hace referencia el COES–SINAC, en el sentido de que el propio OSINERG reconoce a la potencia media como elemento para la conformación de la función de costo total a partir del cuál se deriva el CVNC, se debe señalar que:

• Para evaluar el costo se toma en cuenta cada régimen de operación (potencia media, arranques y paradas anuales y horas medias de operación entre arranques); a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad.

• En dicho documento, el OSINERG menciona además que el procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). Es decir, la función de costos totales que incluye potencia media, arranques y paradas anuales y horas medias de operación entre arranques da origen a un conjunto de pares ordenados CVNCi para cada potencia media que en realidad es la curva CVNC Vs. Potencia Media mostrada en la figura N° 01.

• La interpretación que quiere dar el COES-SINAC con relación a que el OSINERG reconoce a la potencia media como elemento para la conformación de la función de costo total queda desvirtuada además por el hecho práctico y real de que los CVNC reconocidos por el OSINERG a todas las unidades termoeléctricas que operan actualmente en el sistema se basan en un cálculo en el cual se han determinado los valores de los CVNC que corresponden a la potencia efectiva de cada unidad y no a su potencia media.

En conclusión, el COES–SINAC propone como CVNC un valor correspondiente equivalente al 75% de la potencia la efectiva, valor que no podría ser aplicado para propósitos de estimación de los costos variables totales al corresponder a una condición de operación diferente a la cual se ha estimado el costo variable de combustible. Por lo tanto, el cálculo del CVNC de la unidad no debe tomar en cuenta el factor de planta solicitado por el COES–SINAC, habiéndose excluido del cálculo correspondiente.

Al respecto, se debe indicar que, en el caso de incluir el factor de planta en la operación de las unidades termoeléctricas se estaría trabajando bajo un criterio de costos medios, por lo que se tendría que tratar estos costos fuera de un sistema marginalista, es decir, el CVNC dejaría de estar considerado en el cálculo del costo variable total que es utilizado para determinar el costo marginal del sistema y, en consecuencia, sería reconocido por fuera como un “uplift” (cargo adicional) que sería pagado por los consumidores en función de los costos que representa la operación real de las unidades termoeléctricas en el sistema, tal como se hace en otros marcos regulatorios, y no a través de un costo marginal.



En este sentido, el OSINERG realizará los estudios necesarios para revisar los criterios utilizados en la determinación del CVNC dentro del sistema marginalista definido en el marco regulatorio actual y analizar la posibilidad de su exclusión del cálculo del costo variable total para reconocerlo como un costo medio en calidad de uplift.

Observación 14.6: El OSINERG solicita se recalcule el valor del CVNC aplicable a la unidad TG-3 bajo operación de ciclo combinado, considerando los cambios que se generen con motivo de lo señalado en las observaciones precedentes.

Al respecto, el OSINERG señala que se debe proceder a realizar la estimación del CVNC de la unidad TG3 operando en ciclo combinado luego de las correcciones necesarias al cálculo del CVNC de la unidad operando como ciclo abierto.

Estimación de los CVNC de las unidades de la C.T. Ventanilla a ser empleados en la regulación tarifaria de noviembre de 2004

De la revisión realizada al cálculo del CVNC de las unidades de la C.T. Ventanilla, y considerando las correcciones indicadas en los numerales precedentes en lo que respecta a las horas dinámicas y el factor de planta, se obtienen los valores de CVNC mostrados en los Cuadros N° 01 y 02 para operación en ciclo abierto con gas natural y en el Cuadro N° 03 el CVNC de la unidad N° 3 operando en ciclo combinado.

Cuadro N° 01 Cálculo de la HEO anuales y los CVNC operando con gas natural

HOC 150 300 450 600 750 900 1.050 1.200 1.350 1.500HOD (=b*HOC) 10 20 30 41 51 61 71 81 91 102

NAN 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150

HO/A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10HEO 1.660 1.820 1.980 2.141 2.301 2.461 2.621 2.781 2.941 3.102APM 4,819 4,395 4,039 3,737 3,477 3,251 3,052 2,876 2,720 2,579ResultadosTotal Actual (KUS$) 2.557 2.916 3.258 3.606 3.917 5.853 6.367 6.866 7.372 7.843Anualidad (KUS$) 342 390 436 483 524 784 852 919 987 1.050Energía Anual (MWh) 23.100 46.200 69.300 92.400 115.500 138.600 161.700 184.800 207.900 231.000Mant. Unitario (Mills/KWh) 14,82 8,45 6,29 5,23 4,54 5,65 5,27 4,97 4,75 4,55CNC Variable (Mills/KWh) 3,759CNC Fijo (KUS$/año) 199

Cuadro N° 02Cálculo de la HEO anuales y los CVNC operando con gas natural e inyección de agua

HOC 150 300 450 600 750 900 1.050 1.200 1.350 1.500HOD 10 20 30 41 51 61 71 81 91 102

NAN 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150

HO/A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10HEO 1.660 1.820 1.980 2.141 2.301 2.461 2.621 2.781 2.941 3.102APM 4,819 4,395 4,039 3,737 3,477 3,251 3,052 2,876 2,720 2,579ResultadosTotal Actual (KUS$) 2.772 3.152 3.513 3.901 4.231 6.206 6.740 7.259 7.804 8.295Anualidad (KUS$) 371 422 470 522 566 831 902 972 1.045 1.111Energía Anual (MWh) 24.450 48.900 73.350 97.800 122.250 146.700 171.150 195.600 220.050 244.500Mant. Unitario (Mills/KWh) 15,18 8,63 6,41 5,34 4,63 5,66 5,27 4,97 4,75 4,54CNC Variable (Mills/KWh) 3,700 CNC Variable de Agua (Mills/KWh) 0,359CNC Fijo (KUS$/año) 224 Costo variable no combustible total CVNC mills/kWh 4,059



Cuadro N° 03CVNC del ciclo combinado operando con gas natural CVNC ciclo abierto CVNCCA 3,759 Mills US $/kWh

CVNC ciclo combinado CVNCCC = (2/3) CVNC * (1/0,90) 2,785 Mills US $/kWh

CC..11 CCVVNNCC CC..TT.. IIlloo 11 Observación 15.1: El OSINERG, como parte de las observaciones formuladas al ESTUDIO presentado por el COES-SINAC, solicitó se corrijan los valores de las potencias empleadas en el cálculo de los CVNCs por los de potencia efectiva de cada unidad. Asimismo, el OSINERG señaló que este menor valor de la capacidad de la unidad origina una reducción de la energía y por consiguiente, un incremento injustificado de los CVNCs; se agrega que existe una incoherencia en el ESTUDIO para el caso de esta central, por cuanto mientras que para el despacho en el modelo PERSEO se consideran valores de potencia efectiva y rendimientos a capacidad efectiva; los CVNC que se utilizan han sido calculados para otras condiciones de operación.

El COES-SINAC manifiesta, en su absolución, que en el desarrollo del Estudio presentado por ENERSUR "Determinación del Costo Variable No Combustible de las Unidades de Vapor de la Central Térmica IL01", se ha utilizado la potencia media y que el sustento de la consideración de la potencia media se encuentra en el lnforme de Levantamiento de Observaciones efectuado por el COES-SINAC al Estudio presentado por ENERSUR previo a la aprobación de los CVNC por parte de la DOCOES. Asimismo, adjunta copia del lnforme de Levantamiento de Observaciones al Estudio de Determinación del CVNC de las Unidades Turbovapor de la C.T. IL01 - lnforme OSINERG- GART/DGT N° 064-2004 que, según el COES-SINAC, explica y absuelve las observaciones del OSINERG.

Con relación a este punto, el OSINERG señala que, al tratarse de un tema similar al de la Observación 14.5 realizada al CVNC de las unidades de la C.T. Ventanilla, los argumentos, análisis y conclusiones del OSINERG sobre este punto son válidos también para este caso en sus aspectos generales, concluyéndose que los valores de CVNC propuestos por el COES-SINAC no corresponden a la condición de operación de potencia efectiva, no siendo posible su utilización para la estimación de los costos marginales al no corresponder a la condición de operación a la cual se determinan los costos variables de combustible.

Cabe reiterar, como en el análisis de la Observación 14.5, que el OSINERG realizará los estudios necesarios para revisar los criterios utilizados en la determinación del CVNC dentro del sistema marginalista definido en el marco regulatorio actual y analizar la posibilidad de su exclusión del cálculo del costo variable total para reconocerlo como un costo medio en calidad de uplift.

En consecuencia, se debe realizar la corrección de los CVNC de las unidades de Ilo 1 considerando el valor correspondiente a la capacidad efectiva de la unidad.



Observación 15.2: El OSINERG, en las observaciones formuladas al ESTUDIO del COES-SINAC, señaló que se debe utilizar como CVNC la pendiente que resulta de una regresión lineal de la curva de costos totales Vs. energía generada de la C.T. Ilo1, tal como se hace en el caso de la C.T. Ventanilla y en la determinación del costo fijo no combustible de la unidad de punta.

Al respecto, el COES-SINAC señala que “Con relación al modelo de ajuste, es claro que matemáticamente al utilizar la regresión polinomial se obtendrá un mejor ajuste que al utilizar la regresión lineal. Todos los modelos matemáticos tratan de representar la realidad y en este caso es la regresión polinomial la que mejor representa la realidad operativa de ILO1”. Se adjunta copia del lnforme de Levantamiento de Observaciones al Estudio de Determinación del CVNC de las Unidades Turbovapor de la C.T. IL01 - lnforme OSINERG- GART/DGT N° 064-2004 que, según el COES-SINAC, explica y absuelve las observaciones del OSINERG.

Sobre el particular, se debe precisar que el OSINERG no discrepa con la opinión vertida en el folio 248 de la ABSOLUCIÓN en el sentido de que matemáticamente una aproximación polinómica se ajusta mejor que una aproximación lineal y esta mejor aproximación se refleja en el coeficiente de correlación de la regresión efectuada. También coincidimos que, con relación a los análisis efectuados, ambas regresiones presentan un coeficiente de correlación aceptable, siendo superior el correspondiente a la polinomial.

No obstante, la estabilidad de los resultados se afecta en una aproximación polinomial. En efecto, como puede desprenderse del análisis que se presenta más adelante, el CVNC resultante de dicha aproximación es volátil, pudiendo variar en el rango de 1,1 a 4,6 US$/MWh. Situación que no se refleja en aproximación lineal. Así, por ejemplo, considerando el ajuste polinómico de tercer orden que se muestra en la figura siguiente:

GRAFICO 6-4 (TV2). COSTO TOTAL ANUAL DE LA TURBINA A VAPOR BBC2C.T. ILO 1

(Miles US$ / año)

y = -4,3325E-13x3 + 8,3761E-08x2 - 8,0944E-04x + 1,4607E+02R2 = 9,9263E-01

y = 0,00352x + 104,47004R2 = 0,96369

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 12.750 25.500 38.250 51.000 63.750 76.500 89.250 102.000

Mwh / año

Mile

s U

S$ /

año

COSTOS VARIABLES

COSTOS FIJOS

COSTOS TOTALES

Polinómica (COSTOS TOTALES)

Lineal (COSTOS TOTALES)

La derivada de la función polinomial sería la pendiente de la función o el CVNC para cada punto de operación. Al ser una función derivada de una de



tercer orden, el resultado es una función cuadrática, mostrada en el cuadro denominado GRAFICO 6-3 (TV2). COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE TURBINA A VAPOR BBC2 C.T. ILO 1 presentado en el ESTUDIO.

GRAFICO 6-3 (TV2). COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE TURBINA A VAPOR BBC2C.T. ILO 1

(MillsUS$ / Kw-h)

y = -1,2998E-09x2 + 1,6752E-04x - 8,0873E-01

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

0 12.750 25.500 38.250 51.000 63.750 76.500 89.250 102.000

Mwh / año

Mill

sUS$

/ K

w-h

CNC MARGINAL

CNC VARIABLE PROM

CNC VARIABLE (Caso Lineal)

Se observa en la figura anterior que el CVNC sería muy sensible al régimen de operación de la unidad, variando desde un valor máximo de 4,6 US$/MWh a 1,1 US$/MWh.

Si se observa el valor del CVNC cuando la energía generada es baja, éste resulta también bajo con una tendencia decreciente que podría llegar a resultar negativa, solución que matemáticamente es correcta desde el punto de vista de la función, pero que no tendría sentido desde el punto de vista del análisis de costos que se está realizando.

Como se aprecia, la aproximación o regresión lineal permite contar con un valor constante para todo el rango de operación de la unidad, con un coeficiente de correlación bastante elevado (0,96), que nos indica un alto grado de aproximación a la función de costos determinada.

Por lo expuesto, se considera que el CVNC debe ser determinado a partir de una regresión lineal, coincidente con la metodología empleada para el cálculo de los CVNC de ETEVENSA y el análisis de CFNC de la unidad de punta.

Estimación de los CVNC de las unidades de la C.T. Ilo 1 a ser empleados en la regulación tarifaria de noviembre de 2004

Realizadas las modificaciones de la potencia media por la potencia efectiva de las unidades y adoptando el método de regresión lineal para la estimación del CVNC de las unidades, se obtienen los valores a ser empleados en la presente regulación tarifaria. Los resultados se indican a continuación:



CVNC unidad BBC 2 1,934 US$/MWh

TOTAL: TURBINA A VAPOR BBC 2 - C.T. ILO1

HOA 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000Anualidad de Costos Fijos (Miles US$/año) 146,97 146,97 146,97 146,97 146,97 146,97 146,97 146,97 146,97Anualidad de Costos Variables(Miles US$/año) 0,00 4,47 10,57 83,04 111,33 185,46 218,78 293,26 327,37Energía Anual (MWh) 0,00 23.223,70 46.447,40 69.671,10 92.894,80 116.118,50 139.342,20 162.565,90 185.789,60Costo Total Anual (Miles US$/año) 146,97 151,45 157,55 230,01 258,30 332,43 365,75 440,23 474,35Costo Total Anual Represent. (Miles US$/año) 146,07 167,04 245,80 349,79 446,45 503,22 487,55 366,86 108,61Costo Medio (MillsUS$/KWh) 6,52 3,39 3,30 2,78 2,86 2,62 2,71 2,55CNC Variable (Caso Lineal) (MillsUS$/KWh) 1,934 1,93 1,93 1,93 1,93 1,93 1,93 1,93 1,93

CVNC unidad GENERAL ELECTRIC 3 1,325 US$/MWh

TOTAL: TURBINA A VAPOR GENERAL ELECTRIC 3 - C.T. ILO 1

HOA 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000Anualidad de Costos Fijos (Miles US$/año) 576,09 576,09 576,09 576,09 576,09 576,09 576,09 576,09 576,09Anualidad de Costos Variables(Miles US$/año) 0,00 184,10 253,31 365,37 427,66 536,19 603,01 662,33 776,97Energía Anual (MWh) 0,00 68.111,20 136.222,40 204.333,60 272.444,80 340.556,00 408.667,20 476.778,40 544.889,60Costo Total Anual (Miles US$/año) 576,09 760,19 829,40 941,47 1003,75 1112,28 1179,10 1238,42 1353,06Costo Total Anual Represent. (Miles US$/año) 587,19 869,65 1055,18 1224,35 1457,71 1835,82 2439,26 3348,58 4644,34Costo Medio (MillsUS$/KWh) 11,16 6,09 4,61 3,68 3,27 2,89 2,60 2,48CNC Marginal (MillsUS$/KWh) 3,24 2,41 2,76 4,29 7,01 10,91 15,99 22,26CNC Variable (Caso Lineal) (MillsUS$/KWh) 1,325 1,32 1,32 1,32 1,32 1,32 1,32 1,32 1,32

CVNC unidad GENERAL ELECTRIC 4 1,231 US$/MWh

TOTAL: TURBINA A VAPOR GENERAL ELECTRIC 4 - C.T. ILO 1

HOA 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000Anualidad de Costos Fijos (Miles US$/año) 485,76 485,76 485,76 485,76 485,76 485,76 485,76 485,76 485,76Anualidad de Costos Variables(Miles US$/año) 0,00 147,19 223,01 330,82 391,56 442,97 558,15 613,49 722,83Energía Anual (MWh) 0,00 68.658,80 137.317,60 205.976,40 274.635,20 343.294,00 411.952,80 480.611,60 549.270,40Costo Total Anual (Miles US$/año) 485,76 632,95 708,77 816,58 877,32 928,73 1043,91 1099,24 1208,59Costo Total Anual Represent. (Miles US$/año) 490,76 723,47 880,92 1024,54 1215,71 1515,84 1986,34 2688,60 3684,03Costo Medio (MillsUS$/KWh) 9,22 5,16 3,96 3,19 2,71 2,53 2,29 2,20CNC Marginal (MillsUS$/KWh) 2,69 2,04 2,29 3,43 5,46 8,39 12,21 16,93CNC Variable (Caso Lineal) (MillsUS$/KWh) 1,231 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23



ANEXO D Plan de Obras de Generación

A partir de la presente fijación tarifaria, se aplica la modificación del Artículo 123° del Reglamento, dispuesto mediante el Decreto Supremo N° 010-2004-EM, el cual señala que “Se consideran factibles de entrar en operación en el período a que se refiere el inciso a) del Artículo 47° de la Ley, aquellos proyectos de generación y transmisión cuyos títulos no se encuentren en causal de caducidad o cancelación según corresponda y que cumplan con los requisitos y condiciones que se aprueben por resolución ministerial”.

