análisis del recurso de reconsideración interpuesto por la … · 2016-06-13 · n°...

GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS

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

Informe N° 381-2016-GRT

Análisis del Recurso de

Reconsideración interpuesto por la

empresa ENGIE Energía Perú S.A.

Contra Resolución N° 074-2016-OS/CD

Lima, junio de 2016

Osinergmin Informe N° 381-2016-GRT

Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por ENGIE Energía Perú S.A. contra la Resolución N° 074-2016-OS/CD i

Resumen Ejecutivo

Con fecha 15 de abril de 2016, en cumplimiento de lo establecido en el Artículo 43° de la Ley de Concesiones Eléctricas, se publicó la Resolución N° 074-2016-OS/CD (en adelante “Resolución 074”), la misma que estableció los Precios en Barra para el período mayo 2016 – abril 2017.

Al respecto, el 06 de mayo de 2016 la empresa ENGIE Energía Perú S.A. interpuso recurso de reconsideración contra la Resolución 074, solicitando lo siguiente:

i) Considerar el Factor de variación del Tipo de Cambio (FTC) en el factor de ajuste del Precio de la Energía (FAPEM), establecido en el numeral 1.2 del Artículo 2°; y

ii) Corregir el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica (CUCGE) para la Planta N° 2 de Ilo, previsto en el literal A.3 del numeral 1.1 del Artículo 1°.

Para el análisis de los argumentos presentados por la recurrente, se han elaborado tres informes: un informe legal, un informe económico y el presente informe técnico. Como resultado de la revisión realizada en estos tres informes en cada aspecto analizado en lo pertinente, se concluye que el recurso de reconsideración debe ser:

i. Declarar infundado el extremo de considerar el Factor de variación del Tipo de Cambio en el factor de ajuste del Precio de la Energía (FAPEM)

ii. Declarar fundado en parte el extremo de corregir el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica (CUCGE) para la CT Planta N° 2 de Ilo.

En este sentido, mediante resolución complementaria, se consignarán los cambios relacionados con el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica.


Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por ENGIE Energía Perú S.A. contra la Resolución N° 074-2016-OS/CD Página 1 de 28

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................... 2

1.1. ANTECEDENTES ........................................................................................................... 2 1.2. OBJETIVO .................................................................................................................... 4

2. RECURSO DE RECONSIDERACIÓN ............................................................................. 5

2.1. CONSIDERAR EL FACTOR DE VARIACIÓN DEL TIPO DE CAMBIO EN EL FACTOR DE

AJUSTE DEL PRECIO DE LA ENERGÍA ........................................................................... 5 2.1.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ........................................................................ 5 2.1.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ....................................................................... 10

2.2. CORREGIR EL CARGO UNITARIO POR CAPACIDAD DE GENERACIÓN ELECTRICA PARA

LA PLANTA N° 2 DE ILO ............................................................................................. 23 2.2.1. SUSTENTO DEL PETITORIO ...................................................................... 23 2.2.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ....................................................................... 25

3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................... 28



1. Introducción

1.1. Antecedentes

De conformidad con lo dispuesto por el Artículo 46° del Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas1 (en adelante “LCE”), los Precios en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, son fijados anualmente por Osinergmin y entran en vigencia en el mes de mayo de cada año.

El Proceso de Regulación Tarifaria se inició el 13 de noviembre de 2015 con la presentación del “Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo 2016” y “Propuesta Tarifaria del Subcomité de Transmisores del COES Fijación de Tarifas en Barra Período Mayo 2016 – Abril 2017” remitidos a Osinergmin por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES mediante las cartas SCG-026-2015 y STCOES 009-2015, respectivamente (en adelante “ESTUDIO”).

Osinergmin, en cumplimiento del Procedimiento para Fijación de Precios en Barra, convocó la realización de una Primera de Audiencia Pública para que los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES expusieran el contenido y sustento del ESTUDIO, la misma que se realizó el 27 de noviembre de 2015.

1 Artículo 46º.- Las Tarifas en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, serán fijadas anualmente por OSINERG y entrarán en vigencia en el mes de mayo de cada año.

Las tarifas sólo podrán aplicarse previa publicación de la resolución correspondiente en el Diario Oficial "El Peruano" y de una sumilla de la misma en un diario de mayor circulación. La información sustentatoria será incluida en la página web de OSINERG.



Seguidamente, Osinergmin presentó sus observaciones al referido ESTUDIO. Al respecto, la LCE dispone (Artículo 52°2) que, absueltas las observaciones, o vencido el plazo sin que ello se realice, OSINERGMIN procederá a fijar y publicar las tarifas y sus fórmulas de reajuste mensual.

Posteriormente, se efectuó: i) Con fecha 11 de marzo de 2016, la publicación del Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra y de la relación de la información que la sustenta, ii) la Audiencia Pública de fecha 16 de marzo de 2016, y iii) la recepción de opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la mencionada publicación; conforme a lo dispuesto en los literales g), h) e i) del Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra, respectivamente.

Con fecha 15 de abril de 2016, Osinergmin, en cumplimiento de lo establecido en el Artículo 43° de la LCE3, publicó la Resolución 074, la misma que estableció los Precios en Barra para el período mayo 2016 – abril 2017.

Con fecha 06 de mayo de 2016, la empresa ENGIE Energía Perú S.A. (en adelante “ENGIE”) interpuso recurso de reconsideración (en adelante “Recurso”) contra la Resolución 074.

El Consejo Directivo de Osinergmin convocó a una tercera Audiencia Pública para que las instituciones, empresas y demás interesados que presentaron recursos de reconsideración contra la Resolución 074 pudieran exponer el

2 Artículo 52º.- OSINERG efectuará sus observaciones, debidamente fundamentadas, a las propuestas de los Precios en Barra.

Los responsables deberán absolver las observaciones y/o presentar un nuevo estudio, de ser necesario.

Absueltas las observaciones o vencido el término sin que ello se produjera, OSINERG procederá a fijar y publicar las tarifas y sus fórmulas de reajuste mensuales, antes del 30 de abril de cada año.

3 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:

a) La transferencia de potencia y energía entre generadores, los que serán determinados por el COES, de acuerdo a lo establecido en el artículo 14º de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

Esta regulación no regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que supere la potencia y energía firme del comprador.

b) Los retiros de potencia y energía en el COES que efectúen los Distribuidores y Usuarios Libres, los mismos que serán determinados de acuerdo a lo establecido en el artículo 14º de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica;

c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución.

d) Las ventas de energía de Generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad; excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender dicho Servicio, conforme a la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

e) Las ventas a usuarios de Servicio Público de Electricidad.



sustento de sus respectivos recursos, la misma que se realizó el 18 de mayo de 2016.

Conforme al Procedimiento de Fijación de Tarifas en Barra, los interesados debidamente legitimados tuvieron la oportunidad de presentar opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración recibidos por Osinergmin, no habiéndose recibido ninguno relacionado con los recursos impugnativos presentados.

1.2. Objetivo

El presente informe tiene por objeto analizar los aspectos técnico-económicos del Recurso interpuesto por ENGIE. Sobre la base de dicho análisis se plantea la absolución a lo impugnado.

Para la preparación del presente informe se ha tomado como base la normatividad vigente establecida en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores; en el Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas; en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en lo dispuesto en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General (en adelante “LPAG”); en lo dispuesto en la Ley N° 27838; y en la Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas.