Al respecto, el COES-SINAC ha señalado que, en la elaboración de su informe se tomó en consideración la prepublicación del Ministerio de Energía y Minas de los requisitos y consideraciones para el ingreso de nuevos proyectos de generación a que hace mención Decreto Supremo N° 010-2004-EM, por lo que manifiesta que en el caso de proyectos de centrales térmicas se requeriría de la Autorización correspondiente para ser tomados en cuenta, agregando que a la fecha se desconoce de alguna Autorización y/o la existencia de alguna solicitud en trámite.

Considerando lo expresado por el COES-SINAC, el OSINERG solicitó una opinión legal25 al respecto; en este sentido, mediante el Informe Legal OSINERG-GART-AL-2004-124, el mismo que forma parte de la relación de información que sustenta la resolución de fijación de las tarifas en barra, se concluyó “… que no es posible que un proyecto que no haya sido concedido, para el caso de centrales hidroeléctricas, o autorizado en el caso de centrales termoeléctricas, pueda formar parte del programa de obras que se considera en la fijación de Tarifas en Barra”. En el mismo sentido, el informe legal de Asesoría Externa AL-DC-079-2004, se concluyó que “… son factibles de entrar en operación en el señalado período los proyectos que cuenten con título vigente. Dichos proyectos serán ubicados entre aquellos que se encuentran en construcción y que estén contemplados en el Plan Referencial del Ministerio de Energía y Minas”.

Esta interpretación, es consistente con el hecho lógico de que, resultaría una contradicción bajo las restricciones impuestas el no incluir en el plan de obras una planta en construcción que pueda haber sufrido algún retraso y en consecuencia pudiera incurrir en causal de pérdida de su título (situación que puede revertirse mediante los trámites administrativos pertinentes), y que sin embargo, sí se incluyera en el plan de obras una central que figure en el Plan Referencial de Electricidad y carezca del título correspondiente.

En este sentido, tomando en consideración lo establecido en el Decreto Supremo, no ha sido posible evaluar como parte del programa de obras la ampliación de la central Machupicchu, la reconversión de la unidad Westinghouse de EDEGEL o la unidad de ciclo combinado prevista en el Plan Referencial y en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de REP.

25 Informe Legal OSINERG-GART-AL-2004-124


Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2003 Página 71 de 120

Por otro lado, el OSINERG reitera su posición de que el plan de obras debe contemplar un programa eficiente de centrales para entrar en servicio en el periodo de estudio, en el cual se debe tomar en cuenta especialmente la disponibilidad de centrales basadas en gas natural del proyecto Camisea.

De acuerdo con la teoría económica, la idea subyacente es que cada usuario debería pagar una tarifa que represente los costos marginales en que hace incurrir al sistema por el uso que hace de él. Para estimar dicho costo se utiliza el costo marginal de largo plazo por los siguientes motivos: disponer de una señal económica estable que enviar a los agentes y el hecho de que los consumidores deberían pagar los costos de un sistema económicamente adaptado ya que ellos no diseñan el sistema. Esto necesariamente implica determinar un plan de obras factible que a su vez esté perfectamente adaptado a la demanda, es decir, que si la demanda crece debe existir la oferta necesaria y eficiente para cubrir dicho incremento, lo cual no es posible realizar debido a las modificaciones introducidas en el Reglamento por el referido Decreto Supremo.



ANEXO E Programa de Mantenimiento de las

Centrales del SEIN

EE..11 PPrroobblleemmááttiiccaa ddee llaa PPrrooggrraammaacciióónn ddee llooss MMaanntteenniimmiieennttooss qquuee eeffeeccttúúaa eell CCOOEESS--SSIINNAACC

El OSINERG viene efectuando mensualmente la evaluación de la duración y número de ocurrencias de las actividades de mantenimiento de las actividades de generación y transmisión; esta evaluación comprende, o ha considerado, aquellos trabajos cuya realización implica la indisponibilidad del equipo.

Se determina el cumplimiento de los programas de mantenimiento, el cual indica principalmente, qué porcentaje de la duración de las actividades de mantenimiento, consideradas en el programa, son ejecutadas, así como qué porcentaje del número de actividades ejecutadas corresponden a las contempladas en los programas de mantenimiento correspondientes.

Para observar la evolución del grado de cumplimiento de los programas de mantenimiento mensual, se viene considerando inicialmente los indicadores “Cumplimiento del Programa Mensual” e “Intervenciones Ejecutadas Programadas”.

• Cumplimiento Programa Mensual: Con este indicador de cumplimiento se tratará de verificar el porcentaje de todas las actividades ejecutadas con relación al programa de mantenimiento mensual inicial aprobado. Esto pondrá en evidencia el volumen de actividades programadas con horizonte mensual, que no se ejecutan de acuerdo a lo previsto.

• Intervenciones Ejecutadas Programadas: Este indicador muestra qué porcentaje de todas las actividades ejecutadas han sido programadas a partir del Programa Mensual de Mantenimiento.

Se observa en el cuadro siguiente la evolución de los referidos indicadores, en la actividad de generación, a partir de mayo de 2003.



Indicadores de cumplimiento 2004 para la actividad de generación Cumplimiento Programa mensual Intervenciones ejecutadas

(programadas) MES DURACION OCURRENCIAS DURACION OCURRENCIAS

ENERO 71 66 40 39 FEBRERO 81 76 71 60 MARZO 78 74 50 47 ABRIL 67 65 40 38 MAYO 71 64 36 32 JUNIO 59 55 18 21 JULIO 49 52 17 18 AGOSTO 50 57 19 21 PROMEDIO 66 64 36 35

Indicadores de cumplimiento año 2003 para la actividad de generación

Cumplimiento Programa mensual Intervenciones ejecutadas (programadas) Mes

DURACION OCURRENCIAS DURACION OCURRENCIAS MAYO 47 34 JUNIO 60 59 55 51 JULIO 62 64 27 31 AGOSTO 58 60 14 18 SETIEMBRE 72 64 30 32 OCTUBRE 66 65 44 44 NOVIEMBRE 81 76 49 47 DICIEMBRE 75 71 48 49 Promedio 68 63 38 38

Los gráficos siguientes muestran las tendencias respecto al grado de cumplimiento de los programas mensuales de mantenimiento aprobados por el COES-SINAC; se observa una disminución paulatina de los indicadores antes referidos a partir de febrero del presente año; los mismos habían mejorado sustancialmente de agosto 2003 a febrero 2004.

CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA MENSUAL(OCURRENCIAS)

30

40

50

60

70

80

90

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY JU

N

JUL

AGO

SEP

OC

T

NO

V

DIC

%

2003 2004

INTERVENCIONES EJECUTADAS(OCURRENCIAS)

10

20

30

40

50

60

70

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY JU

N

JUL

AGO

SEP

OC

T

NO

V

DIC

%

2003 2004



La evolución del grado de cumplimiento del programa de mantenimiento muestra una tendencia desfavorable, se aprecia que gran parte de las intervenciones efectuadas no son programadas y aún cuando se hayan presentado situaciones no previsibles (fallas), en promedio, el 64% de las intervenciones efectuadas en el periodo enero 2004-agosto 2004 no fueron programadas.

Por lo tanto, cabe reiterar que el COES-SINAC, vistos los grados de cumplimiento referidos, continúa teniendo dificultad en programar adecuadamente las actividades de mantenimiento de mediano plazo, y por lo tanto, es de suponer que el programa de mantenimiento de largo plazo podría no ser el óptimo y no conducir a una operación de mínimo costo.

EE..22 PPrrooggrraammaa ddee MMaanntteenniimmiieennttoo MMaayyoorr ddee llaass CCeennttrraalleess HHiiddrrooeellééccttrriiccaass

Con relación a la ABSOLUCIÓN presentada por el COES-SINAC, el OSINERG indica lo siguiente:

C.H. Huinco

Con relación a la afirmación que se hiciera en el informe de observaciones:

“La duración de 720 horas prevista en las intervenciones programadas en los grupos de la C.H. Huinco para la actividad propuesta “cambio de regulador de velocidad” parece excesivo; se puede citar por ejemplo que ELECTROPERU empleó 672 horas para efectuar esta actividad más trabajos de modernización (mantenimiento mayor: cambio de regulador de velocidad y relés digitales, inspección estator, núcleo magnético y cambio de rodete pelton, instalación nuevo SCADA, EMS) en el G4 de la central Mantaro en el año 2004”.

Efectivamente, ha existido una equivocación en la invocación de la fecha, pero la duración de 672 horas corresponde a la actividad referida, la cual consta en el SICOES WEB, el cual registra la actividad MANTENIMIENTO MAYOR. INST NUEVO SCADA, EMS. CAMBIO REGULADOR DE VELOCIDAD Y RELES DIGITALES. INSP ESTATOR, NUCLEO MAGNETICO Y ROTOR.CAMBIO DE RODETE PELTON, desde el 04 de mayo hasta el 01 de junio de 2002, totalizando las 672 horas referidas.

Finalmente, con relación a las actividades de cambio de regulador en los grupos de la C.H. Huinco, éstas han sido retiradas del programa por el COES-SINAC en atención a las observaciones de OSINERG.

C.H. Mantaro y C.H. Restitución

Con relación a la afirmación que se hiciera en el informe de observaciones:

“Por otro lado, se ha verificado de intervenciones anteriores a los grupos de la C.H. Mantaro, que las actividades de “Cambio de componentes del cojinete de empuje” y la “Limpieza, inspección y control estator, núcleo magnético y rotor” han tenido una duración de 24 horas y 48 horas respectivamente. Si se consideran las dos actividades estas sumarían 72 horas. Luego las 216 horas



solicitadas por el COES-SINAC para las unidades de la C.H. Mantaro deben sustentarse adecuadamente”.

La primera referencia aludida corresponde al G1 de la C.H. Mantaro y no al G7. En esta oportunidad ha sido aceptada la propuesta del COES-SINAC, lo cual implica que en futuras evaluaciones se recurrirá a estadística ejecutada.

Por otro lado, las actividades “Cambio componentes cojinete de empuje” y “Limpieza, inspección y control estator, núcleo magnético y rotor”, conforme a lo mencionado por el COES-SINAC en su informe de absoluciones y a registros históricos, pueden durar 6 y 2 días, respectivamente. Por lo tanto, en el año 2006 se han considerado 8 días para estas actividades, con lo que se acepta el sustento alcanzado por el COES-SINAC.

C. H. Callahuanca

Para el caso, de las actividades propuestas como “mantenimiento mayor anual”, el OSINERG, luego de revisar la información suministrada, ha considerado que las mismas pueden efectuarse de manera paralela a las actividades de repotenciación de cada unidad, con lo que se acepta el sustento alcanzado por el COES-SINAC.

C. H. Huampaní

Respecto a las actividades consideradas para esta central, en esta oportunidad ha sido aceptada la propuesta del COES-SINAC, lo cual implica que en futuras evaluaciones se recurrirá a estadística ejecutada.

C. H. Yanango

Con relación al periodo de indisponibilidad para la actividad “cambio de turbina”, el OSINERG ha considerado el dato ejecutado del 18 de abril de 2001, el que corresponde a 8,5 días, y que involucra “la limpieza de la toma Tarma” y “el cambio de turbina y válvula principal – mantenimiento preventivo”, para efectuarse de manera paralela.

Adicionalmente, según el programa diario del 19 de febrero de 2004, la actividad “pulido de álabes de rodete” dura 17 horas, y se ha considerado para efectos de la simulación 24 horas.

Por lo expuesto, no es suficiente el sustento alcanzado por el COES-SINAC efectuándose, en consecuencia, las correcciones pertinentes al programa.

C. H. Chimay

El desarrollo de las actividades para la C.H. Chimay en el año 2007 se ha considerado de manera paralela; por lo tanto, la “reparación de turbina” y “la limpieza de la toma Tulumayo” deben efectuarse en 10 días y no en el tiempo propuesto por el COES-SINAC.

C. H. Huanchor

El OSINERG, luego de la revisión de la información recibida, considera razonable las actividades propuestas para las unidades de generación de esta central.



C. H. Carhuaquero

Con relación a la actividad “limpieza de embalse”, en esta oportunidad se considera que esta actividad puede realizarse en un lapso de 4 días, y la periodicidad no debe ser anual. Las estadísticas, que consideran también condiciones hidrológicas favorables, muestran que esta actividad no ha sido efectuada con periodicidad anual; ésta se ha ejecutado el 2001 y de acuerdo al plan propuesto su próxima ejecución se prevé el 2006. El OSINERG, sobre la base de lo analizado, ha corregido la propuesta del COES-SINAC y considerado una periodicidad de 3 años.

C. H. Cañón del Pato

Con relación a la actividad “Parada planta reparación blindaje bocatoma antigua-reparación del túnel (tramo bocatoma-desarenador)”, el OSINERG coincide con la duración de 10 días propuesta por el COES-SINAC, pero ha corregido la periodicidad de la actividad a 3 años, toda vez que ésta tampoco ha sido efectuada en los últimos tres años.

C. H. Yaupi

Para la actividad “Mantenimiento Mayor” propuesta por el COES-SINAC, para todas las unidades de la C.H. Yaupi, el OSINERG, frente a la variedad de periodos históricamente registrados, ha considerado el promedio de duración de los registros correspondientes a la actividad referida a los grupos G1, G2 y G4 presentados por el COES-SINAC en su absolución. En consecuencia, el OSINERG ha efectuado las modificaciones correspondientes para considerar una duración de 98 horas.