En lo que sigue del presente informe, se resumen los requerimientos y argumentos presentados por las empresas recurrentes, se presenta el análisis técnico efectuado por Osinergmin y se establecen las conclusiones y recomendaciones al respecto.



2. Recurso de Reconsideración

ENGIE solicita que se declare fundado su Recurso, en los siguientes extremos:

(i) Considerar el Factor de variación del Tipo de Cambio (FTC) en el factor de ajuste del Precio de la Energía (FAPEM), establecido en el numeral 1.2 del Artículo 2° de la Resolución 074

(ii) Corregir el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Electrica (CUCGE) para la Planta N° 2 de Ilo, previsto en el literal A.3 del numeral 1.1 del Artículo 1° de la Resolución 074.

2.1. Considerar el Factor de variación del Tipo de Cambio

en el Factor de Ajuste del Precio de la Energía

2.1.1. SUSTENTO DEL PETITORIO

ENGIE sostiene que los componentes que afectan el precio de la energía son de dos (2) tipos: el costo variable combustible (CVC) y el costo variable no combustible (CVNC). Por lo que afirma, que si bien el CVNC no estuvo expresamente en el análisis de sensibilidad del precio de energía que efectuó Osinergmin, esto no quiere decir que no haya sido tomado en cuenta en la fórmula de actualización. En efecto, añade ENGIE que si se revisa el detalle del análisis de sensibilidad de cada uno de los componentes del precio de la energía de la Resolución 074, se tiene que los mismos suman ochenta y ocho punto siete por ciento (88,7%), por lo que, para que estos sumen cien por ciento (100%) restaría once punto tres por ciento (11,3%). Ese restante once punto tres por ciento (11,3%), según ENGIE, corresponde al CVNC dado que, es el único costo para el cual no se hizo la sensibilidad; y, asimismo, al estar expresado en moneda extranjera, el factor que acompaña a dicho coeficiente corresponde



al factor por variación del tipo de cambio (FTC), tal como ha sido considerado en todas y cada una de las fijaciones de precios en barra anteriores. A diferencia de esto, afirma que la Resolución 074 considera erróneamente el coeficiente de once punto tres por ciento (11,3%) como una constante sin el FTC. Agrega ENGIE que, de acuerdo con el Informe N° 0219-2016-GRT, Informe para la Publicación de Resolución que Fija los Precios en Barra Periodo mayo 2016 - abril 2017 (en adelante, el “Informe GRT”), la fórmula de actualización o ajuste del precio de energía se obtiene de una formulación matemática que considera la incidencia de cada uno de los factores que componen el precio de la energía del SEIN, la cual es evaluada como el incremento o disminución producido en el precio de la energía ante una variación de un factor a la vez, dando como resultado los coeficientes de elasticidad que afectan a los factores que componen el precio de la energía, utilizados para el cálculo del factor de ajuste. Los factores que se toman en cuenta son los siguientes: precios de gas, carbón, diésel y residual como factores que tienen incidencia en el precio de energía, por lo que, para obtener sus coeficientes de elasticidad, sólo se evalúa la sensibilidad de estos en el precio de la energía. Sin embargo, sostiene ENGIE, que en el Informe GRT no se considera el CVNC que también tiene una incidencia en los precios de energía. En efecto, el CVNC es también uno de los factores que componen el precio de la energía, cuya incidencia se determina como la variación producida en el precio de la energía ante una variación del CVNC. En este caso, al medir la elasticidad (que corresponde a la sensibilidad del precio de la energía ante la variación del CVNC), se aprecia que está en alrededor del catorce por ciento (14%), demostrándose así que, al igual que los otros factores como el precio de gas natural o carbón, el CVNC también tiene un coeficiente de elasticidad. Agrega ENGIE que, el CVNC utilizado por Osinergmin, que es determinado en el marco del Procedimiento Técnico del COES N° 34 “ Determinación de los Costos de Mantenimiento de las Unidades Termoeléctricas del COES” (en adelante, el “PR-34”), está compuesto principalmente por el costo de mantenimiento, el cual a su vez, incluye los costos de los repuestos e insumos necesarios para cada categoría de mantenimiento, los costos derivados de los contratos de alquiler de herramientas, los contratos de asesoría especializada y la mano de obra especializada durante los trabajos de mantenimiento, entre otros. Los costos de mantenimiento antes mencionados, en su mayoría según ENGIE, forman parte de los servicios que ofrecen los proveedores de la maquinaria y equipo de las unidades de generación, en contratos de largo plazo, los cuales están expresados en moneda extranjera - el 96% de dichos costos está en moneda extranjera. Consecuentemente, agrega que la evolución de los costos de mantenimiento de las unidades de generación, en el corto plazo, está explicada principalmente por la variación del tipo de cambio. Esto se puede apreciar claramente en los anexos del PR-34, donde todos los ejemplos de cálculo de estos costos, están expresados en moneda extranjera; así como, en los informes de CVNC que el COES aprueba en los que los resultados se encuentran en moneda extranjera.



Por lo señalado en los párrafos anteriores concluye ENGIE, se tiene que el CVNC está compuesto principalmente por costos en moneda extranjera. Teniendo en cuenta ello y que el marco legal aplicable dispone que los precios regulados de energía reflejen los costos de operación de las unidades de generación, resulta claro que su actualización en el corto plazo debe incluir la indexación al tipo de cambio. Esto tal como ha venido sucediendo en las fijaciones de los precios en barra hasta antes de la Resolución 074. Por otro lado, ENGIE señala que se debe tener en cuenta que, en un sistema económicamente adaptado, tanto los ingresos por capacidad (valorizados al precio en barra de potencia) como, los ingresos por energía (valorizados al precio en barra de energía), sirven para recuperar los costos de: inversión, operación y mantenimiento de las unidades de generación. Consecuentemente, tanto el precio en barra de la potencia como el precio en barra de la energía deben ser actualizados con la variación del tipo de cambio, a fin de conservar el valor real de los mismos. Al respecto, el propio Osinergmin ha señalado lo siguiente:

“La Ley de Concesiones Eléctricas ha previsto que las tarifas deben conservar sus valores reales; para dicho fin, conjuntamente con la fijación de los valores base de las tarifas de generación, transporte y distribución de la electricidad, se fijan las respectivas fórmulas de actualización tarifaria”

De esta manera, indica ENGIE, una correcta actualización de los precios de potencia y energía es necesaria para propiciar un nivel óptimo de inversión en el sector. Por el contrario, una fórmula de actualización incorrecta -como la prevista en la Resolución 074- no permite que las tarifas conserven sus valores reales. Es justamente ello el objetivo de toda fórmula de actualización, tal como el propio Osinergmin lo ha reconocido, concluye ENGIE. Así pues, de acuerdo con Osinergmin uno los objetivos de las fórmulas de actualización es brindar las señales económicas eficientes para la expansión y operación del sistema eléctrico. Sin embargo, afirma ENGIE, que la Resolución 074 tal como está redactada, no genera los incentivos adecuados ni otorga seguridad a las inversiones en nuevas centrales de generación (contrariamente no solo a su propio objetivo sino también al marco regulatorio específicamente, a los objetivos previstos en la Ley de Concesiones Eléctricas y la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica). De esta manera, ENGIE afirma que la Resolución 074 vulneraría el principio de coherencia normativa, dado que no reconocería que las inversiones se efectúan en moneda extranjera y, por tanto, la recuperación de dichas inversiones deba tener en cuenta el factor tipo de cambio. No obstante, lo señalado en el numeral previo, afirma ENGIE que Osinergmin también ha señalado que las fórmulas de actualización tienen otro objetivo, el proteger a los usuarios del servicio público de la electricidad de la volatilidad de los precios de electricidad. Sin embargo, omite señalar en qué cuerpo legal se encuentra previsto dicho objetivo. Por el contrario, tal como explica más adelante, el Decreto Ley N°25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en



adelante, la “LCE”) prevé otros mecanismos frente a la volatilidad de los componentes que conforman las tarifas eléctricas. En efecto señala ENGIE, la LCE establece una periodicidad mensual de los reajustes de los precios en barra, por lo que resulta obvio que la LCE toma en cuenta que los precios en barra pueden estar sujetos a volatilidades diarias de los componentes que lo determinan (como el tipo de cambio o el precio de los combustibles), y prevé un reajuste mensual y no diario como mecanismo de reducción de dichas volatilidades tanto para los usuarios como para los generadores. Adicionalmente, señala ENGIE que la LCE ha contemplado otro mecanismo de mitigación al prever que la actualización de los precios en barra sólo se realice cuando los factores de reajuste varían en +/- 5%, por lo que con esta medida ya se protege aún más a los usuarios frente a la volatilidad de los precios (en perjuicio de los generadores) ya que dichos precios no variarán por cualquier variación del tipo de cambio. Pero qué significa que se proteja a los usuarios del servicio público de electricidad de la volatilidad. Para ello considera ENGIE, que primero corresponde analizar qué es volatilidad; según el Banco Central de Reserva del Perú, la volatilidad es una unidad de medida estadística basada en la desviación estándar, que indica la tendencia de una variable a tener cambios bruscos en un determinado periodo de tiempo. Consecuentemente, la volatilidad al ser una unidad de medida estadística per se no puede ser calificada. Afirma ENGIE sobre este último, que la volatilidad es una unidad de medida estadística, lo que parece no haberlo tenido presente Osinergmin, tanto en la Resolución 074 como en el Informe Técnico N° GPA-024-2016, Respuesta a Comentarios Formulados al Informe Técnico GPA-14-2016 (en adelante, el "Informe GPA"). En efecto, en el Informe GPA no se menciona cuál es el valor de la volatilidad adecuado que debe tener una serie o cuál es el valor de la volatilidad a partir del cual una serie es considerada riesgosa. En tal sentido, cualquier valor de la volatilidad del precio de la electricidad o del tipo de cambio podría ser considerado inadecuado. Por ejemplo, durante el periodo comprendido entre los meses de mayo de 2013 y abril de 2016, el precio de la electricidad al usuario final ha variado entre dos punto uno por ciento (2,1 %) y dos punto seis por ciento (2,6%), para la tarifa por cada 30 kWh (ver al respecto el Cuadro N°1). Sin embargo, tal variación no podría considerarse riesgosa.

Cuadro N°1: Variación de la Electricidad, la Gasolina y el Tipo de Cambio

Año Electricidad

(100 kWh)

Electricidad

(30 kWh) Gasolina 84

Tipo de

Cambio

mayo 2013 - abril 2014 3,2% 2,6% 4,9% 0,8%

mayo 2014 - abril 2015 2,5% 2,1% 12,7% 4,2%

mayo 2015 - abril 2016 2,9% 2,6% 8,8% 3,5%

Fuente. Precios de electricidad y Gasolina 84 del INEI (2013-2016), Tipo de Cambio de Ventas de la SBS (2013-2016)



En efecto, prosigue ENGIE, si se analiza qué ha sucedido en la práctica, se notará que el nivel de variación del precio de electricidad oscila entre dos punto uno por ciento (2,1 %) y dos punto seis por ciento (2,6%) en los últimos tres (3) periodos tarifarios. Es decir, el nivel de variación del precio de la electricidad es menor que la volatilidad del precio de la gasolina, bien de consumo masivo. Teniendo ello en consideración, concluye ENGIE, no se puede afirmar que el nivel de variación del precio de la electricidad es perjudicial para el consumidor. No solo ello señala ENGIE, sino que adicionalmente, Osinergmin da a entender que la variación del tipo de cambio influye de forma relevante en la variación del precio de la energía al usuario final; sin embargo, nuevamente omite señalar cuál es el sustento de tal afirmación. Más aún menciona ENGIE, la afirmación realizada por Osinergmin se contradice no solo al observar en el Cuadro N° 1 presentado en su recurso sino también, con el análisis estadístico de las series históricas que se muestran en los gráficos N° 1 y N° 2 de su recurso, en donde se aprecia que el grado de correlación existente entre ambas variables –el precio de la electricidad y la variación del tipo de cambio- es muy baja como para presumir que éstas guardan una relación fuerte.

Gráfico N°1: Variación del Precio de Electricidad (por c/100 kWh) vs Variación

del Tipo de Cambio (2000-2016)

R² = 0.0011

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

-8% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6%

Variación del Precio de electricidad (por c/100 kWh) vs. Variación del Tipo de cambio (2000-2016)

Fuente: Precios de electricidad del lNEI (2000-2016); Tipo de Cambio de Ventas de la SSS (2000-2016)



Gráfico N°2: Variación del Precio de Electricidad (por c/30 kWh) vs Variación del

Tipo de Cambio (2000-2016)

R² = 0.001

-30%

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

-8% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6%

Variación del Precio de electricidad (por c/30 kWh) vs. Variación del Tipo de cambio (2000-2016)

Δ TC venta Lineal (Δ TC venta)

Fuente: Precios de electricidad del lNEI (2000-2016); Tipo de Cambio de Ventas de la SBS (2000-2016)

Por todo lo mencionado, ENGIE concluye que:

i. La variación del CVNC tiene un efecto sobre los costos marginales del sistema eléctrico; y, en consecuencia, en el precio de la energía.

ii. Los costos asociados al CVNC están expresados en moneda extranjera por lo que están sujetos a las variaciones del tipo de cambio.

iii. La variación del tipo de cambio no está correlacionada con la volatilidad de las tarifas de energía al usuario final.

iv. La LCE prevé otros mecanismos para tratar las variaciones de los componentes de la tarifa en barra que ameritan un reajuste (+/-5%).

v. En consecuencia, carece de sustento eliminar el factor de ajuste por el tipo de cambio en la fórmula de actualización del precio de la energía.