CC.HH. Oroya y Pachachaca

El COES-SINAC ha presentado, para ambas centrales, lo solicitado en el documento de observaciones. Por lo tanto, en esta oportunidad ha sido aceptada la propuesta del COES-SINAC, lo cual implica que en futuras evaluaciones se recurrirá a estadística ejecutada.

CC.HH. Cahua y Gallito Ciego

El OSINERG, luego de la revisión de la información presentada por el COES-SINAC en su absolución, considera razonable las actividades propuestas para las unidades de generación de estas centrales.

C.H. San Gabán

Para las actividades “Mantenimiento de Turbina, Reguladores, Válvula de admisión, Transformador, Generador, apriete tirantes bobinado, equipos auxiliares eléctricos y equipos auxiliares mecánicos”, el OSINERG ha considerado el mismo periodo de duración propuesto por el COES-SINAC para las actividades en el año 2006, es decir, 96 horas, con lo cual se corrige el cronograma propuesto por el COES-SINAC para el resto del período.

C.H. Aricota

Como resultado de la revisión y evaluación de la información recibida, el OSINERG ha considerado que sólo una vez se cambiarán ruedas Pelton y



que ello podría ejecutarse el año 2005. Es decir, no se ha aceptado la propuesta del COES-SINAC de sumar la actividad referida en el año 2007.

EE..22 PPrrooggrraammaa ddee MMaanntteenniimmiieennttoo MMaayyoorr ddee llaass CCeennttrraalleess TTeerrmmooeellééccttrriiccaass

El OSINERG coincide con el COES-SINAC en el sentido de que la programación del mantenimiento mayor de las centrales térmicas, para el mediano y largo plazo, obedece a una metodología de estandarización de los flujos de información por tipo de tecnología, en alusión a la cantidad de Horas Equivalentes de Operación (HEO) que deben considerarse.

En este mismo sentido, el OSINERG con relación a la duración de la actividad “Inspección Tipo C”, considera apropiado estandarizar el periodo de indisponibilidad bajo el criterio de eficiencia y, por lo tanto, considerará para la unidad TG4 de la central térmica Malacas una duración de indisponibilidad de 35 días.

Por otro lado, es importante señalar, que el mantenimiento mayor de las unidades se define en función de las HEO (por lo tanto es dependiente de la producción); por consiguiente, establecer un programa de mantenimiento mayor de unidades térmicas, en el proceso de simulación de la operación, dependerá de la hidrología a confrontar en cada secuencia hidrológica, es decir, en condiciones de hidrologías escasas la generación térmica se incrementará con lo cual también aumentarán las HEO y, en caso contrario, en hidrologías abundantes donde la generación térmica disminuye las HEO también disminuirán.

EE..33 PPrrooggrraammaa ddee MMaanntteenniimmiieennttoo MMeennoorr El COES-SINAC insiste, una vez más, en la inclusión de los mantenimientos menores (aquellos cuya duración es inferior a 24 horas) en la determinación de la Tarifa en Barra.

Sobre el particular, cabe señalar que el mantenimiento menor en el caso de centrales hidráulicas con embalse, no limita su generación cuando el caudal utilizable es inferior al máximo turbinable por la central. Un mantenimiento de unas pocas horas al día en un grupo generador, no disminuirá la producción de energía diaria de la central, ya que el embalse le permite postergar el menor requerimiento de agua en la horas en que un grupo se encuentre en mantenimiento (indisponible), para luego disponer de esta agua en las horas que la central se encuentre disponible con la totalidad de sus unidades de generación.

Cabe reiterar, que el COES-SINAC a pesar de su experiencia, en los procesos de fijación tarifaria, continúa negando criterios técnicos y confundiendo las prácticas de optimización que se deben aplicar para los periodos de largo y corto plazo; es conocido, por ejemplo, que el detalle horario de los valores de caudales no puede ser reflejado en un modelo de mediano plazo como es el caso del modelo utilizado para las fijaciones



tarifarias, por la misma lógica, detalles de mantenimientos que se van a ejecutar en jornadas menores a 24 horas, corresponden al ámbito de los periodos de corto plazo, para lo cual están definidos criterios adicionales para su tratamiento.

Asimismo, vistas las prácticas operativas, las actividades de mantenimientos menores corresponden a intervenciones que pueden ser, en su mayor parte, diferidas o reajustadas en el corto plazo, por efecto de la operación del sistema, de la disponibilidad horaria del agua, de pruebas de otras unidades, entre otros aspectos, por lo cual, considerar su inclusión en el mantenimiento de largo plazo no corresponde a la realidad; lo referido no debería ocurrir con los mantenimientos mayores, que por su duración tienen consecuencias en la operación óptima del sistema, así como en la logística que los titulares disponen para contar, entre otros, con los repuestos y mano de obra calificada (o especializada) oportunamente.

Por otro lado, el OSINERG considera que, de acuerdo al literal b) del Artículo 41° de la LCE26, el COES-SINAC tiene como función expresa controlar el cumplimiento de los programas de operación y coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones. Asimismo, el literal c) del Artículo 91° del Reglamento de la LCE2277 señala que el COES-SINAC también tiene como función elaborar la programación de corto plazo, situación que si considera la inclusión de mantenimientos menores.

Adicionalmente, el OSINERG debe manifestar que siendo ya difícil prever los trabajos por mantenimiento mayor, y que a la vez es más probable conocer los trabajos por mantenimiento del año 2004 (en curso) que los de los años 2005 al 2008, la propuesta de considerar mantenimientos menores es subjetiva, arbitraria y sujeta a discrecionalidad, dada la gran cantidad de trabajos de carácter menor en el horizonte 2005-2008. Esta situación en principio se observa en el caso propuesto por el COES-SINAC para la empresa ELECTROPERU, dado que no se ha propuesto ningún mantenimiento menor en el periodo anteriormente referido.

El OSINERG debe recordar que es obligación del COES-SINAC sustentar debidamente su propuesta tarifaria, tal como lo indica el Artículo 51° de la LCE. La pretensión de incluir los mantenimientos menores debe realizarse considerando el claro mandato legal del Artículo 42° de la LCE, que señala que las tarifas deben basarse en los costos marginales de suministro.

El OSINERG, en reiteradas oportunidades ha concluido que ni en el Artículo 41° de la LCE, ni en el literal c) del Artículo 91° del Reglamento de la LCE se señala de manera expresa la inclusión de mantenimientos menores en la fijación de Tarifas en Barra; en consecuencia, no existe justificación para que

26 Articulo. 41º.- Las funciones básicas del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) son: ... b) Controlar el cumplimiento de los programas de operación y coordinar el mantenimiento mayor de las

instalaciones; ...

27 Artículo 91º.- La Dirección de Operaciones es el órgano ejecutivo del COES y tendrá las siguientes funciones: a) Elaborar los programas de operación de corto, mediano y largo plazo del sistema interconectado y

comunicarlos a sus integrantes para su cumplimiento; ...



el COES-SINAC incluya los mantenimientos menores en el cálculo de las Tarifas en Barra.

Finalmente, se debe mencionar que este tema ha sido resuelto mediante la Resolución OSINERG No. 002-2004-OS/CD.



ANEXO F Volumen Final del Lago Junín y

Operación del Complejo Mantaro

FF..11 VVoolluummeenn FFiinnaall ddeell LLaaggoo JJuunníínn El COES-SINAC ha manifestado que de acuerdo a la documentación que adjuntan se cuenta con dos criterios para el manejo del volumen final de un embalse de regulación, siendo estos el criterio volumen de que el volumen final debe ser igual al inicial o que deba ser mayor que el inicial. Señala que conservadoramente ha optado por el primer criterio.

Al respecto se debe manifestar que se ha revisado la documentación presentada, debiéndose señalar que en principio ésta no está referida a la optimización de la operación de sistemas eléctricos de potencia, sino al diseño de embalses. De otro lado debe aclararse que, como es de conocimiento de la comunidad técnica de sistemas de potencia, en el caso de la operación de los embalses que alimentan centrales hidroeléctricas las decisiones de almacenamiento se realizan en función del costo de oportunidad del agua almacenada en el embalse, la cual se determina a través de modelos de simulación de mediano y largo plazo. Al respecto, un supuesto que resulta razonable (y que es ampliamente utilizado), es aquél que indica que el costo de oportunidad actualizado del agua en un momento del tiempo lejano al actual es muy próximo a cero (como consecuencia del factor de actualización). En este sentido, se puede asumir que al final de un periodo largo de evaluación el costo de oportunidad del agua, para una decisión de operación actual, es nulo (de hecho entendemos que el COES-SINAC considera este criterio al realizar la programación de mediano plazo con los modelos Junred/Juntar/Junano, por lo cual resulta inconsistente que no lo aplique en el cálculo de las Tarifas en Barra). Por tanto, al considerarse que el costo de oportunidad es nulo, lo más conveniente es que al final del periodo de evaluación el embalse almacene su mínimo de operación requerido (de hecho este criterio se utiliza en los modelos antes mencionados).

Por tanto, no se encuentra satisfactoria la absolución del COES-SINAC, habiéndose procedido a fijar el volumen del lago Junín igual a 60 MMC, conforme a lo expresado en las observaciones al ESTUDIO, el cual representa aproximadamente el valor mínimo que debe mantenerse en el embalse para cumplir con la Resolución Ministerial 149-98-AG. Cabe precisar que a pesar de haberse adoptado este criterio, involuntariamente en la simulación efectuada con ocasión de la prepublicación de las Tarifas en Barra, se consideró el Volumen Final propuesto por el COES-SINAC.



FF..22 OOppeerraacciióónn ddeell CCoommpplleejjoo MMaannttaarroo

ANTECEDENTES El 05 de mayo de 1999 se efectuó el primer ensayo para la determinación de la potencia efectiva de las centrales del Complejo Mantaro (C.H. Santiago Antúnez de Mayolo y C.H. Restitución), en aplicación del Procedimiento N° 34 del COES-SICN. El ensayo fue realizado por el Consorcio CENERGIA-HYDRO QUEBEC, el cual dio como resultado los valores que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro N° F.1

Central Potencia Efectiva (MW)

Mantaro 631,79

Restitución 209,74

En el año 2003 se efectuó a la C.H. Mantaro un cambio de rodetes a seis (6) de sus unidades, incrementando la potencia generada por éstas, debido a las modificaciones tecnológicas realizadas. El OSINERG efectuó la evaluación estadística de la producción del Complejo Mantaro, llegando a la conclusión de que la C.H. Mantaro había incrementado su potencia efectiva.

Razón por la cual, mediante el Oficio N° 2293-2004-OSINERG-GFE del 10 de mayo de 2004, se solicitó al COES-SINAC la justificación por la cual no se había ejecutado el ensayo de Potencia Efectiva de la C.H. Mantaro programado para el mes de abril de 2004, ensayo que debería efectuarse a la referida central como consecuencia del repotenciamiento efectuado a seis de sus siete rodetes, y en cumplimiento de lo dispuesto por el PR-N° 18 del COES-SINAC. Posteriormente, el COES-SINAC informó que el ensayo a efectuarse se realizaría en junio de 2004.

El ensayo fue realizado por CENERGIA el 22 de junio del 2004 y dio como resultado los valores que se muestran en el Cuadro N° F.2.

Cuadro N° F.2

Central Potencia Efectiva (MW)

Mantaro 632,77

Restitución 209,38

Del resultado del último ensayo se observa que la potencia efectiva de la C.H. Mantaro se incrementó en 0,98 MW, valor muy inferior al que el OSINERG ha estimado como probable potencia efectiva de esta central.

EVALUACIÓN DE LA POTENCIA EFECTIVA DE LA C.H. MANTARO

El ensayo de potencia efectiva de la central Mantaro fue realizado el 22 de junio de 2004; los valores alcanzados, según consta en el Informe de Ejecución de la Operación Diaria (IEOD), que fuera emitido por el COES-SINAC correspondiente al referido día, se aproximan a los 631 MW, valor inferior en 10 MW aproximadamente del estimado por el OSINERG.



Conforme al procedimiento PR-N° 18 del COES-SINAC, el informe final fue presentado oficialmente al COES-SINAC, por la empresa generadora. El OSINERG solicitó al COES-SINAC mediante el Oficio N° 3739-2004-OSINERG/GFE del 09 de agosto de 2004 el referido informe, siendo remitido el 17 de agosto mediante documento COES-SINAC/D-808-2004. En dicho documento, el COES-SINAC indicó además, que se encontraba evaluando el informe y cálculos alcanzados por ELECTROPERU, titular de la referida central hidroeléctrica.

Finalmente, el COES-SINAC, mediante la comunicación COES-SINAC/D-849-2004 del 26 de agosto de 2004, señala: “Se ha verificado que el ensayo de medición de potencia efectiva se ha efectuado en condiciones hidrológicas muy diferentes al ensayo anterior de mayo del año 1999. En efecto, en el informe correspondiente a este ensayo se menciona que el caudal turbinado fue de 99.26 m3/s mientras que en el ensayo realizado el día 22.06.2004 (aunque en el informe del Consultor no se precisa el caudal turbinado), se ha verificado del Informe de Evaluación de la Operación (IEOD) del día 22.06.2004 que el caudal registrado en la estación La Mejorada fue de 94.9 m3/s, el mismo que corresponde aproximadamente al caudal que ingresó durante el ensayo al Complejo Mantaro”.

REVISION DEL INFORME

Adicionalmente, se ha revisado el Informe preparado por CENERGIA; al respecto se encuentran diferencias importantes en relación al informe correspondiente al año 1999, siendo las más resaltantes las siguientes:

• En esta oportunidad no se ha comprobado el caudal turbinado, como sí lo fue en la anterior ocasión.

• Las alturas netas obtenidas utilizando la fórmula del numeral 7.3 del Informe no coinciden con las mostradas en el Cuadro N° 5 del Informe.

• Las pérdidas de carga en el presente informe son mayores a las consignadas en el primer ensayo; para los grupos 1, 3 y 5 los valores actuales son mayores en 14%, 19% y 17% con respecto al primer ensayo. Por lo tanto, las condiciones de ambas pruebas son muy diferentes.

• En esta oportunidad, el Consultor no ha comprobado la potencia medida, valor que debe resultar del cálculo de la potencia, obtenido con las curvas de rendimiento de las unidades de generación, tal como se realizó en el ensayo anterior.

En este sentido, de la información operativa registrada por el COES-SINAC, se tienen los datos de caudal registrados en la estación La Mejorada y la cota del embalse Tablachaca, que se muestran en el Cuadro N° F.3. En dicho cuadro se puede apreciar que el caudal promedio diario en La Mejorada el 22 de junio de 2004 fue de 89,71 m3/s y el caudal promedio en el periodo comprendido entre las 10:00 y 16:00 horas fue de 92,27 m3/s.

Considerando la pequeña variación del volumen registrada en el embalse, en este mismo periodo, se puede asumir que el caudal turbinado es del orden del caudal registrado en La Mejorada, lo cual evidencia una gran diferencia respecto al caudal turbinado estimado en el ensayo efectuado en 1999 que fue de 99,26 m3/s.