2.1.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Con relación al recurso interpuesto por ENGIE, corresponde analizarlo por los siguientes temas que cuestiona dentro de toda su argumentación.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) influye en los precios de

energía y por ende se debe tomar en cuenta en la fórmula de ajuste Dentro de los argumentos presentados por ENGIE, ésta empresa concluye que el tipo de cambio debe ser incluido como un factor independiente dentro del FAPEM debido a su incidencia en el CVNC, y por ende, en el Costo Variable de las unidades termoeléctricas, por lo que afecta el precio de



energía. De esta forma, la empresa propone conservar el factor del tipo de cambio como factor multiplicativo del coeficiente “d” del FAPEM. La empresa menciona que el Factor del Tipo de Cambio ha sido siempre parte de la fórmula de actualización de los precios de energía desde fijaciones anteriores de los Precio en Barra. Sobre ese punto, es necesario precisar que la conclusión de ENGIE resulta incorrecta debido a que en ninguno de los informes que sustentan las anteriores fijaciones de los Precios en Barra, se menciona que el Factor del Tipo de Cambio dentro de la fórmula de actualización del precio de la energía representa al CVNC de las unidades termoeléctricas. Lo que sí queda claro dentro de todas estas regulaciones, es que los factores de los componentes (variables e-f-g-cb) dentro del FAPEM se han determinado en base a un análisis de sensibilidad de los precios de combustibles sobre los costos marginales esperados. De esta forma, se analiza un cambio en el costo variable relativo de las centrales de generación (representado por la modificación de los precios de los combustibles) sobre el costo marginal del sistema. La lógica del análisis queda claro, debido a que los coeficientes (variables e-f-g-cb) se calculan individualmente por cada tipo de combustible (gas natural, carbón, diésel y residual), analizando el impacto parcial de la modificación de los precios de los combustibles (aplicando ceteris paribus, al resto de componentes) sobre los costos marginales esperados con que se calculan los precios de energía. Este criterio se debe a que la fórmula de actualización del precio de la energía toma en cuenta un análisis de sensibilidad que analiza el efecto sobre el costo marginal de modificaciones en los costos relativos de las centrales de generación. La principal fuente de variación en la relación de los costos variables de energía, es el cambio en los precios de los combustibles, cuyos valores dependen de otros mercados, los cuales pueden variar en el tiempo por lo que su variación hacia arriba o hacia abajo tiene incidencia en el costo marginal. En cambio, parámetros propios determinados para cada central de generación, los cuales son establecidos mediante un procedimiento técnico COES y que permanecen estables durante el proceso regulatorio, no tienen que estar reflejados en la fórmula de actualización porque estos no presentan volatilidad ni generan cambios en los costos relativos de las centrales, como es el caso del componente CVNC, el rendimiento, la potencia efectiva, entre otros. Así tenemos que, conjuntamente con el CVNC, se tienen los siguientes factores que influyen en el precio de la energía, pero que no se incluyen dentro de su fórmula de actualización por ser parámetros controlables:

Los rendimientos de las centrales termoeléctricas4, los mismos que establecen si una central es más eficiente que otra, para operar en el

4 El rendimiento de una central termoeléctrica es expresado en unidades de kWh / (volumen combustible), es decir, con una unidad de volumen de combustible (galón para petróleo, toneladas para carbón o BTU para gas natural) cuánto de energía eléctrica se genera (kWh) con la central termoeléctrica. En este caso, una central termoeléctrica es más eficiente o de mejor rendimiento cuando con una misma cantidad de combustible genera más energía eléctrica.



SEIN bajo el criterio de mínimo costo. En este caso, se hacen pruebas a las centrales con diferentes niveles de potencia y de consumo de combustible, en las condiciones establecidas por el Procedimiento Técnico del COES PR-17 “Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de las unidades de generación termoeléctrica”, así como una actualización de estos rendimientos cada dos años. Por lo tanto, si el rendimiento cambia influye en el precio de la energía, porque si la central es más eficiente de lo considerado durante la fijación de precios, los precios de energía podrían ser menores; de igual manera si resultan siendo menos eficientes, el precio de la energía sería mayor.

Las potencias efectivas de las centrales termoeléctricas, que permiten saber cuánto es la capacidad o potencia (MW) que una unidad de generación está en capacidad de brindar durante una operación continua. En este caso, se hacen pruebas de operación a las centrales en su máxima capacidad y por tiempo determinado, de conformidad con el Procedimiento Técnico del COES PR-17 “Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de las unidades de generación termoeléctrica”, así como una actualización de esta prueba de potencia efectiva cada dos años. Por lo cual, el cambio de esta potencia efectiva influye en los precios de la energía porque si la central resulta con más potencia a lo considerado durante la fijación de precios, los precios de energía podrían ser menores; de igual manera si resulta teniendo menor potencia, el precio de energía podría seria mayor.

Los programas de mantenimiento de las centrales termoeléctricas, que establecen los tiempos o periodos que las unidades de éstas se encuentran disponibles o indisponibles para operar en el SEIN, conforme al Procedimiento Técnico del COES PR-12 “Programación del Mantenimiento para la Operación del Sistema Interconectado Nacional”. En este caso, si la central entra o no en mantenimiento influye en los precios de la energía, porque si tiene mantenimiento y por ende se encuentra indisponible, los precios de la energía tenderían a ser mayores; de igual manera si la central no tiene mantenimiento y por ende se encuentra disponible, los precios de la energía tenderían a ser menores.

Las potencias efectivas, rendimientos en el uso del recurso hídrico (kWh/ m3/s) y programas de mantenimiento de las centrales hidroeléctricas, que al igual que las centrales termoeléctricas, tienen Procedimientos del COES que establecen sus periodos de actualización. En estos casos, al igual que en las centrales termoeléctricas, la variación de uno de estos factores de las centrales hidroeléctricas tendría influencia en el precio de la energía.

El canon del agua de las centrales hidroeléctricas, que corresponde al costo que las empresas tienen que remunerar al Estado por el uso del recurso hídrico.

Por otro lado, existen también otros parámetros no controlables como, por ejemplo, las variaciones de la tasa de crecimiento de la demanda eléctrica, el



cual también influye directamente en el precio de la energía, debido que a mayor crecimiento de demanda el precio de la energía aumenta y a menor crecimiento de la demanda el precio de energía disminuye (considerando la oferta constante). De igual manera, el precio de energía depende también de la oferta del parque generador del SEIN, dependiendo del ingreso o no de los proyectos de generación previstos en los planes de obras.

Asimismo, el hecho que estos factores no formen parte de la fórmula de actualización del precio de la energía, no quiere decir que no se actualicen. La mayoría de estos factores son actualizados y considerados en cada proceso de fijación de precios en barra y no se modifican hasta la siguiente fijación, debido a que no son componentes variables durante un período tarifario (es decir, se mantienen constantes) o no presentan variaciones por una cantidad de meses, hasta inclusive años, considerando en algunos casos lo que establecen los procedimientos del COES para su revisión. Tal es así, que en el caso específico del CVNC de las unidades termoeléctricas, que es materia del presente recurso, es necesario precisar que éste se calcula para cada unidad termoeléctrica como la suma de los Costos Variables de Operación No Combustible (CVONC) y del Costo Variable de Mantenimiento (CVM). En este caso, el CVONC está relacionado al uso de agregados al proceso de combustión para producción de energía, como son aceites lubricantes de las unidades reciprocantes, la inyección de agua o vapor en las unidades turbogas, entre otros; mientras que el CVM se calcula en base al Procedimiento Técnico del COES PR-34 “Determinación de los Costos de Mantenimiento de las Unidades Termoeléctricas del COES”, el cual corresponde a un cálculo teórico de cuánto del costo de mantenimiento corresponde a un costo variable. Tal es así, que en el numeral 9.1 del PR-34 se menciona textualmente que: “9.1 Costo de mantenimiento En la programación y planificación de la operación es necesario conocer, al menos en forma aproximada, cuáles serán los costos de mantenimiento de las unidades de generación termoeléctricas en que se incurrirá en el futuro producto de la operación del presente, para lograr el cumplimiento del objetivo de optimización de la operación del sistema. Por lo general, la necesidad de información se centra en conocer los costos variables de mantenimiento, los costos fijos anuales de mantenimiento y los costos de mantenimiento por arranque. En estricto, un costo variable es aquel que varía proporcionalmente con el volumen de actividad o nivel de producción -KWh- y que puede ser expresado con un coeficiente estándar por nivel de producción -$/KWh- (costo operativo). A su vez, un costo fijo, es aquel que no depende del nivel de producción, sino sólo del tiempo entendido como calendario -$/año- (costo comprometido). La consideración del momento oportuno de efectuar un tipo específico de mantenimiento en una determinada unidad de generación térmica, depende de la acumulación de cierta cantidad de horas de operación (diferentes a horas calendario), o de la acumulación de un cierto número de arranques, o en otras a una combinación de eventos más o menos complicada que normalmente incluye las dos anteriores.



Es evidente, que los costos de mantenimiento en cualquier actividad industrial (no sólo en el caso de unidades de generación termoeléctricas), no dependen estrictamente del nivel de producción ni estrictamente del tiempo calendario, es decir que, no son absolutamente variables con el nivel de actividad ni son absolutamente fijos que no dependan para nada del mismo. Pero dada la necesidad de desagregar los costos de mantenimiento entre variables y fijos, debe aceptarse inicialmente que cualquier solución al problema planteado es una aproximación, una solución de compromiso con ciertas limitaciones; esto por la naturaleza misma de los costos de mantenimiento en general; cualquier metodología que se presente tendrá alguna limitación al tratar de representar la realidad. El presente procedimiento presenta la metodología a aplicarse para determinar los costos de mantenimiento desagregados en sus componentes: variable (Costo Variable de Mantenimiento CVM) y fijo (Costo Fijo Anual de Mantenimiento CFAM y/o Costo de Mantenimiento por Arranque CMarr) de las diversas unidades termoeléctricas del SEIN. “ (el subrayado es nuestro) De igual manera, en el PR-34 se establece que cada cuatro (4) años se debe presentar un estudio actualizado de los costos de mantenimiento de las unidades termoeléctricas (numeral 5), el cual será aprobado por el COES (numeral 7); en caso que no se presente este estudio o que el sustento no sea aprobado por el COES, se establece que se asumirá para la unidad termoeléctrica el valor mínimo de CVNC de las unidades termoeléctricas de similar características existentes en el SEIN (numeral 8). A manera de ejemplo, en el grafico siguiente, se observa claramente que los valores de CVNC podrían ir desde 2 USD/MWh hasta 16 USD/MWh, dependiendo de la turbina a gas. De igual manera, el porcentaje que representa el CVNC sobre el Costo Variable de la unidad termoeléctrica podría ir desde 2% hasta por 30%.



Gráfico N°3: CVNC en Turbinas a Gas

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

Turb

o G

as N

atu

ral M

alac

as 4

A

Turb

o G

as N

atu

ral M

alac

as 4

B

Turb

o G

as N

atu

ral S

anta

Ro

saTG

7

Turb

o G

as N

atu

ral S

anta

Ro

saTG

8

Turb

o G

as N

atu

ral L

as F

lore

s

Turb

o G

as N

atu

ral S

anto

Do

min

go O

llero

s (C

S)

Ind

epen

de

nci

a G

D -

GN

(Ex

Cal

ana

GD

)

Turb

o G

as N

atu

ral A

guay

tía

TG2

Turb

o G

as N

atu

ral A

guay

tía

TG1

Turb

o G

as N

atu

ral

San

ta R

osa

UTI

-5

Turb

o G

as N

atu

ral S

anta

Ro

saU

TI-6

Turb

o G

as N

atu

ral C

C T

G3

Ven

tan

illa

(sin

fu

ego

ad

icio

nal

)

Turb

o G

as N

atu

ral C

C T

G4

Ven

tan

illa

(sin

fu

ego

ad

icio

nal

)

Turb

o G

as N

atu

ral C

C T

G1

Kal

lpa

Turb

o G

as N

atu

ral C

C T

G2

Kal

lpa

Turb

o G

as N

atu

ral C

C T

G3

Kal

lpa

Turb

o G

as N

atu

ral C

C T

G1

Ch

ilca

I

Turb

o G

as N

atu

ral C

C T

G2

Ch

ilca

I

Turb

o G

as N

atu

ral C

C T

G3

Ch

ilca

I

Turb

o G

as N

atu

ral C

C T

G1

1Fe

nix

Turb

o G

as N

atu

ral C

C T

G1

2Fe

nix

Res

erv

a Fr

ia Il

o

Res

erv

a Fr

ia T

alar

a

Res

erv

a Fr

ia P

uer

to E

ten

Rec

ka T

G1

Turb

o G

as D

iese

l San

ta R

osa

UTI

-6

Turb

o G

as D

iese

l Sa

nta

Ro

saU

TI-5 Ilo

1 T

G N

º 1

Ilo 1

TG

Nº

2

Ilo 1

GD

Nº

1

Ilo 2

TV

Car

bó

n N

º 1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

US

$/M

Wh

CVNC en unidades termoelectricas con combustible Gas, Diesel y Carbón

CVNC (US$/MWh) % CVNC/CVT

De igual manera en el siguiente gráfico se presentan las variaciones del CVNC de las principales unidades termoeléctricas de ENGIE en los últimos 5 años, observándose que éstas no tienen mucha variabilidad.

Gráfico N°4: CVNC unidades termoeléctricas de ENGIE

CT Ilo 1 TV 2

CT Ilo 1 TV 3

CT Ilo 1 TV 4

CT Ilo 1 TG1

CT Ilo 1 -TG2

CT Ilo 1 - GD1

CT Ilo 2

CT Chilca 1

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2011 2012 2013 2014 2015 2016

USD

/MW

h

Variación de CVNC

Por lo mencionado es claro que el CVNC es un valor propio de las unidades termoeléctricas, al igual que la potencia efectiva y el rendimiento, que no se modifica mensualmente sino en un periodo de cada cuatro (4) años y que finalmente no necesariamente corresponde a un costo en que realmente incurren las unidades termoeléctricas debido a que es un cálculo teórico, y que en caso no se presente un estudio sustentado por la empresa, se toma el CVNC de otra unidad termoeléctrica. Tal es así, que en los contratos realizados por ENGIE con el Estado Peruano, representado por el Ministerio de Energía y Minas, para las centrales de Reserva Fría (Planta Ilo) y del Nodo Energético Sur (Planta Ilo 4 – Moquegua), se ha establecido en los mismos contratos que el valor del CVNC es de 4 USD/MWh, el cual no



resulta de ningún estudio de costos de estas unidades termoeléctricas, siendo nuevamente un valor teórico establecido por las partes.

Por todo lo mencionado, se concluye que introducir el CVNC dentro de los factores de la fórmula de actualización del precio de la energía sería introducir un criterio de costo medio que no corresponde a la señal marginal, dado que este costo no representa un factor que varía en el período regulatorio dentro del cual se aplica la fórmula, que es similar a los otros parámetros como son el rendimiento y las potencias efectivas.