Cuadro N° F.3 Caudal en Mejorada y Cota del Embalse Tablachaca

Caudal NivelHora Mejorada Tablachaca

m3/s msnm01:00 94.90 2694.3102:00 94.90 2694.4503:00 94.90 2694.6004:00 94.90 2694.7505:00 94.90 2694.9106:00 94.90 2695.0007:00 94.90 2695.0008:00 94.90 2695.0009:00 94.90 2695.0010:00 94.90 2694.9711:00 94.90 2694.9512:00 94.90 2694.9213:00 93.90 2694.9014:00 91.20 2694.8515:00 88.50 2694.8216:00 87.60 2694.7817:00 85.90 2694.7418:00 84.10 2694.6919:00 82.40 2694.6820:00 81.50 2694.6621:00 79.80 2694.6222:00 79.80 2694.5923:00 79.80 2694.5600:00 79.80 2694.55

Cabe señalar que, mediante la comunicación COES-SINAC/D-849-2004 del 26 de agosto de 2004, este organismo ha concluido que no encuentra sustento suficiente para la aprobación del Informe Final de Potencia Efectiva del Complejo Hidrológico del Mantaro, por lo cual solicita a ELECTROPERU efectuar un nuevo ensayo a la mayor brevedad posible, bajo condiciones hidrológicas más adecuadas.

ANALISIS DEL NUEVO VALOR DE POTENCIA EFECTIVA ESTIMADO Sobre la base de los medidores electrónicos del COES-SINAC y, conforme a la metodología descrita en el informe OSINERG UFCOES-042-2004, se evaluó la producción de la C.H. Mantaro, para estimar su máxima potencia producible y comprobar su capacidad (potencia) electromecánica declarada, cuyos resultados son mostrados en el Cuadro N° F.4.

En dicho cuadro se puede apreciar que los PPMM que superaron la Potencia Efectiva vigente, tienen una desviación estándar (σ) muy inferior al limite de 1,5% establecido en el PR-N° 18 del COES-SINAC, límite referido a las variaciones de las potencias medidas en los ensayos con respecto al valor promedio de estas mediciones.

En consecuencia, sobre la base de los registros de medidores electrónicos, en promedio, se estima que la máxima capacidad electromecánica de la C.H. Mantaro sería de 643,13 MW, valor que corresponde al promedio de todos los PPM que cumplen la siguiente condición:

{ }PEPPMMAXPPM iMi ),1( σ−≥



Donde:

σi : Desviación correspondiente al periodo móvil en que ocurrió el PPMM del mes i.

i : Representa cada mes del año.

Por lo tanto, el valor de potencia efectiva estimado, corresponde al valor promedio de las Potencias Promedio Móviles, que resulta de considerar el promedio del máximo valor entre los registros de potencia efectiva y los PPMM disminuidos en su desviación estándar.

Cuadro N° F.4 Potencias Efectivas de la C.H. Mantaro

C.H. MANTAROε = 1.5%

PPMM σ Frec (σ) PROm PPM Frec ( ε) PROm PPMEnero 2003 603.1 0.2% 600.2Febrero 2003 619.7 0.1% 615.7Marzo 2003 633.4 0.1% 5 633.2 6 633.0 602.2Abril 2003 641.9 0.2% 25 641.3 250 637.0 637.0Mayo 2003 646.7 0.1% 58 646.1 560 642.6 645.9Junio 2003 653.0 0.1% 8 652.5 494 648.0 651.5Julio 2003 652.9 0.1% 32 652.3 475 648.8 651.6Agosto 2003 649.3 0.1% 35 648.7 345 644.5 648.7Septiembre 2003 640.9 0.2% 8 640.3 382 635.2 638.9Octubre 2003 635.5 0.1% 23 635.0 92 633.7 634.7Noviembre 2003 635.1 0.1% 3 634.7 34 633.0 630.5Diciembre 2003 641.2 0.1% 12 640.7 541 636.8 640.5Enero 2004 641.4 0.1% 102 640.7 291 639.2 640.8Febrero 2004 648.9 0.1% 35 648.4 147 646.4 648.2Marzo 2004 649.2 0.2% 40 648.6 648 645.3 647.7Abril 2004 649.9 0.1% 22 649.4 371 646.0 647.1Mayo 2004 637.2 0.4% 2 635.9 5 634.1 593.7Junio 2004 631.2 0.1% 585.3Julio 2004 625.7 1.9% 572.7Agosto 2004 635.8 0.1% 5 635.6 32 633.7 630.82003 MAX 653.0 58 horas 652.5 560 horas 648.8 651.6

PROM 637.7 21 horas 642.5 318 horas 639.3 633.12004 MAX 649.9 102 horas 649.4 648 horas 646.4 648.2

PROM 639.9 34 horas 643.1 249 horas 640.8 620.8TOTAL MAX 653.0 102 horas 652.5 648 horas 648.8 651.6

PROM 638.6 26 horas 642.7 292 horas 639.8 628.2

MaxPromedio

diarioPPM

{ }PEPPMMAXPPMPPM M ),1(/ σ−≥∑ { }PEPPMMAXPPMPPM M ),1(/ ε−≥∑



INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA

De acuerdo con información pública28 se desprende, que a la producción registrada en el mes de marzo de 2004, igual a 636 GWh en el Complejo Mantaro, le correspondería a éste una potencia efectiva media de 854,8 MW. Luego, considerando el valor de producción de la central Mantaro alcanzada en marzo (478,75 GWh) y afectándola de un porcentaje de error de 0,2% correspondiente a la precisión de medición (477,8 GWh), la Potencia Efectiva media de la referida central podría estimarse preliminarmente en 642,19 MW.

Asimismo, con la información registrada en el año 2003, tal como se muestra en el Gráfico N° 01, en el informe UFCOES-018-2004 se concluyó lo siguiente:

28 Se ha verificado, de registros de medidores, que la energía alcanzada por el Complejo Mantaro ha sido de 636,01 GWh (478,75 GWh en la C.H. Mantaro y 157,26 GWh en la C.H. Restitución): MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS Nota de prensa Modernización impulsada por Electroperú da positivos resultados Complejo Mantaro tuvo en el año 2003 la más alta producción de su historia

El Complejo Hidroeléctrico Mantaro obtuvo en el año 2003 la más alta producción de energía de toda su historia (7 089,9 giga watts hora), que representó el 34,3% de la producción total de las empresas integrantes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

Tal hecho se explica básicamente por las condiciones meteorológicas favorables y la eficiente gestión en la conducción del complejo por parte de Electroperú que ha venido impulsando su modernización de manera constante y efectiva. Esta empresa, cuyo presidente de directorio es el ingeniero Guillermo Castillo Justo, cuenta también con la Central Térmica de Tumbes, cuya producción en el mismo periodo fue de 28,0 GWh.

En consecuencia, la facturación a sus clientes regulados y libres ascendió a la suma de mil 110 millones de soles, que viene a ser el máximo valor alcanzado a la fecha, siendo el margen comercial resultante de la indicada venta y facturación de 541,5 millones de soles.

Tal como lo consigna su Memoria Anual, Electroperú tuvo en el año 2003 la mayor participación en la atención de la demanda de energía a través del SEIN (34,4%), lo que representa un incremento de 3,7% con respecto al año 2002, debido a la alta disponibilidad de las unidades de generación de la empresa.

El volumen total de energía eléctrica vendido por Electroperú en el referido año fue de 7393,2 GWh, de los cuales 6533,2 GWh fueron suministrados a los clientes que tiene en el mercado regulado y 860,0 GWh fueron entregados a sus clientes del mercado libre.

Como parte de sus esfuerzos por alcanzar niveles de excelencia, dicha empresa cuenta con un Sistema de Gestión de Calidad - SGC, según la Norma Internacional ISO 9001: 2000, implementado para los procesos del Centro de Producción Mantaro, operación y comercialización, así como las actividades de apoyo; certificado que ha sido revalidado.

Asimismo, ha obtenido la Certificación del Sistema de Gestión Ambiental ISO 1400: 1996, que incluye las lagunas de afianzamiento hídrico, la Presa Tablachaca, las Centrales Hidroeléctricas Santiago Antúnez de Mayolo y Restitución, así como los campamentos Campo Armiño y Quichuas.

En el aspecto del mantenimiento, es interesante señalar que en el año 2003 se concluyó con la implementación al 99% del proyecto "Modernización del Sistema de Supervisión y Control de las Centrales Mantaro y Restitución", cuya ejecución estaba a cargo del contratista Alstom.

Se instalaron seis rodetes Pelton de mayor eficiencia operativa, con lo que se obtuvo un incremento de la potencia activa en aproximadamente 21 MW. Igualmente, se realizó el mantenimiento mayor de los transformadores monofásicos correspondientes al grupo No. 5 con participación de especialistas externos, quedando garantizada su disponibilidad y buen funcionamiento por varios años.

En la Central Térmica de Tumbes también se realizaron actividades de mantenimiento, como el cambio de ocho camisas de las unidades de potencia a través de la empresa aseguradora, en sustitución de las originales que presentaban defectos de fabricación y se efectuó mantenimiento preventivo de los turbocargadores, grupos Mak y otros equipos.

Resumiendo, la mayor producción del Complejo Hidroeléctrico Mantaro se explica por condiciones hidrológicas favorables derivadas de un año húmedo, la prioridad que tuvo la energía hidroeléctrica en el despacho por el Comité de Operación Económica del SEIN, la racionalización y optimización de los procedimientos de operación y mantenimiento y el incremento de la eficiencia operativa de la Central Hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo con nuevos rodetes.



El Complejo Mantaro ha superado en 25.6 MW su valor de PE aprobada, de lo evaluado, esto principalmente por el cambio de rodetes efectuado entre el segundo trimestre del año 2003, y purgas efectuadas periódicamente en la presa Tablachaca.

El PPMM obtenido

C.H. Mantaro C.H. Restitución Total

653,04 214,10 867,13

Se han obtenido los siguientes valores promedios:

Error (%) C.H. Mantaro C.H. Restitución Total

1,5 641,66 212,39 854,06 σ 643,58 213,07 856,64

Con lo cual, la potencia efectiva estimada de la central Mantaro alcanzó el valor de 641,66 MW (este valor fue utilizado en la fijación tarifaria de mayo 2004).

Estadísticamente se ha comprobado que, considerando las Potencias Promedio Móvil Máximas (PPMM), la potencia efectiva alcanzada por la central Mantaro habría superado los 631 MW, tal como se observa en los Gráficos N° F.1 y F.2.

Gráfico N° F.1

PRODUCCION DE LA C.H. MANTARO Y NIVEL DE LA PRESA TABLACHACA EN EL AÑO 2003

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

1-En

e

1-Fe

b

1-M

ar

1-Ab

r

1-M

ay

1-Ju

n

1-Ju

l

1-Ag

o

1-Se

p

1-O

ct

1-N

ov

1-D

ic

2660

2665

2670

2675

2680

2685

2690

2695

2700

POTENCIA PROMEDIO DIARIO PPMM DIARIO NIVEL TABLACHACA

Grafico N° F.2



PRODUCCION DE LA C.H. MANTARO Y NIVEL DE LA PRESA TABLACHACA EN EL AÑO 2004

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

1-E

ne

1-Fe

b

1-M

ar

1-A

br

1-M

ay

1-Ju

n

2660

2665

2670

2675

2680

2685

2690

2695

2700

POTENCIA PROMEDIO DIARIO PPMM DIARIO NIVEL TABLACHACA

CONCLUSIONES

• De la revisión del informe del Consultor CENERGIA, entregado por el COES-SINAC, se puede concluir que las condiciones en las cuales se efectuó el ensayo de potencia en el presente año son muy diferentes a las del ensayo efectuado en el año 1999.

• Al no haberse medido el caudal turbinado por las unidades de generación del Complejo Mantaro y no haberse comprobado la potencia medida utilizando las curvas de rendimiento de las unidades para los caudales supuestos, no se puede determinar cuál ha sido el caudal turbinado durante el ensayo.

• Mediante la comunicación COES-SINAC/D-849-2004 del 26 de agosto de 2004, el COES-SINAC ha concluido que no encuentra sustento suficiente para la aprobación del Informe Final de Potencia Efectiva del Complejo Hidrológico del Mantaro, por lo cual solicita a ELECTROPERU efectuar un nuevo ensayo a la mayor brevedad posible, bajo condiciones hidrológicas más adecuadas.

• Conforme a la metodología explicada en el informe OSINERG UFCOES-042-2004, la potencia efectiva que se debe considerar para la C.H. Mantaro deberá ser 643,13 MW.

En resumen, el valor de potencia efectiva estimado, corresponde al valor promedio de las Potencias Promedio Móviles, que resulta de considerar el promedio del máximo valor entre los registros de potencia efectiva y los PPMM disminuidos en su desviación estándar.







ANEXO G Tasas de Gastos Financieros para

Stock de Combustibles El COES-SINAC se reafirma en su propuesta de que en los gastos financieros asociados a los stocks de combustibles se utilice una tasa de interés igual al 12%. Sustenta su pedido en el Informe de Apoyo Consultoría que fue presentado como Anexo en el documento de absolución de observaciones correspondiente a la fijación tarifaria de mayo 2004.

Los argumentos presentados por el COES-SINAC en la ABSOLUCIÓN son esencialmente los mismos que fueran presentados en la regulación de tarifas mencionada en el párrafo anterior anterior, los cuales han sido analizados en dicho proceso (Anexo F del Informe OSINERG-GART/DGT N° 028A-2004 que sustentó la Resolución N° 069-2004-OS/CD, que fijó las Tarifas en Barra para el período mayo – octubre 2004) y que los mismos fueron, también, desestimados por el OSINERG por las razones señaladas en el apartado 2.4.2 de la parte considerativa de la Resolución N° 122-2004-OS/CD que resolvió el Recurso de Reconsideración presentado por el COES-SINAC contra la Resolución N° 069-2004-OS/CD.

En consideración a lo expuesto en el párrafo precedente y ante la ausencia de argumentos nuevos sobre la propuesta del COES-SINAC en este punto, corresponde mantener el criterio establecido en la Resolución OSINERG N° 122-2004-OS/CD de que la tasa de interés para los costos financieros por stock de combustibles líquidos debe corresponder a tasas del mercado local (representativas en dólares) para préstamos de capital de trabajo. En el caso de los costos financieros para mantener el stock de combustibles, se utiliza el valor de la tasa libor activa a un año más 1,1%29, cuyo resultado es igual a 3,47%30.

29 Valor tomado de las notas 13 y 14 de los estados financieros auditados 2001 y 2002 (respectivamente) de la empresa Edegel S.A.A. (empresa representativa del sector), y que se señala corresponden a prestamos bancarios para capital de trabajo que devienen en intereses que fluctúan entre libor + 0,90% y libor + 1,1%.

30 Valor que se obtiene de la suma de la tasa libor a un año a setiembre de 2004 (2,37% según el Informativo Caballero Bustamante Año XXXII - N° 551) más 1,1%.



ANEXO H Precio Básico de Potencia

A continuación se presenta el análisis de la absolución de observaciones por parte del COES-SINAC con relación al Precio Básico de Potencia. En dicho análisis se considera la información presentada por el COES-SINAC tanto en el ESTUDIO como en la ABSOLUCIÓN.