Con relación al hecho de que en la fórmula de actualización establecida en la Resolución 074, donde del análisis de sensibilidades de cada uno de los componentes se tiene que suman 88,7% y que para que llegue al 100% es necesario agregar un 11,3% como una constante, esto se desprende de la misma formulación matemática, no pudiendo asumirse, de manera discrecional, que corresponde exactamente al CVNC como menciona ENGIE en sus argumentos y por ende al Factor de Tipo de Cambio. Sobre esto, es necesario recordar que en el Informe N° 219-2016-GRT, que sustenta la Resolución 074, se establece en el numeral 7.1 que la expresión matemática que se utiliza para obtener la fórmula de actualización de los precios de la energía se basa en lo siguiente:

El precio “y” depende de distintas variables independientes (x1,x2):

(1)

Al variar las variables independientes, se origina una variación en el precio:

(2)

Incorporando la variable dependiente y las variables independientes en la expresión, se tiene:

(3)

(4)

El Coeficiente de elasticidad (m) se define como la sensibilidad que

tendrá el precio ( ) ante determinadas variaciones de las variables

dependientes :



(5)

Con ello se tiene la siguiente expresión:

(6)

La cual se expresa porcentualmente de la siguiente manera:

(7)

(8)

(9)

(10)

Finalmente se tiene que la fórmula de actualización (FA) es:

(11)

Donde:

Por lo que, empleando el modelo PERSEO se determinan los factores (coeficientes de elasticidad mi) que son el resultado de simular el impacto parcial de la variación del precio de cada uno de los combustibles sobre los costos marginales esperados con que se calcula el precio de la energía.

Como se puede apreciar, la aplicación de esta metodología no garantiza que la suma de estos factores (mi) sea necesariamente igual a la unidad (1), por lo cual en la expresión matemática considera necesaria la inclusión de una constante (1-m1-m2 ) para su aplicación en la fórmula de actualización.

Por lo cual en el caso específico de la fórmula de actualización de la energía (FAPEM) se obtuvo que:



FAPEM = d + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + cb * FCB

Donde:

Factor5: d e f g cb

valor 0,113 0 0 0,8277 0,0593

Tal es así, que en el supuesto negado de que se considerase que el CVNC sea una variable de la fórmula actualización6, tal como argumenta ENGIE en su recurso, y tomemos como cierto la afirmación de ENGIE que este factor tiene una sensibilidad de 14%. Tendríamos que de acuerdo con la expresión matemática descrita en el Informe N° 219-2016-GRT, la fórmula de actualización del precio de energía (FAPEM) incluyendo el factor del CVNC (FCVNC) quedaría de la forma siguiente:

FAPEM = d + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + cb * FCB + h*FCVNC

Donde:

Factor7: d e f g cb h

valor -0,027 0 0 0,8277 0,0593 0,1400

De este ejemplo, se tiene un factor “d” con un valor negativo, debido a que la suma de factores de los otros componentes que se incluyen en la fórmula de actualización suman más que la unidad (1), por lo que la constante tiene que ser negativa para hacer que todos sumen la unidad y poder aplicar correctamente la fórmula de actualización.

Por todo lo mencionado, queda claro que el factor “d” del FAPEM no corresponde al factor de Tipo de Cambio, como erróneamente interpreta ENGIE, sino que corresponde al valor de una constante, lo que se desprende claramente de la metodología de cálculo de sensibilidades para los componentes del FAPEM.

El retiro del Tipo de Cambio en la fórmula de actualización desincentiva

el desarrollo de proyectos de generación ENGIE argumenta que el retiro del Tipo de Cambio en la fórmula de actualización del precio de la energía de los precios en barra no genera incentivos adecuados ni otorga seguridad en el desarrollo de las inversiones en generación, contrario a lo que establece la Ley de Concesiones Eléctricas.

5 La constante: d= 1- 0,8277-0,0593

6 Este ejemplo es puramente hipotético, debido a que la Ley de Concesiones Electricas establece que componentes se deben incluir dentro de las fórmulas de actualización de tarifas de electricidad y el CVNC no está incluido.

7 La constante: d= 1- 0,8277-0,0593-0,1400



Sobre esta afirmación, es necesario recordar que la problemática de que la Ley de Concesiones Electricas, no brindaba señales adecuadas al desarrollo de inversiones en generación se discutió en el año 2005, tal así que como solución a esta problemática se aprobó en el año 2006 la Ley N° 28832 “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Electrica”, donde dentro de su artículo 2° se estableció: “Artículo 2°.- Objeto de la Ley La presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas con la finalidad de: a) Asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía; asegurando al consumidor final una tarifa eléctrica más competitiva; b) Reducir la intervención administrativa para la determinación de los precios de generación mediante soluciones de mercado; c) Adoptar las medidas necesarias para propiciar la efectiva competencia en el mercado de generación; y, d) Introducir un mecanismo de compensación entre el SEIN y los Sistemas Aislados para que los Precios en Barra de estos últimos incorporen los beneficios del gas natural y reduzcan su exposición a la volatilidad del mercado de combustibles. Es de interés público y responsabilidad del Estado asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad.” Como puede apreciarse, en el Capítulo Segundo de la Ley N° 28832, se estableció el desarrollo de licitaciones de suministro de energía eléctrica para los usuarios regulados, de manera que le brinde el abastecimiento oportuno y eficiente de la energía y promueva el desarrollo de nuevos proyectos de generación. Por lo que, los contratos que resultan de estas licitaciones, establecen precios firmes por la prestación del servicio de suministro de la energía, precios que no son modificados por los Precios en Barra que se fijan administrativamente cada año. Debido a este cambio normativo, en la actualidad sólo alrededor de 10% de las ventas de los generadores a los distribuidores se realizan por contratos bilaterales, que tienen como límite los Precios en Barra, mientras que el resto de ventas de generadores a distribuidores (alrededor del 90%) se realiza a través contratos que resultaron de licitaciones de suministro de energía eléctrica a precios firmes. En función de lo señalado, puede verse que los Precios en Barra no constituyen el factor fundamental para el desarrollo de las inversiones en generación, como se señala, dado que desde la promulgación de la Ley N° 28832 del año 2006, estas inversiones se amparan, fundamentalmente, en el marco de las licitaciones de suministro de largo plazo. Más aun, en los últimos años el Estado Peruano, a través del Ministerio de Energía y Minas y Proinversión, han desarrollado subastas especiales donde adicionalmente a los proyectos que ingresan por la Ley N° 28832, han adjudicado centrales de reserva fría (aproximadamente 800 MW), centrales hidroeléctricas (aproximadamente 500 MW) y centrales en el Nodo Energético del Sur (aproximadamente1200 MW. Es decir, estas inversiones



no se han visto influenciadas por los Precios en Barra que se fijan administrativamente. En este sentido, en el cuadro siguiente se presentan los mayores proyectos realizados en los últimos años, que se han realizado principalmente en base a las licitaciones de suministro de energía y a las licitaciones especiales del Estado Peruano.

Cuadro N°2: Proyectos en servicio a la fecha

Empresa Central Potencia

(MW) Inversión asociada a

Kallpa CT Kallpa 873

Contrato Suministro Largo Plazo

Enersur (ENGIE) CT Chilca I 862


Termochilca S.A.C. Santo Domingo de los Olleros

197 Contrato Suministro Largo Plazo

Fénix Power Perú Chilca ‐ CC 535


Enersur (ENGIE) CH Quitaracsa 112


Celepsa CH Platanal 220


Egemsa CH Machupicchu 102


Enersur (ENGIE) C.T. Ilo 564 Contrato Reserva Fría

Eepsa C.T. Talara 200 Contrato Reserva Fría

Planta Eten S.A. CT Planta Eten 230 Contrato Reserva Fría

Samay S.A. C.T. Puerto Bravo 600 Contrato Nodo Energético Sur

Cheves S.A. ( Starkraft)

CH Cheves 168

Contrato de Proinversión

Luz del Sur S.A.A. CH Santa Teresa 98 Contrato de Proinversión

Soc. Minera Cerro Verde S.A.A

CT Recka 181

Iniciativa de clientes libres

Empresa Huanza CH Huanza 97 Iniciativa de clientes libres

Kallpa CT Las Flores 193

Proyecto desarrollado por Duke Egenor y transferido a Kallpa

Asimismo en el siguiente cuadro, se presentan los mayores proyectos que ingresarán en operación en el año 2016, que tienen contratos suscritos.