HH..11 CCoossttooss ddee IInnvveerrssiióónn ddee llaa CCeennttrraall TTeerrmmooeellééccttrriiccaa

Observación 21.1: El OSINERG solicitó se justifique el valor del precio FOB asumido en el ESTUDIO como el promedio de las últimas cinco publicaciones de la revista Gas Turbine World Handbook.

El COES-SINAC señala, sobre este tema, que “De lo encontrado en las últimas ediciones de la revista Gas Turbine World Handbook (GTWH) con referencia al costo FOB de las unidades, se ha observado una variación importante de dichos valores tal como se muestra en el Cuadro No 2 y la Figura No 1. Considerando la necesidad de mantener una adecuada estabilidad en los precios regulados se propone utilizar el promedio de costos de las últimas 5 publicaciones de la revista GTWH.

Se estima que con ello se cubre el periodo típico de renovación de las tecnologías utilizadas en dichas unidades”.

A continuación, con la finalidad de ilustrar lo manifestado por el COES-SINAC, se muestran el cuadro y la figura siguientes, presentados en la ABSOLUCIÓN:

Información Costo FOB y Capacidad Nominal ISO

(1) FOBTG = Precio FOB del módulo de generación que es igual al cociente obtenido al dividir la suma de los FOB de cada unidad entre el número de unidades



Al respecto, se considera que la unidad de punta debe ser una unidad no necesariamente existente comercialmente, pero sí debe ser representativa de las unidades existentes en el mercado mundial de turbinas para la capacidad requerida por el SEIN.

Así, se debe tener en cuenta que, seleccionar una unidad comercial existente en el mercado podría originar variaciones del precio de la potencia de punta al compararse económicamente unidades de diferente tecnología. Por ejemplo, podría seleccionarse una unidad de tecnología nueva, de mayor costo de inversión y con un alto rendimiento que compense la mayor inversión, incrementándose de esta manera el precio de la potencia, o podría ocurrir el caso contrario, de seleccionar una unidad de bajo costo de inversión que compensaría el menor rendimiento, obteniéndose de esta manera un precio de la potencia de punta menor.

Asimismo, y tal como ha acontecido, se puede dar el caso que debido a coyunturas internacionales, los precios de las turbinas a gas sufran variaciones bruscas como producto del ajuste entre la oferta y la demanda internacional de turbinas a gas. Estas variaciones bruscas en el precio de las turbinas originan una volatilidad del precio de la potencia en el mercado regulado, generando una señal inestable. Por tanto, es conveniente considerar un costo estabilizado en el tiempo como una media móvil de cinco años.

11% 17%



Cabe señalar, a manera de comparación, que esta situación también fue analizada por la Superintendencia de Electricidad de Bolivia, la cual mediante Resolución SSDE N° 074/2004 de fecha 20.02.2004, modificó la Norma Operativa N° 19 “Determinación del Precio Básico de la Potencia de Punta” para considerar como precio de lista un promedio de los precios de la revista GTWH.

En este sentido, el criterio de utilizar el costo promedio de las unidades turbogases propuesto por el COES-SINAC permite una estabilidad del precio de la potencia para el mercado regulado, por lo que su propuesta es considerada aceptable.

Observación 21.2: El OSINERG solicitó se justifique la capacidad nominal ISO asumida en el ESTUDIO como el promedio de las últimas cinco publicaciones de la revista Gas Turbine World Handbook.

Con relación a este tema, el COES-SINAC manifiesta que, de la misma forma a lo indicado en el numeral 21.1 de costo FOB del turbogenerador, dado que entre publicaciones de las revista GTWH existen algunas diferencias en la potencia ISO de las unidades, se propone usar el promedio de potencias ISO publicadas en las últimas 5 publicaciones de la revista GTWH para la respectiva unidad.

Sobre el particular, se debe señalar que las diferencias producidas entre publicaciones pueden ser debidas a modificaciones o mejoras introducidas en las unidades, mejoras que se reflejan también en los costos de las unidades. En el caso de reducción de capacidad puede ser debido a variaciones en el suministro estándar que origina esta diferencia, lo cual también debe estar reflejado en el precio.

Al considerar el costo FOB como el costo promedio, es correcto considerar la capacidad como el promedio de las capacidades de las mismas publicaciones, en vista que dichas capacidades están relacionadas a los costos empleados para el promedio.

En este sentido, se considera que la observación ha sido levantada por el COES–SINAC.

Observación 21.3: El OSINERG solicitó el retiro del rubro de supervisión de importaciones, tanto para la turbina, como para la conexión eléctrica, tomando en consideración que la Ley N° 27973 ha derogado el Decreto Legislativo N° 659, y por tanto, ha dejado sin efecto el Régimen de Supervisión de Importaciones.

El COES-SINAC ha retirado el rubro de supervisión de importaciones tanto para la turbina como para la conexión eléctrica, con lo cual la observación ha sido levantada a satisfacción del OSINERG.

HH..22 IInntteerreesseess dduurraannttee llaa ccoonnssttrruucccciióónn El OSINERG solicitó al COES-SINAC que calcule los intereses durante la construcción, de la inversión en la central térmica y en la conexión eléctrica, empleando la tasa de interés promedio del mercado financiero, toda vez que estos costos están relacionados con las tasas locales para préstamos de



capital de trabajo. Cabe precisar que el COES-SINAC ha considerado una tasa de interés del 12%, señalando como sustento el informe contenido entre los folios 1711 y 1724 del ESTUDIO. Con relación a dicho informe, se le ha indicado que éste ya ha sido analizado y desestimado por el OSINERG en la fijación de tarifas de mayo de 2004, por las razones expuestas en el Informe OSINERG-GART/DGT N° 028A-2004, habiéndose resuelto el tema mediante la Resolución OSINERG N° 122-2004-OS/CD.

Al respecto, en la ABSOLUCIÓN el COES-SINAC se reafirma en su posición de utilizar una tasa del 12% señalando como sustento los mismos argumentos que ha empleado para sustentar esta tasa en el caso de los gastos financieros para stock de combustibles .

El COES-SINAC no presenta sustento a la propuesta reiterativa de considerar como tasa de interés la tasa de descuento del 12% que no haya sido denegada anteriormente por el OSINERG; por consiguiente, no ha levantado la observación planteada por el OSINERG, debiendo realizarse la corrección de la tasa de interés para determinar el Precio Básico de Potencia.

Cabe precisar que el OSINERG, en la regulación anterior señaló que, en el caso que los gastos financieros, éstos son considerados como gastos indirectos ya sea en condición de operativos o pre-operativos, y por tanto deben ser tratados como tales. Lo que se quiere decir es, que deben ser costeados a su valor en el mercado (tasa de interés de mercado) como cualquier otro gasto, no existiendo ninguna razón para hacer distingos en lo que se refiere a algún otro gasto típico31.

En este sentido, se deberá emplear, para el cálculo del Precio Básico de Potencia, el valor de la tasa TAMEX más reciente32.

HH..33 CCoossttooss FFiijjooss ddee OOppeerraacciióónn yy MMaanntteenniimmiieennttoo ddee llaa TTuurrbbiinnaa aa GGaass

Antes de proceder al tratamiento específico de cada uno de los temas que comprenden este rubro, cabe precisar que se le solicitó al COES-SINAC entregar la información completa de los costos de repuestos, así como la información de la cantidad de piezas existentes en la máquina y las cantidades recomendadas por el fabricante para el mantenimiento de la misma. Ello, por cuanto, aún cuando la propuesta contenida en el ESTUDIO supone una variación de aproximadamente 40% en el valor del Costo Fijo No Combustible (CFNC), respecto del valor reconocido en mayo de 2004, el COES-SINAC no la sustenta adecuadamente.

Observación 23.1: El OSINERG solicitó al COES-SINAC que corrija la tasa empleada en el cálculo del costo de los repuestos, aplicando lo establecido en el Decreto Supremo N° 193-2003-EF, que modificó las tasas de derechos Ad Valorem del 7% al 4% para las turbinas a gas y partes de turbina.

31 Es decir, tal como se hace en el caso de los precios de combustibles o de los suministros, donde se consideran precios de mercado.

32 Para fines de la prepublicación se ha considerado la tasa TAMEX del mes de setiembre que fue de 9,1%.



Al respecto, el COES-SINAC en su absolución señala que ha corregido la Tasa de Derechos Ad Valorem a 4%.

Observación 23.2: El OSINERG manifiesta que el COES-SINAC no ha presentado la lista de precios de los componentes que ha considerado en su propuesta (los cuales corresponderían a los de una unidad W501D5A, comercializada por la empresa Siemens Westinghose). Al respecto, se debe mencionar que dicho modelo opera en el SEIN bajo la propiedad de la empresa EDEGEL y, en ese sentido, se considera que los costos asociados a dicha máquina son accesibles, y por tanto, el COES–SINAC deberá entregar la documentación sustentatoria de la información que permita verificar los costos y las cantidades consideradas. Dicha información, deberá contener el número de piezas existentes en la unidad y el número de piezas recomendadas por el fabricante para ser adquiridas. Asimismo, se le menciona haber observado diferencias en los códigos de algunos repuestos, respecto de los códigos considerados en la fijación de tarifas de mayo de 2004, así por ejemplo, el componente NOZZLE ASSEMBLY con código 795J968G05, aparece bajo el nombre de DUAL NOZZLE ASSEMBLY.

Con respecto a la información de los repuestos, el COES-SINAC en su absolución, manifiesta que el fabricante le ha proporcionado una lista de repuestos actualizada de la unidad W501D5A la cual ha sido utilizada para el cálculo del costo fijo de operación y mantenimiento. Asimismo, con respecto a la diferencia en los códigos de algunos repuestos, el COES-SINAC menciona que la información y el libro Excel utilizado para el cálculo del costo fijo de operación y mantenimiento en la fijación de mayo 2004 corresponden a la unidad W501D5 y que en esta fijación tarifaria para el cálculo del costo fijo de operación y mantenimiento se ha utilizado la información de la unidad W501D5A proporcionada por el fabricante al operador de la unidad, por lo que la diferencia en los códigos de los repuestos se debe a que se está comparando los repuestos de dos máquinas diferentes.

Sobre este tema, el OSINERG debe señalar que:

• Con respecto a la información de los repuestos, el COES-SINAC ha remitido la información de costos solicitada para inspecciones mayores de combustor e inspección de zona de gases calientes. La documentación proporcionada para mantenimiento mayor carece de la información de número de piezas existentes en la unidad y el número de piezas recomendadas por el fabricante para ser adquiridas.

• Con respecto a la diferencia en los códigos de algunos repuestos, se ha verificado, sobre la base de la información recibida del COES-SINAC, que el componente con código 795J968G05 corresponde a DF42 DUAL FUEL NOZZLE ASSEMBLY. La unidad de punta es una unidad que se considera opera con combustible diesel N° 2, por lo que el componente DF42 DUAL FUEL NOZZLE ASSEMBLY no debe ser considerado en el análisis de costos al corresponder como su nombre lo dice, a un sistema de combustible dual.

Por lo expuesto, y sobre la base de la revisión de la información presentada, el OSINERG ha procedido a realizar la corrección en el cálculo de los costos fijos de operación y mantenimiento.



Observación 23.3: El OSINERG solicitó al COES-SINAC que recalcule los costos fijos no combustibles excluyendo los costos de las inspecciones menores de combustión. Al respecto, el OSINERG reiteró que este tema ha sido tratado ampliamente en los diferentes procesos de regulación tarifaria (desde noviembre del año 2002), habiendo sido denegada su inclusión por las razones expuestas en los informes que sustentaron las resoluciones tarifarias y los que resolvieron los recursos de reconsideración contra las mismas.

Sobre el particular, se debe señalar que los argumentos dados por el COES-SINAC en la ABSOLUCIÓN han sido expuestos anteriormente en regulaciones pasadas y resueltos en su oportunidad y que, por lo tanto, no constituyen sustento nuevo para el presente proceso. Sin embargo, con relación al sustento de la fórmula alterna que menciona el COES-SINAC en la ABSOLUCIÓN, sólo para fines informativos se debe indicar que la fórmula empleada corresponde a la estimación del tiempo transcurrido para propósitos de garantía de la unidad y no corresponde a las horas equivalentes para programación de las inspecciones de la unidad.

En consecuencia, dado que no existe un sustento nuevo sobre este tema, no corresponde incorporar las inspecciones menores de combustores del cálculo de los CFNC.

Observación 23.4: El OSINERG solicitó al COES-SINAC que presente la documentación sustentatoria para modificar el número de reparaciones de los álabes de la 2da y 3ra etapa a una sola reparación, con respecto de lo utilizado en la fijación de tarifas de mayo de 2004.

Sobre este tema, el COES-SINAC señala que en el folio 1768 del ESTUDIO se encuentra el sustento correspondiente proporcionado por el operador de la unidad W501D5A.

Sin embargo, debe manifestarse que, sobre la base de la información suministrada, no es posible verificar que dicha información proviene del fabricante. En este sentido, se recomienda solicitar al operador, para la próxima regulación tarifaria, la información entregada por el fabricante, manteniéndose, en consecuencia, para esta fijación el número de reparaciones considerado en el análisis del OSINERG.

HH..44 FFaaccttoorr ddee CCoorrrreecccciióónn ppoorr EEnnvveejjeecciimmiieennttoo

El OSINERG observó al COES-SINAC la inclusión de un factor de corrección por envejecimiento de la turbina a gas, como parte de los factores de corrección aplicados para determinar la potencia efectiva de la unidad de punta. Ello, por cuanto este tema ya ha sido tratado ampliamente en el proceso de regulación tarifaria Noviembre 2002 – Abril 2003, habiendo sido denegada su inclusión por las razones expuestas en el Anexo D del Informe OSINERG-GART/GRGT N° 081-2002 que sustentó la Resolución OSINERG N° 1458-2002-OS/CD, la cual fijó las Tarifas en Barra para el periodo Noviembre 2002 – Abril 2003, así como por lo expresado en el numeral 2.4 del Informe OSINERG-GART/GRGT N° 085-2002 que sustentara la Resolución que resolvió un recurso de reconsideración presentado contra la Resolución OSINERG N° 1458-2002-OS/CD. En consecuencia, el COES-



SINAC debía proceder a recalcular el Precio Básico de Potencia excluyendo este factor.

No obstante lo señalado, el COES-SINAC se ratificó en el uso de este factor; a pesar que, los argumentos presentados no son nuevos ni diferentes a los presentados con anterioridad, por lo que tratándose de un tema recurrente ya resuelto por el regulador no corresponde incluir dicho factor en el cálculo del Precio Básico de Potencia.

HH..55 EEssttiimmaacciióónn ddeell CCFFNNCC ddee llaa UUnniiddaadd ddee PPuunnttaa yy ddeell PPrreecciioo BBáássiiccoo ddee PPootteenncciiaa

Se ha efectuado la revisión del cálculo del CFNC de la unidad de punta producto de las observaciones indicadas en el presente Anexo; cabe señalar que durante la revisión se detectó además que el COES–SINAC había considerado en el cálculo de las horas equivalentes, la introducción de dos disparos de la unidad que fuera denegado anteriormente por el OSINERG y también la modificación de los costos anuales, habiendo realizado una separación en costos anuales periódicos y costos incurridos cada 8 000 horas equivalentes, no presentando sustento del cambio. Cabe indicar que en procesos anteriores, el OSINERG solicitó al COES-SINAC sustentar la partida OTROS COSTOS, que a la fecha no ha sido atendida.

Realizada las modificaciones pertinentes, se obtiene un CFNC de 945 047 US $/año, resultado que se muestra en el Cuadro N° H.1.

Cuadro N° H.1 Costo Fijo No Combustible de la Unidad de Punta

BLOH 260 520 780 1.040 1.300 1.560 1.820 2.080 2.340 2.600

GBLOH 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0OBLOH 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000

PLOH 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0GPLOH 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0OPLOH 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

NS 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200ES 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0TGH 8.560 8.360 8.160 7.960 7.760 7.560 7.360 7.160 6.960 6.760TS 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0HO/A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10EOH 4.346 4.604 4.862 5.120 5.378 5.636 5.894 6.152 6.410 6.668APM 1,841 1,738 1,646 1,563 1,488 1,420 1,357 1,300 1,248 1,200CNC Variable (Mills/kWh) 3,50CNC Fijo (miles US$/año) 945,047

De la misma manera, realizando las correcciones al cálculo del Precio Básico de Potencia de la tasa de interés y el costo fijo no combustible, se obtiene el valor recomendado para la presente regulación tarifaria, ascendente a 64,50 US$/kW-año, mostrado en el Cuadro N° H.2.



Cuadro N° H.2



ANEXO I Opiniones y Sugerencias de los

Interesados al Proyecto de Resolución

En este Anexo se describe el análisis efectuado por el OSINERG a las opiniones y sugerencias al Proyecto de Resolución contenido en la Resolución OSINERG N° 261-2004-OS/CD, las mismas que han sido presentadas por la Defensoría del Pueblo, la empresa Electro Oriente S.A., la Ing. Teresa Velásquez, el Ing. Jaime Bueno y la Asociación de Usuarios del Servicio Eléctrico de Arequipa – Edgar Pinto Quintanilla (en adelante “ADUSELA-EPQ”), las cuales han sido publicadas en la página WEB del OSINERG.

A continuación se efectúa el análisis correspondiente a las opiniones y sugerencias formuladas:

II..11 OOppiinniioonneess yy SSuuggeerreenncciiaass pprreesseennttaaddaass ppoorr llaa DDeeffeennssoorrííaa ddeell PPuueebblloo

Antes de proceder al análisis de las opiniones y sugerencias de la Defensoría del Pueblo efectuadas mediante Oficio N° 118-2004-DP-ASP de fecha 01 de octubre de 200433, se debe señalar que éstas se centran sobre los siguientes tres aspectos:

• Inaplicabilidad de la modificación del Artículo 123° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”), dispuesta por el Decreto Supremo N° 010-2004-EM (en adelante “el DECRETO”), en lo que se refiere a la incorporación de la Demanda del Ecuador en la fijación tarifaria de noviembre de 2004.

• Que el OSINERG mantenga los criterios utilizados para la oferta de generación, incluyendo los proyectos de ampliación de la central hidroeléctrica de Machupicchu (70 MW adicionales entre los años 2007 y 2008), la reconversión de la Unidad Westinghouse de EDEGEL para usar gas natural (entre 2007 y 2008) y una nueva unidad de ciclo combinado de 340 MW (prevista en el Plan Referencial y en el Plan de expansión del Sistema de Transmisión de REP para mediados de 2008);

• Que el OSINERG mantenga la metodología que ha venido aplicando hasta la fijación de tarifas de mayo de 2004, dejando de lado el nuevo criterio que ha empleado para el cálculo del Costo de Inversión del Precio

33 El último día del plazo para la presentación de las opiniones por parte de los interesados venció el 30 de octubre de 2004. De esta forma, considerando que el documento remitido por la Defensoría del Pueblo fue recibido en la mesa de partes de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria el 01 de octubre último, el documento resulta extemporáneo. Sin embargo, considerando que la Defensoría del Pueblo expresó verbalmente en la Audiencia Pública que se realizó el día 24 de setiembre de 2004, los mismos argumentos que ahora efectúa por escrito, el OSINERG ha considerado conveniente proceder a analizar los argumentos expuestos por la Defensoría del Pueblo y, de estimarlo pertinente, puede recoger aquellas opiniones que considere son válidas para mejorar la regulación tarifaria en trámite.



Básico de la Potencia, debiendo considerar el OSINERG la máquina de punta como una Alstom GT11N2, cuyo precio se obtiene de la última cotización señalada en la revista Gas Turbine World Handbook (en adelante “GTWH”).

A continuación se presenta el análisis a las opiniones y sugerencias de la Defensoría del Pueblo al proyecto de resolución:

I.1.1 Supuesta aplicación indebida del DECRETO, en lo referente a la proyección de la demanda y oferta extranjeras

A raíz de la última regulación de Tarifas en Barra, aprobada por Resolución del Consejo Directivo OSINERG N° 069-2004-OS/CD, el COES-SINAC presentó recurso de reconsideración por considerar que el OSINERG no había cumplido con incorporar la demanda del Ecuador dentro del horizonte de 48 meses, tal como lo ordena, según decía, el Artículo 47°, inciso a) de la LCE. El COES-SINAC solicitaba que la demanda mencionada fuera incorporada a partir del 30 de setiembre de 2004, fecha supuesta de la entrada en operación del proyecto de interconexión internacional Perú-Ecuador, según convenio suscrito entre Transelectric y REP.

En aquella oportunidad, el OSINERG señaló las razones por las que la demanda proveniente del Ecuador no debía ser tomada en cuenta, dentro del horizonte de los 48 meses. Se precisó allí que, debía distinguirse entre normas de Derecho Interno y normas de Derecho Externo, siendo las primeras las que integran el ordenamiento jurídico de cada país.

Se mencionó también que, atendiendo a la clasificación mencionada, dentro del ámbito espacial, es indudable que la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; la Ley 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; el Reglamento General del OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM y todas las resoluciones expedidas por el Consejo Directivo del OSINERG, constituyen normas de Derecho Interno, que deben ser obligatoriamente respetadas dentro del ámbito nacional.

Asimismo, se hizo referencia al Artículo 47°, literal a), de la LCE, que dispone que para la fijación de Tarifas en Barra, el COES efectuará los cálculos, proyectando la demanda para los próximos 48 meses. Al efecto, el COES, consideró, dentro del Estudio Técnico-Económico, la proyección de la demanda del Ecuador, sin tomar en cuenta que sus facultades no pueden exceder el ámbito nacional. Como se ha dicho anteriormente, la LCE y su Reglamento son normas de Derecho interno que enmarca el área de acción de las entidades del país. Ninguna entidad, incluido el COES, puede ejercer facultades más allá de su área de acción, limitada por el ámbito interno. La consideración dentro del horizonte de 48 meses, de la demanda del Ecuador, no puede efectuarse sin que exista la norma legal que faculte al COES a extender los alcances de la LCE considerando en la propuesta tarifaria, tal factor externo al país.

Del mismo modo, el OSINERG, que opta en exclusividad con la facultad regulatoria de las Tarifas en Barra, no puede fijar éstas considerando dentro de los cálculos tarifarios, la demanda del Ecuador, habida cuenta que las



disposiciones de la LCE y su Reglamento, sólo le faculta a limitar su accionar al ámbito interno.

De igual forma, quedó señalado que la Decisión 536 expedida por la Comunidad Andina de Naciones, contiene disposiciones que se encuadran dentro de dos vías. Aquellas que pueden ser cumplidas de inmediato y aquellas otras que, para su implementación, requieren de la expedición de normas dictadas por el Perú a fin de que puedan aplicarse correcta y efectivamente.

El Artículo 12 de dicha Decisión, establece que el despacho económico de cada país considerará la oferta y la demanda de los Países de la Subregión equivalentes en los nodos de frontera. Como señalara el Dr. Fabián Novak en informe alcanzado al OSINERG, “dicha norma no es de aplicación directa e inmediata, en la medida en que su aplicabilidad requiere la armonización de los marcos regulatorios andinos y un desarrollo legislativo interno en los países que conforman la Comunidad, lo que hasta la fecha constituye una tarea pendiente”.

Se mencionó también que el Ministerio de Energía y Minas, en relación al tema, había hecho llegar al OSINERG el Oficio 471-2003-EM/VME, en el que señaló que, en cumplimiento de su rol normativo, le corresponde desarrollar los instrumentos legales necesarios, con el aporte del organismo regulador y de los diferentes actores integrantes del sistema. A este respecto, el COES mencionó que ya se había expedido el Decreto Supremo N° 010-2004-EM que reconoce expresamente la inclusión de la demanda de otros países. A este respecto, el OSINERG precisó que, si bien era cierto el Decreto Supremo en mención había sido ya expedido, tal hecho ocurrió el 20 de abril de 2004, fecha de su publicación, lo que no enerva la Resolución OSINERG N° 069-2004-OS/CD por cuanto ésta fue publicada el 15 de abril de 2004, es decir días antes de conocerse el contenido del Decreto Supremo en mención.

De esta forma, en aplicación del Principio de Verdad Material, contenido en el numeral 1.11 del Artículo IV de la Ley del Procedimiento Administrativo General (en adelante “LPAG,”) el OSINERG estaba obligado a verificar la información existente respecto a la materia cuya decisión debía reflejarse en una resolución, es decir en un acto administrativo que debe estar rodeado de todas las garantías que permitan tener la certeza que se ha agotado la búsqueda de los hechos reales producidos que sustentarán la decisión.

Como quiera que la LPAG, aprobada por la Ley N° 27444, exige al funcionario involucrado en la toma de decisión de la administración, a respetar los principios del procedimiento administrativo, a los que hace referencia expresa el Título Preliminar de la mencionada ley, el OSINERG fue muy cuidadoso de respetar estrictamente el anunciado principio de verdad material.

En conclusión, se mencionó expresamente que la legalidad del acto administrativo exige que éste se ajuste a la normativa vigente y que, para su expedición, se haya tenido en cuenta toda la información disponible que sustente la decisión reflejada en dicho acto, información que, como quedó claro, no tomó en cuenta el contenido del DECRETO, inexistente a la fecha de toma de decisión por parte del organismo regulador.



Pues bien, la situación, a la fecha, resulta distinta, toda vez que el DECRETO, expedido por el Ministerio de Energía y Minas, en cumplimiento de su rol normativo, a la fecha en que se lleva a cabo el presente proceso regulatorio, que fijará las Tarifas en Barra para el período noviembre 2004-abril 2005, se encuentra en plena vigencia.

El Artículo 20° del Reglamento General del OSINERG, establece que el organismo cuenta con las funciones: normativa, regulatoria, supervisora, fiscalizadora y sancionadora, de solución de controversias y de solución de reclamos de usuarios en el Sector Energía y Minas, funciones que deben ser ejercidas dentro del marco de competencia establecido por las normas legales del Sector Energía y Minas. Adicionalmente, dentro de las funciones del Consejo Directivo (Artículo 52° del Reglamento General), se encuentra la de fijar tarifas de venta de energía eléctrica, fijar tarifas y compensaciones que deberán pagarse por el uso de los sistemas de transmisión y distribución de energía eléctrica, de acuerdo a los criterios establecidos en las normas aplicables del subsector eléctrico.

En consecuencia, el OSINERG se encuentra obligado a respetar la normatividad vigente, relacionada con el correcto desempeño de su función reguladora, por lo que resulta de aplicación para el proceso regulatorio en trámite, la observancia de lo dispuesto en el Artículo 123° del Reglamento de la LCE, con las modificaciones dispuestas por el DECRETO.

Finalmente, cabe señalar que el tratamiento de cada uno de los argumentos presentados por la Defensoría del Pueblo sobre este tema se encuentra detallado en el análisis legal contenido en los Informes OSINERG-GART-AL-2004-146 y AL-DC-082-2004, los cuales forman parte de la relación de información que sustenta las Tarifas en Barra.

I.1.2 La interpretación y aplicación equivocada del DECRETO, al definir la factibilidad de los proyectos de generación y transmisión

La Defensoría del Pueblo sustenta, en sus observaciones al proyecto de resolución que fija las Tarifas en Barra, que el DECRETO resulta inaplicable por cuanto no se ha cumplido una de las condiciones que el mismo menciona, es decir, que se expida la resolución ministerial que fije los requisitos y condiciones que deben cumplir los proyectos a considerarse en el horizonte de 48 meses.

Respecto a la aplicabilidad del DECRETO en el horizonte de cuatro años que señala la LCE, se tiene que el inciso a) del Artículo 47° de dicha ley dice:

“Proyectará la demanda para los próximos 48 meses y determinará un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período...” [el subrayado es nuestro].

Como se observa en la parte transcrita, la Ley no establece cuáles son los programas factibles de entrar en operación, siendo la misión del DECRETO establecer la norma reglamentaria pertinente que precise cuáles son los proyectos que deberán considerarse factibles de ser considerados dentro del horizonte de 48 meses. De esta forma, ha precisado, mediante la incorporación del cuarto párrafo del Artículo 123°, lo siguiente:



“Se considerarán factibles de entrar en operación en el período a que se refiere el Artículo 47° de la Ley, aquellos proyectos de generación y transmisión cuyos títulos no se encuentren en causal de caducidad o cancelación, según corresponda...”, y agrega otra condición adicional: “... y que cumplan con los requisitos y condiciones que se aprueben por resolución ministerial”.

El hecho cierto de no haberse expedido la resolución ministerial que señala otros requisitos y condiciones adicionales que deben cumplir los proyectos a considerarse dentro de la proyección de 48 meses, no trae como consecuencia la inaplicabilidad de la exigencia contenida en la primera parte, sobre la necesidad de que los proyectos tomados en cuenta no se encuentren inmersos en causales de caducidad o cancelación. Ello, por cuanto el proceso regulatorio, al ser dinámico, no puede ignorar los nuevos criterios que se incorporen al mismo y, más aún, cuando estos se originan en disposiciones legales que el OSINERG, se encuentra obligado a observar.

En consecuencia, cabe afirmar que las modificaciones que introduce el DECRETO al Artículo 123° del Reglamento de la LCE, no constituyen una variación a lo dispuesto en el Artículo 47°, inciso a) de la LCE, por cuanto esta última, al ser Ley, guarda mayor jerarquía que aquella, la que sólo tiene por misión específica el reglamentarla, sin trasgredirla ni modificarla.

Finalmente, cabe señalar que el tratamiento de los argumentos presentados por la Defensoría del Pueblo sobre este tema se encuentra detallado en el análisis legal contenido en los informes OSINERG-GART-AL-2004-124, OSINERG-GART-AL-146-2004, AL-DC-079-2004 y AL-DC-082-2004, los cuales forman parte de la relación de información que sustenta las Tarifas en Barra.

I.1.3 Cambio en la metodología para el cálculo del costo de inversión en el Precio Básico de la Potencia

Con relación al cambio de metodología (entiéndase también como “cambio de criterio”) a que hace mención la Defensoría del Pueblo en sus opiniones respecto al proyecto de resolución, es preciso señalar lo siguiente:

• Es necesario tener en cuenta que, el hecho que una premisa o un criterio fuera adoptado en una oportunidad anterior por el OSINERG, ello no significa que dicha premisa o criterio debe mantenerse y no ser sujeto de una revisión, más aún al reconocerse que lo que se pretende es dar una estabilidad de la señal del precio para el mercado regulado;

• A este respecto, la Ley del Procedimiento Administrativo General ha contemplado tal situación cuando en el Artículo VI de su Título Preliminar establece que “Los criterios interpretativos establecidos por las entidades, podrán ser modificados si se considera que no es correcta la interpretación anterior o es contraria al interés general...”;

• Por otro lado, como se desprende de lo mencionado en el tratamiento de la Observación 21.1, acápite H.1 “Costos de Inversión de la Central Termoeléctrica” del Anexo H del presente documento, esta situación fue analizada por la Superintendencia de Electricidad de Bolivia, organismo



regulador de ese país, el cual modificó también los criterios empleados en la determinación del Precio Básico de la Potencia de Punta en su sistema para considerar como precio de lista un promedio de los precios de la revista GTWH, motivo por el cual, este cambio de criterio no constituye un caso aislado sino que representa una situación asumida por organismos reguladores conscientes de su función de evitar variaciones de precios que hagan inestable las señales económicas que están obligados a dar a los agentes y consumidores en el sistema.