Cuadro N°3: Proyectos a ingresar en el 2016

Empresa Central Potencia

(MW) Inversión asociada a

Enersur (ENGIE) Planta 2 de Ilo 600 Contrato Nodo Energético Sur

Cerro del Aguila S.A. CH Cerro del Aguila 525

Contrato de Proinversión y Contrato Suministro Largo Plazo

Empresa Huallaga S.A.

CH Chaglla 456

Contrato de Proinversión

Infraestructuras y Energías del Perú S.A.C.

CT Pucallpa 45 Contrato de Reserva Fría

CT Puerto Maldonado

20 Contrato de Reserva Fría

Por lo mostrado, es claro que el desarrollo de los proyectos de generación se ha dado a través de las licitaciones de suministro de energía y por medio de



las licitaciones especiales del Estado Peruano. Por el contrario, no se tiene evidencia de que los contratos bilaterales a Precio en Barra hayan incentivado el desarrollo de proyectos de generación, lo cual tampoco puede demostrar ENGIE, dado que los contratos bilaterales que se suscriben a Precios en Barra son de corto plazo, por lo que no constituyen una señal de precios adecuada para inversiones que requieren tener contratos de largo plazo.

Tal es el caso, que en el sector eléctrico de Chile8, que tiene un esquema similar al nuestro en el desarrollo de contratos de largo y corto plazo para la venta de generadores a distribuidores del mercado regulado, se ha dispuesto que los contratos de corto plazo que se establecen con el Precio de Nudo de Corto Plazo, que es el equivalente a nuestro Precio en Barra actual, tengan únicamente como variable de indexación a los precios del mercado mayorista de Chile, lo que en nuestro caso sería el equivalente de que los precios de la energía se actualicen en función de los costos marginales de corto plazo que establece el COES en el mercado spot.

Asimismo, también es necesario precisar que la misma empresa ENGIE, que ha sido adjudicada en licitaciones de suministro de largo plazo, (donde las ofertas que presentan los postores están constituidas por el Precio de Energía y su correspondiente fórmula de actualización), ha sido adjudicada considerando en su fórmula de actualización un valor igual a cero (0) para el factor de tipo de cambio, es decir, que en sus contratos de licitaciones de largo plazo no requiere de un factor como el tipo de cambio para actualizar su precio de la energía ni para desarrollar proyectos de generación.

A manera de ejemplo, se parte del Anexo D del contrato suscrito por Enersur S.A. (actualmente ENGIE) con Luz del Sur S.A.A. para el suministro de energía para el periodo de 2014 a 2021 que resultó del proceso de Licitación ED-01-2009-LP:

Anexo D

8 http://www.cne.cl/tarificacion/electrica/

http://www.cne.cl/tarificacion/electrica/



Adicionalmente a esto, en la actualidad, se tiene también casos en los que las mismas empresas eléctricas están firmando contratos con los clientes libres, donde los precios no son regulados por los Precios en Barra, sino de libre negociación entre partes, y que en sus fórmulas de actualización no consideran la variable del tipo de cambio, más aun siendo la aplicación de la fórmula anual (a diferencia de los Precios en Barra cuya fórmula de actualización se aplica mensualmente por un período de un año

Fuente: Contrato de Suministro Eléctrico con el cliente ALICORP S.A.A. (Suministro N° 2762048-01) de fecha 30 de Octubre de 2015.

Por lo expuesto, se verifica que la incidencia del factor tipo de cambio en el precio de la energía no constituye necesariamente un factor imprescindible en la fórmula de actualización como afirma ENGIE, a fin de conservar el valor real de los precios o para propiciar un nivel óptimo de inversión en el sector, dado que como se ha podido apreciar las mismas empresas generadoras, entre ellas ENGIE, excluyen este factor de la fórmula de actualización del precio de la energía, tanto en sus contratos de suministro de largo plazo (que sí sirven para propiciar inversiones) como en sus contratos en el mercado libre.

No existe relación del tipo de cambio con la variación de tarifas de

energía Con relación al cuestionamiento que realiza ENGIE sobre el informe técnico N° GPAE-024-2016 relacionado a que no se sustenta la volatilidad de las tarifas eléctricas con el tipo de cambio, este es analizado y respondido en el Informe Técnico N° GPAE-044-2016 de la Gerencia de Políticas y Análisis Económico de Osinergmin, donde se explica que existe una influencia entre el tipo de cambio y los precios de energía de las anteriores fijaciones de Precios en Barra. Así mismo de la información presentada por ENGIE en recurso, se observa que está haciendo una comparación del tipo de cambio con las tarifas finales de los usuarios de electricidad donde de manera incorrecta se incluyendo las variaciones de las tarifas por los cargos especiales, como son los cargos adicionales establecidos del Leyes o



decretos de urgencia en el particulares que incluyen en el peaje de transmisión, que distorsionan la comparación. Sin embargo, es necesario precisar que dentro de la presente fijación de Precios en Barra, no se está cuestionando el criterio de aplicación del factor de reajuste o actualización mensual cuando se supere el +/- 5%, sino como se explicó en el Informe N° 219-2016-GRT ha correspondido revisar los factores de las fórmulas de actualización de los precios de energía, lo cual como se ha explicado anteriormente no debe tener mayor influencia en las empresas generadoras, debido a que gran parte de sus ventas de energía eléctrica a los distribuidores para sus usuarios regulados (cerca de 90%), están establecidas mediante contratos que resultaron de licitaciones de suministro de largo plazo, los cuales por su naturaleza tienen precios firmes que no son regulados por los Precios en Barra. Por último, es importante señalar que los Precios en Barra no constituyen una señal que pretenda reconocer el costo medio incurrido por las empresas para la prestación del servicio, como quiere hacer entender ENGIE. Los Precios en Barra son, en lo esencial, una señal marginal que solo coincide con el costo medio en una situación de óptimo ideal del parque de generación adaptado económicamente a la demanda. En este sentido, la señal apropiada de carácter marginal para las inversiones viene dada por el pago de la potencia que remunera la inversión (marginal) de la unidad de punta, en donde se incluye el factor de tipo de cambio, conforme lo establece el “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”, aprobado con Resolución N° 260-2004-OS/CD. En este sentido, como resultado del análisis, este extremo del recurso de reconsideración debe declararse infundado.

2.2. Corregir el Cargo Unitario por Capacidad de

Generación Electrica para la Planta N° 2 de Ilo

2.2.1. SUSTENTO DEL PETITORIO

ENGIE observa que el cálculo del Costo Variable de la CT Planta 2 de Ilo del Nodo Energético del Sur de 81,99 USD/MWh, utilizando para la estimación del ingreso por potencia, es equivalente a una unidad termoeléctrica que usa como combustible el residual 500, cuando de acuerdo con su contrato de compromiso de inversión “Nodo Energético en el Sur del Perú” se dispone que esta unidad de generación dual deberá operar con Diésel B5 y gas natural.