• Asimismo, los cambios de criterios en algunas situaciones pueden parecer inoportunos e innecesarios cuando estos no se sustentan en el tiempo; no obstante, si el criterio adoptado por el organismo regulador se mantiene en vigencia como es su objetivo entonces el cambio de criterio debe efectuarse en el momento en que sea “oportuno” como es la presente fijación, es decir, evitando que el criterio adoptado anteriormente se aplique por más tiempo “innecesariamente” cuando, como resultado de las revisiones que debe efectuar el regulador en su accionar, se considera que éste no es correcto o es contrario al objetivo de hacer predecible la señal económica en el tiempo.

• Finalmente, cabe recalcar que los argumentos que sustentan el cambio de criterio adoptado por el regulador en cuanto al cálculo del costo de inversión en el Precio Básico de la Potencia están contenidos en el acápite H.1 del Anexo H del presente Estudio, con lo cual el mismo se encuentra motivado para su adopción en el presente proceso regulatorio.

Es necesario mencionar que la estabilidad de las señales económicas es de beneficio tanto para los productores como para los consumidores; así, se brinda a ambos la posibilidad de planificar en un plazo razonablemente largo, tanto sus estrategias de inversión (ligadas a la recuperación de capital), como de consumo (ligadas a la evaluación de ahorros derivados de sus decisiones de suministro). De este modo se evita exponer a ambos agentes a los vaivenes de precios que se pueden generar en el mercado como consecuencia de desajustes desmesurados (y eventuales) entre la oferta y la demanda de las turbinas a gas, desajustes que no son sostenibles en el tiempo y que tienden a estabilizarse, siendo por ello prudente adoptar un criterio de media móvil que estabilice los precios en función de sus valores históricos.

II..22 OOppiinniioonneess yy SSuuggeerreenncciiaass pprreesseennttaaddooss ppoorr llaa eemmpprreessaa EElleeccttrroo OOrriieennttee SS..AA..

La empresa Electro Oriente S.A., mediante Carta GG-1362-2004 de fecha 30 de setiembre remitió sus opiniones y sugerencias al proyecto de resolución que fija las Tarifas en Barra para el período noviembre 2004 – abril 2005.

Las opiniones y sugerencias planteadas son las siguientes:

• Se revise los costos de inversión de las centrales hidroeléctricas El Muyo y Gera, para lo cual adjunta en su carta cotizaciones correspondientes al equipamiento con Turbinas Francis.



• Se revise la demanda del sistema Moyobamba-Tarapoto-Bellavista (Típico G) tomando en consideración la información de producción que presenta como sustento de su pedido.

• Se revise los costos de generación del sistema Moyobamba-Tarapoto-Bellavista tomando para su cálculo la energía generada y no la energía distribuida.

A continuación se presenta el análisis del OSINERG a las opiniones y sugerencias señaladas:

I.2.1 Costos de inversión de las centrales hidroeléctricas El Muyo y Gera

Electro Oriente S.A. ha presentado 3 cotizaciones, emitidas por los fabricantes ALSTOM, VATECH E INGEHYDRO, para el equipamiento electromecánico importado de la futura central Gera II. Los valores los resumió como Cuadro N° 1, dentro de sus observaciones.

Los costos de inversión de los equipos importados cubren prácticamente la totalidad de los equipos electromecánicos de la casa de máquinas y subestación de la Central. En el caso de las centrales hidroeléctricas, los costos de inversión dependen fundamentalmente de la potencia de la central, del número de unidades, de la altura neta, del tipo de turbina y del país de procedencia de los equipos.

Los costos específicos de inversión (US$/kW) de los equipos electromecánicos de la Central y la Subestación disminuyen a medida que aumenta la altura neta y la potencia de la Central; aumentan cuando se incrementa el número de unidades de la Central.

Así, por ejemplo, el costo específico de inversión de los equipos electromecánicos de una central equipada con una unidad de 2 000 kW para una altura neta de 40 m. es aproximadamente 50% mayor que el costo específico de inversión de una central equipada con una unidad de 2 000 kW para una altura neta de 500 m.

Los costos asignados para los equipos importados de la C.H. El Muyo y que han sido considerados en el proyecto de fijación tarifaria dentro de la determinación de los costos de la C.H. Gera, corresponden a un costo específico de 152 US$/kW, que resultó ser una primera aproximación para la potencia y altura neta en consideración.

Las cotizaciones presentadas por Electro Oriente S.A. para sustentar su reclamo, corresponden a suministradores europeos de reconocido prestigio a nivel internacional, con amplia experiencia en la fabricación de equipos electromecánicos de centrales hidroeléctricas y con excelente control de calidad de fabricación, siendo sus costos de inversión relativamente altos en comparación con otros fabricantes.

Se considera que las cotizaciones presentadas por Electro Oriente S.A. son una buena referencia para efectos de acotar superiormente a los costos de inversión de las CC.HH. Gera y El Muyo. Los límites inferiores están en el 70% de los valores superiores. Con este criterio, se estima que el valor medio



de los costos específicos a ser considerados en la evaluación es el 85 % del valor promedio de las cotizaciones consideradas en el análisis.

Por otro lado, si se examina los costos específicos de inversión indicados por Electro Oriente S.A. (Cuadro Nº 1 de sus observaciones, reproducido en el presente documento como Cuadro N° I.1) se nota que la comparación no está llevada a una base común y que no incluye los costos de la totalidad de los equipos y servicios de la Central y Subestación. Por este motivo, en el Cuadro N° I.2 se ha llevado los datos a una base común, donde se presenta un comparativo de costos de inversión que comprende los costos de los equipos y servicios incluidos en las propuestas presentadas así como los costos de los equipos y servicios correspondientes de la casa de máquinas y subestación, no incluidos en las propuestas.

Es preciso señalar que el Cuadro Nº 1 presentado por Electro Oriente S.A. considera un costo CIF de US$ 1 500 000 (€ 1 250 000) para la cotización de la alternativa 1 de la firma VATECH, lo cual es incorrecto, ya que el costo CIF de todos los equipos de la oferta es de US$ 1 230 000 (€ 1 025 000). En forma incorrecta dicho cuadro incluye dentro de los costos CIF los costos de supervisión y montaje, cotizados en US$ 270 000 (€ 225 000).

Del Cuadro N° I.2 se puede notar que los costos específicos de las cotizaciones de INGEHYDRO y de VATECH referida a una potencia de 2 000 kW, son del mismo orden de magnitud; por lo que, para la determinación de los costos específicos de las centrales El Muyo y Gera, no se ha tomado en consideración la cotización de la firma ALSTOM.

Cuadro N° I.1

Nº Descripción Unidad C.H. La Pelota C.H. El Muyo1 Central Hidroeléctrica US$

1.1 Equipos Importados US$ 2,477,140 822,6911.2 Equipos de procedencia local US$ 153,600 255,3601.3 Obras civiles US$ 1,862,839 4,078,854

Subtotal US$ 4,493,579 5,156,9051.4 Gastos generales y utilidad del contratista US$ 620,511 1,247,438

Subtotal US$ 5,114,090 6,404,3441.5 Gastos de ingeniería y supervisión US$ 306,845 384,2611.6 Total inversión en central hidroeléctrica US$ 5,420,936 6,788,604

Costo de inversión específico de la central US$/kW 1,806.98 1,257.152 Equipamiento Subestación y Otros US$/kW 34.74

Costos de Inversión Total US$/kW 1,841.72 1,257.15

Costo medio de Equipos Importados US$/kW 825.71 152.35



Cuadro N° I.2

ALSTOM INGEHYDRO VATECH

1,980 1,995 1,4281,360,000

54,4001,980,000 1,414,400 1,230,000incluído incluído 30,60079,200 56,576 49,200297,000 282,880 225,000incluído 141,440 incluido

2,356,200 1,895,296 1,534,800447,678 360,106 291,612

2,803,878 2,255,402 1,826,4121,416 1,131 1,279

Notas:

1. La propuesta presentada por Ingehydro incluye el costo FOB de un transformador de 10 MVA y un transformador de 3 MVA para la Central Gera I. En el presente cuadro comparativo no se consideran estos equipos.2. Si consideramos los costos de la alternativa propuesta por la firma VATECH y lo extrapolamos para una unidad de 2000 kW, el costo específico de inversión sería aproximadamente 1090 US $ /kW, es decir (85 % del costo específico de una unidad de 1428 kW).

Costo total inversión (US $/kW)

Supervisión y puesta en servicio

Costo CIF de Transformador

Costo de inversiónIGV (19%)

Costo total inversión (US $)

Costo CIF

Arancel Transporte a obra + montaje

CONCEPTOS

Potencia (kW)Costo FOBTransporte marítimo y seguro

Los grupos instalados en las centrales El Muyo y Gera son prácticamente de la misma potencia y la diferencia de la altura neta en las dos centrales tampoco es apreciable, por lo que se puede asumir que los costos específicos de los equipos electromecánicos de la central y subestación son iguales.

Para determinar los costos específicos máximos de las centrales El Muyo y Gera se han usado las cotizaciones presentadas por Electro Oriente S.A., aplicándoles el “factor de ajuste” que toma en cuenta la altura neta y la potencia de los grupos de generación, definido como la relación entre los costos específicos de las centrales El Muyo y Gera a los costos específicos de la Central Gera II.

Para determinar el “factor de ajuste”, se ha empleado el gráfico de la Figura N° I.1, tomado de la publicación de la firma Canadiense Crippen Consultants, “Micro hydro –Volume 2: Guidance Manual of Procedures for Assessment of Micro Hydro Potential”. Esta figura se ha usado para determinar los costos relativos de los equipos electromecánicos de la central y subestación en función de la altura neta y de la potencia de los grupos. Partiendo del gráfico se ha determinado los índices de costos específicos para grupos de 2 000 kW y 40 m de caída, considerados en las cotizaciones presentadas por Electro Oriente S.A. así como los índices de costos específicos para grupos de 2 700 kW y 150 m de caída, considerados en este análisis para las centrales El Muyo y Gera.

En base a estas consideraciones, el “factor de ajuste” resulta ser 0,7, es decir, el costo específico de los equipos electromecánicos de la central y subestación de las centrales El Muyo y Gera es 70% del costo correspondiente a grupos de 2 000 kW y 40 m. de caída.



Figura N° I.1

I.2.2 Demanda del sistema Moyobamba-Tarapoto-Bellavista

Según la información proporcionada por Electro Oriente S.A. acerca de la energía generada entre enero y setiembre de 2004, es notorio que se ha presentado una variación significativa, registrándose incrementos del orden de 8,2% a 17,3% mensual, por lo que en dicho período la tasa de crecimiento promedio alcanza el orden del 12,6% a nivel de generación, con respecto a lo registrado el año 2003, durante el mismo período. A la luz de la información actualizada, es atendible la petición de Electro Oriente S.A. con respecto al valor de la demanda de energía. Sin embargo, hay que recalcar, que se debiera analizar a futuro los niveles de pérdidas de transmisión y de los consumos propios que la unidad requiere en el sentido que estos valores deben corresponder a la operación de un sistema eficiente.

Para determinar la proyección de la demanda de energía de los meses restantes del año 2004, se ha tomado como datos válidos la demanda de energía estimada por Electro Oriente S.A. para dichos meses, la que se encuentra dentro de lo razonable; además, los valores que se obtiene por diversos métodos no resultan discrepantes, dado que el período para el término del año es relativamente corto. En el Cuadro N° I.3 se muestra la demanda a nivel de generación y distribución.



Cuadro N° I.3

MesEnergía

Generada [MWh]

Energía en Distribución

[MWh]

Enero 8,187.8 7,707.2Febrero 7,726.7 7,315.4Marzo 8,155.6 7,690.7Abril 8,090.2 7,595.4Mayo 8,441.8 7,945.8Junio 8,076.4 7,646.5Julio 8,562.8 8,095.1Agosto 8,781.4 8,358.5Setiembre 8,585.9 8,093.2Octubre 8,826.0 8,319.6Noviembre 8,600.1 8,106.6Diciembre 8,960.4 8,446.3

Respecto al despacho para el sistema adaptado, dado que: (a) el criterio de uniformidad de equipamiento permite reducir costos de inventario de repuestos y (b) la tendencia de altos costos de los combustibles acentúan la ventaja para el equipamiento de menor costo variable; entonces, en principio, salvo demostración en contrario mediante un estudio de proyección del balance oferta - demanda, el crecimiento de la demanda debería ser tomado por unidades a petróleo residual, semejantes o iguales a las existentes en el sistema. Electro Oriente S.A. no ha incluido la justificación que indique que la mayor demanda deba ser cubierta por grupos diesel que operen con Diesel 2 antes que con petróleo residual. Por lo expresado, se ha mantenido el resultado que el crecimiento de la demanda deba ser atendido por grupos que operan con petróleo residual.

Por otro lado, cabe precisar que de haber seleccionado grupos que operan con Diesel 2, se escogerían motores de mayor velocidad y menor costo específico de inversión que, si bien elevarían los costos medios de la energía y sus correspondientes precios regulados, también disminuirían los costos medios de la inversión y sus respectivos precios regulados.

I.2.3 Costos de Generación del sistema Moyobamba-Tarapoto-Bellavista considerando energía generada

La evaluación de los costos de operación se realiza con la demanda de generación; partiendo desde el consumo final, ésta absorbe tanto las pérdidas de transmisión como los consumos propios; con la salvedad que, cuando se incluye los consumos propios, los rendimientos y eficiencias a considerar para el parque generador deben ser los brutos, es decir, estar referidos a la producción en bornes de generador y no a la salida del transformador de potencia de la planta. Sin embargo, tal como se mencionó en el punto anterior, se analizarán a futuro los niveles de pérdidas de transmisión y de consumos propios que la unidad requiere, en el sentido que esos valores deben corresponder a la operación de un sistema eficiente. Con las salvedades expresadas, la consideración de Electro Oriente S.A. resulta correcta. Además, la consideración de emplear la demanda a nivel de



generación es válida tanto para la determinación de los costos de operación de la unidad, como para la capacidad de generación requerida y, consecuentemente, para la inversión y la anualidad de la inversión.

II..33 OOppiinniioonneess yy SSuuggeerreenncciiaass pprreesseennttaaddaass ppoorr llaa IInngg.. TTeerreessaa VVeelláássqquueezz

La sugerencia de la Ing. Teresa Velásquez ha sido presentada mediante carta recibida el 30 de setiembre de 2004 en la cual, considerando la incorporación del Embalse Pillones a inicios de 2005, solicita al OSINERG estudiar la alternativa de cambiar las restricciones de desembalse de agua del sistema regulado Chili por favorecer esto tanto la generación de energía en las centrales hidroeléctricas de EGASA como al incremento de las zonas agrícolas aguas debajo de esta centrales.

Sobre este tema el OSINERG ha procedido a realizar la evaluación solicitada tomando en cuenta lo siguiente:

El Embalse, que actualmente se encuentra en construcción y estará concluido para fines del presente año, está ubicado en la cuenca alta del río Chili. Su capacidad de almacenamiento máxima será de 80 millones de metros cúbicos (en adelante “MMC”), con un volumen útil de 71 MMC, es financiado por las empresas EGASA y Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. (en adelante “SMCV”)34, y permitirá incrementar la regulación de caudales en la época de estiaje hasta en 2,5 m3/seg, por lo cual se considera que es factible incrementar el caudal de riego en el río Chili en la época de estiaje. Este caso es similar al del proyecto Marca III cuyo efecto en la generación de las centrales hidráulicas de EDEGEL S.A.A. fue considerado en fijaciones tarifarias previas a su entrada en operación; pero cuyo periodo de simulación abarcaba la operación del proyecto.

Cabe señalar que la inversión en esta obra de infraestructura pública y su construcción han sido declaradas por el Gobierno Regional de Arequipa mediante Ordenanza Regional N° 020-2003-GRAREQUIPA como de necesidad y utilidad públicas y de interés regional en razón de que es necesario regular e incrementar las aguas del Río Chili para atender las necesidades futuras de la actividad agraria, minera y de energía de la Región. La resolución de los derechos de agua y posterior emisión de la licencia de los mismos ha sido debidamente aprobada por el Gobierno mediante Decreto Supremo N° 003-2004-AG35.

Conforme a la información de la Página Web de EGASA este embalse se llenaría 9 de cada 10 años (90% de persistencia), lo que permitiría incrementar el caudal regulado en los meses de estiaje como mínimo en 2,5 m3/seg, requiriendo para su construcción de una inversión de 18 millones de dólares.

34 El financiamiento por parte de EGASA es el 60% del monto total de la obra. El 40% restante es financiado por SMCV, en virtud al Convenio Marco para la Inversión en Pillones suscrito en el año 2001 y el Contrato de Consorcio que ambas empresas han suscrito en abril del 2004.

35 En dicho Decreto se reserva, por dos años, 80 MMC/año de aguas provenientes de los excedentes actualmente no regulados de las aguas superficiales de la cuenca del río Chili, para ser utilizado para fines consultivos a los siguientes beneficiarios: población (10%), riego agrario (30%) y actividades mineras (60%). En tanto que para fines de generación a EGASA le corresponde el 100%.



Para la central Charcani V el efecto de incrementar en 2,5 m3/seg la descarga del río Chili en estiaje a partir del año 2005, le permite incrementar su generación en dicho período. Así, el incremento de la generación no solo se da en la central Charcani V, sino también en las otras 5 centrales hidráulicas de EGASA (Charcani I, II, III, IV y VI).

En el siguiente gráfico se muestra como varía la producción de la energía esperada por la central Charcani V considerando el incremento del valor de restricción de riego:

Producción Esperada C.H. Charcani V

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

GWh

Mayor Riego Restricción Actual

En consecuencia, siendo obvio el beneficio para la generación eléctrica de la zona y teniendo en cuenta que la restricción de riego se podría incrementar para beneficio también de las zonas agrícolas aguas debajo de las centrales de EGASA, el OSINERG considera que el incremento de las restricciones de desembalse de agua del sistema regulado Chili debe tomarse en cuenta a partir de la puesta en operación del embalse Pillones.





II..44 OOppiinniioonneess yy SSuuggeerreenncciiaass pprreesseennttaaddaass ppoorr eell IInngg.. JJaaiimmee BBuueennoo

El Ing. Jaime Bueno ha presentado una carta que fue recibida por el OSINERG el 24 de setiembre de 2004 en la cual manifiesta su opinión sobre los siguientes aspectos:

• Se solicita información sobre el ajuste que debió efectuar el OSINERG a la tasa de descuento utilizada para el cálculo tarifario, habida cuenta que desde la promulgación de la LCE hasta la fecha, las tasas de riesgo han variado. Asimismo, señala que en caso de no haberse cumplido con la Ley se disponga el cumplimiento y los ajustes que correspondan, según los resultados que se obtengan;

• Se requiere saber si las tarifas le permiten una rentabilidad adecuada a las empresas. Para ello se solicita efectuar estudios independientes de auditoria para determinar el cumplimiento de la LCE en lo concerniente a la tasa de actualización. Al respecto se señala que de tener resultados menores que las tasas de riesgo vigentes se estarían desalentando la inversión y nuevas instalaciones y de ser mayores no sería equitativo para los consumidores;

• Se comenta que en la práctica parece difícil una real competencia en generación lo cual deja inservible el Artículo 53° de la LCE, dado que según el desarrollo de los acuerdo de compra-venta del mercado libre, una vez repartido el mercado en el largo plazo desaparece la competencia. Que esto se evidenciaría además con que muchos consumidores que decidieron cambiar de suministrador no pudieron hacerlo por que dichos contratos de largo plazo los impedía.

Los comentarios planteados por el Ing. Bueno están relacionados a temas que no corresponden ser analizados como parte del proceso regulatorio de fijación de Tarifas en Barra en sí, debido a que éstos requieren estudios cuyo tiempo de ejecución va más allá de los plazos establecidos en el mencionado proceso.

En efecto, la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD establece los procedimientos para fijación de precios regulados en las actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad, así como en las actividades de distribución de gas natural por red de ductos y transporte de hidrocarburos por ductos.

Los mencionados procedimientos, en particular el Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra, contienen la información relativa a los órganos involucrados, sus facultades y sus obligaciones y los plazos en que los involucrados deben pronunciarse.

De conformidad con lo establecido en el Artículo 47° y siguientes de la Ley de Concesiones Eléctricas, el COES-SINAC presenta su estudio técnico económico, el mismo que da inicio al proceso regulatorio que culmina con la publicación de las mencionadas tarifas. Dicho estudio utiliza el valor vigente de la tasa de descuento.



En tal sentido, los comentarios planteados relacionados con la determinación de la tasa de descuento, la rentabilidad de las empresas y el funcionamiento del mercado libre, si bien se relacionan con la regulación de tarifas, su determinación no corresponde ser efectuada dentro del proceso regulatorio en curso.

Sin embargo, sobre los mencionados comentarios podemos señalar lo siguiente:

I.4.1 Tasa de Descuento En efecto, el Artículo 79° de la LCE establece que la Tasa de Actualización que debe utilizarse para los cálculos tarifarios asciende a 12% real anual. Este valor es el que fue utilizado por el OSINERG para el cálculo de las Tarifas en Barra, cumpliendo así con lo que se establece en el mencionado artículo de la LCE.

Por otro lado, la modificación de la mencionada tasa de actualización implica etapas y plazos que no están contemplados dentro del proceso regulatorio de Tarifas en Barra. Por lo que para el presente proceso regulatorio, el OSINERG ha procedido a utilizar la tasa señalada en la LCE.

No obstante, es necesario mencionar que el OSINERG viene elaborando los estudios para determinar la metodología de cálculo del costo de capital y los factores que debe considerarse para realizar una evaluación integral de las empresas del sector eléctrico desde el perfil comercial y desde el punto de vista financiero.

Con relación a la variación de las tasas de riesgo, efectivamente las tasas de riesgo son variables en el tiempo; sin embargo, es necesario señalar que la Tasa de descuento es un indicador para el retorno, que en promedio, va a suceder en un horizonte de largo plazo. En tal sentido, para el cálculo de la tasa de actualización, la mayoría de la literatura financiera coincide en señalar también que lo más prudente es utilizar información de un horizonte temporal de largo plazo, lo cual concuerda con el retorno esperado que se estima de las inversiones efectuadas en el sector eléctrico en promedio. Dentro de esta lógica, se debe utilizar un horizonte temporal de largo plazo, porque el tomar arbitrariamente los últimos años nos puede conducir a tomar como permanente lo que quizás pertenezca a una coyuntura. Razón por la cual no se puede pretender modificar la Tasa de Actualización sobre la base de las variaciones de corto plazo de las tasas de riesgo.

I.4.2 Rentabilidad de las Empresas Al igual que en el comentario anterior, la evaluación de la rentabilidad de las empresas no está contemplada dentro del proceso regulatorio de Tarifas en Barra. En efecto, dichas tarifa se basan en estructurar costos marginales eficientes. En este sentido, para el presente proceso regulatorio, el OSINERG ha procedido de acuerdo con las pautas definidas en el marco regulatorio para la regulación de Tarifas en Barra.

No obstante, cabe mencionar que el OSINERG publica en sus anuarios estadísticos los estados financieros de las empresas concesionarias de electricidad; así como los principales indicadores para los análisis financieros.



I.4.3 Mercado en el Largo Plazo El mercado de clientes libres ha ido dinamizándose conforme se han implementado diversas reglas y procedimientos como: (i) regular los precios de transmisión y distribución36 ; y, (ii) establecer condiciones para el uso de las redes de transmisión y/o distribución37.

Al regular los precios de la transmisión y distribución eléctrica y fijar las condiciones de uso y acceso a dichas instalaciones, se está logrando una mayor competencia en el mercado de clientes libres, traducida en una reducción de los precios libres, en una mayor participación de las empresas generadoras en clientes libres con potencias relativamente bajos.

II..55 OOppiinniioonneess yy SSuuggeerreenncciiaass pprreesseennttaaddaass ppoorr AADDUUSSEELLAA--EEPPQQ

ADUSELA-EPQ solicita la nulidad del incremento de tarifas propuesto. Sobre el particular, debe tenerse presente que el proceso de fijación de Tarifas en Barra para el período noviembre 2004 – abril 2005, se encuentra actualmente en la fase de comentarios y sugerencias a la prepublicación, habiéndose respetado la secuencia del procedimiento sin incurrirse en vicio alguno de nulidad en dicho procedimiento. Si la intención de ADUSELA-EPQ es impugnar la fijación tarifaria, deberá esperar a que se expida la Resolución que fije las Tarifas en Barra, de conformidad con el Artículo 206°, numeral 206.2) de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, así como el Anexo A de la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD que aprueba la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”.

En cuanto a las afirmaciones de ADUSELA-EPQ respecto a que la Resolución OSINERG N° 261-2004-OS/CD sobre la que textualmente señala el reclamante que “sólo incluye la relación de la información que la sustenta por la liberalidad que le otorga su propia Resolución 0001-2003-OS/CD instaurándose así una barrera burocrática que impide una información oportuna y veraz burlándose de lo dispuesto en la Ley N° 27838”; se debe indicar que dicha Resolución respeta lo expresamente previsto en la Ley N° 27838, en cuyo Artículo 4°, segundo párrafo, se dispone expresamente que el organismo regulador prepublique “la relación” de la información pertinente. Dado que no resulta práctico ni eficiente la publicación de toda la información es una cuestión de economía y costos y de ningún modo de barreras burocráticas por cuanto prepublicar toda la información; con la relación publicada de la misma se deja abierta la posibilidad de que los interesados soliciten dicha información directamente a la entidad (y de ser el caso abonen el costo de reproducción del pedido, previsto en el Texto Único de Procedimientos Administrativos de OSINERG). Por lo expuesto no se está infringiendo la Ley N° 27838 ni se está interponiendo barreras burocráticas de acceso a la información, siendo la propia Ley N° 27838 la que dispone publicar simplemente la “relación” de la información sustentatoria, quedando

36 Ley N° 27239 publicada el 22.12.1999 37 Resolución OSINERG N° 091-2003-OS/CD “Procedimiento para Fijar las Condiciones de Uso y Acceso

Libre a los Sistemas de Transmisión y Distribución Eléctrica”



expedito el derecho de los interesados de solicitar al OSINERG la reproducción de dicha información.

Respecto a lo indicado por ADUSELA-EPQ sobre el hecho de que la subida de tarifas sea asumida por las empresas mineras o los clientes de mayor demanda, cabe indicar que la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, no autorizan a aplicar un criterio de esa índole y que, en todo caso, existen normas sobre el FOSE para favorecer con menores importes a usuarios con consumos inferiores a 100 kWh.

Finalmente, cabe señalar, que el tratamiento de los argumentos presentados por ADUSELA-EPQ se encuentra detallado en el análisis legal contenido en los informes OSINERG-GART-AL-2004-145 y AL-DC-083-2004, los cuales forman parte de la relación de información que sustenta las Tarifas en Barra.



ANEXO J

Relación de Información que sustenta la Resolución de Fijación de las

Tarifas en Barra 1. Informe Técnico OSINERG-GART/DGT N° 066A-2004 “Estudio para la

Fijación de Tarifas en Barra (período noviembre 2004 – abril 2005)”

2. Informe Legal OSINERG-GART-AL-2004-124 “Opinión Legal acerca de la definición de “factibilidad” contenida en el Artículo 123° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas

3. Informe Legal OSINERG-GART-AL-2004-128 “Opinión Legal sobre la aplicabilidad de la propuesta del nuevo modelo econométrico de demanda para la fijación de Tarifas en Barra”

4. Informe Legal OSINERG-GART-AL-2004-147 “Análisis sobre la Procedencia de la Publicación de la Resolución de Tarifas en Barra correspondiente al período Noviembre 2004 – Abril 2005”

5. Informe Legal OSINERG-GART-AL-2004-146 “Opinión Legal sobre los Comentarios presentados por la Defensoría del Pueblo, en relación a la publicación del proyecto de resolución sobre Fijación de Tarifas en Barra (período noviembre 2004 – abril 2005)”

6. Informe Legal OSINERG-GART-AL-2004-145 “Opinión Legal sobre la solicitud presentada por la Asociación de Usuarios del Servicio Eléctrico de Arequipa, en relación a la Resolución OSINERG N° 261-2004-OS/CD que aprueba el Proyecto de Resolución que fija Tarifas en Barra aplicables al período comprendido entre noviembre de 2004 y abril de 2005”.

7. Informe Legal AL-DC-079-2004 relacionado con los alcances del Decreto Supremo N° 010-2004-EM.

8. Informe Legal AL-DC-082-2004 relacionado con los comentarios presentados por la Defensoría del Pueblo.

9. Informe Legal AL-DC-083-2004 relacionado con los comentarios presentados por ADUSELA-EPQ.

10. Informe de Absolución de Observaciones al Informe OSINERG-GART/DGT N° 064-2004, presentado por el COES-SINAC

11. Informe OSINERG-GART/DGT N° 064-2004 “Observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por el COES-SINAC para la Regulación de Noviembre 2004”.



12. Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Noviembre 2004, presentado por el COES-SINAC.

13. Modelos:

• “Modelo Perseo”: Modelo para el Cálculo de los Costos Marginales de Energía, incluye manuales y simulaciones con casos típicos

• “Modelo Demanda por Barras”: Cálculo de la demanda global y por barras para el período 2004-2008

14. Planillas de cálculo diversas en medio óptico



ANEXO K Diagrama Unifilar SEIN



DIAGRAMA DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (Esquema Unifilar del Sistema Simplificado en el Modelo PERSEO)

Documents

Estudio para la Fijación de Tarifas en Barra - … · partir de la suma del precio en boca de pozo y los cargos por su transporte y distribución, estos últimos fijados mediante