En este sentido, menciona ENGIE que mediante Carta N° ENR/114-2016 enviada a Osinergmin, informó el costo de combustible (USD/galon) y consumo específico de combustible (BTU/kWh) conforme se presenta en el cuadro siguiente:

Cuadro N°4: Costo Variable de los proyectos ENGIE



Por lo cual, concluye ENGIE, que al emplear estos costos informados, se obtiene que el Costo Variable de la CT Planta 2 de Ilo del Nodo Energético del Sur, es de 197,914 USD/MWh, tal como se muestra en el cuadro siguiente:

Cuadro N°5: Costo Variables de la CT Planta 2 de Ilo

Por lo mencionado solicita ENGIE que se considere este Costo Variable y se corrija el ingreso de potencia estimado para esta central.

Adicionalmente a esto, también observa ENGIE que la máxima demanda del SEIN considerada para el cálculo de los cargos adicionales, no resulta la adecuada ya que se generan errores significativos conforme muestra en el gráfico siguiente, lo cual no aseguraría que las centrales del Nodo Energético reciban la remuneración garantizada estipulada en sus contratos, afectando también (incrementando) a la tarifa del usuario final.

Gráfico N°5: Demanda Real vs Demanda Proyectada de fijación



En este sentido, solicita ENGIE que se utilice una Máxima Demanda actualizada, tal como se hizo en el Informe Técnico N° 044-2016-GRT que sustentó la Resolución N° 011-2016-OS/CD, que aprobó los factores de actualización de los cargos unitarios a partir del 04 de febrero de 2016. En este caso, propone que como los periodos de actualización de los cargos adicionales son trimestrales, solo se considere una proyección de demanda por tres meses, tal como presenta en el grafico siguiente.

Gráfico N°6: Demanda Real vs Demanda Proyectada de fijación

Por lo tanto, ENGIE solicita modificar el Cargo Unitario de Generación Electrica (CUCGE) incluyendo el nuevo cálculo del ingreso de potencia y la máxima demanda como el promedio de las máximas demandas de los siguientes tres (3) meses. Por lo cual el cargo para la CT Planta 2 de Ilo asciende a 1,918 conforme lo presenta en el cuadro siguiente.

Cuadro N°6: Nuevo CUCGE

2.2.2. ANÁLISIS DE OSINERGMIN

Al respecto, es necesario precisar que la estimación realizada sobre los ingreso de potencia en el mercado spot, que recibirá la C.T. Planta 2 de Ilo es un cálculo aproximado con la mejor información disponible, por lo que conforme la unidad ingrese en operación comercial y, por ende, comience a recibir efectivamente los ingresos de potencia, este cálculo será ajustado a



esa realidad. Por lo tanto, esta primera aproximación de los ingresos de potencia, no debe entenderse como una afectación a ENGIE, debido a que conforme se tengan los ingresos de potencia reales que establezca el COES, estos se incluirán tanto para los saldos pendientes, a favor o en contra, y para mejorar la proyección de estos ingresos para los siguientes meses.

Dicho lo anterior, se ha verificado la incongruencia en el costo variable de la C.T. Planta 2 de Ilo descrita por ENGIE en su recurso, para el cálculo de los ingresos de potencia del mercado spot. Por lo que efectivamente corresponde considerar el costo variable de 197,914 USD/MWh, que es igual al considerado para los Precios en Barra, para proyectar los ingresos de potencia que recibirá la C.T. Planta 2 de Ilo dentro de las transferencias del COES.

En ese sentido, considerando los mismos criterios utilizados para la determinación del CUCGE de la C.T. Planta 2 de Ilo, publicado mediante la Resolución 074, corresponderá actualizar el cálculo con lo siguiente:

En la simulación de las transferencias de potencia, de acuerdo con los Procedimientos Técnicos del COES, se asignará un costo variable para la C.T. Planta 2 de Ilo igual a 197,914 USD/MWh.

En la simulación de las transferencias de potencia, de acuerdo con los Procedimientos Técnicos del COES (ver hoja de cálculo “Cálculo-CUCGE-Nodo-Energetico-May16-Abr17(P)” publicada mediante la Resolución 074), se consideró un margen de reserva equivalente al 37% de la Máxima demanda del SEIN, margen fijado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) para el periodo mayo 2015 – abril 2016. Sin embargo, mediante la Resolución Ministerial Nº 164-2016-MEM/DM (ver Anexo 1 del presente informe), el MINEM fijó un margen de reserva equivalente al 38,9% para el periodo mayo 2016 – abril 2017. Por lo tanto, para el cálculo del CUCGE correspondiente a la C.T. Planta 2 Ilo que, según información de ENGIE ingresara en noviembre 2016, corresponde utilizar el nuevo margen fijado por el MINEM, conforme lo hará el COES en aplicación del respectivo Procedimiento Técnico referido a las Transferencias de Potencia.

Por lo tanto, utilizando nuevamente la hoja de cálculo “Cálculo-CUCGE-Nodo-Energetico-May16-Abr17(P)” e incluyendo la actualización descrita en los párrafos anteriores, se tiene que el CUCGE para la C.T. Planta 2 de Ilo es igual a 1,827 S//kW-mes.

En lo relacionado con la actualización de la máxima demanda del SEIN, conforme a lo solicitado por ENGIE en el presente recurso, es necesario recordar que cuando se realizó la actualización de la máxima demanda para la aprobación de los factores de actualización “p” de los cargos adicionales a partir del 04 de febrero de 2016, la misma empresa ENGIE, en ese momento Enersur S.A., presentó un recurso de reconsideración contra la Resolución N° 011-2016-OS/CD donde solicitó que no se actualice la Máxima Demanda del SEIN para el cálculo de los cargos adicionales y que, por el contrario, se mantenga la máxima demanda establecida en la Resolución N° 067-2015-OS/CD que fijo los precios en barra para el periodo mayo 2015 – abril 2016.



Como respuesta a ese recurso de reconsideración se emitió la Resolución N° 059-2016-OS/CD donde se le explicó que para las fijaciones de precios en barra se considera la Máxima Demanda proyectada para el SEIN, pero que sin embargo en las revisiones trimestrales de los factores de actualización “p” de los cargos adicionales, se evaluaban, entre otros aspectos, si la máxima demanda que se registraba en el SEIN había estado por encima o debajo de lo proyectado, debido a que esto implicaba indirectamente un mayor o menor ingreso para la empresa que se beneficia con estos cargos adicionales, y por ende, se actualizaba la máxima demanda con el fin de evitar acumular mayores saldos a favor o en contra de estos beneficiados. Por lo cual, siguiendo el mismo criterio establecido en las resoluciones anteriores, así como lo establecido en el Procedimiento “Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica”, aprobado con Resolución N° 073-2016-OS/CD, corresponderá revisar si corresponde actualizar la máxima demanda del SEIN en la primera actualización trimestral de los factores “p” de los cargos adicionales, incluyendo el CUCGE, que corresponde para el 04 de agosto de 2016. En este sentido, corresponde declarar fundado en parte este extremo del recurso de reconsideración



3. Conclusiones y

Recomendaciones

Del análisis del Recurso se recomienda lo siguiente:

Declarar infundado el extremo en el cual ENGIE Energía Perú S.A. solicita incluir el Factor de Tipo de Cambio en la fórmula de reajuste del precio de energía (FAPEM), por las razones indicadas en el numeral 2.1.2 del presente informe; y

Declarar fundado en parte el extremo en el cual ENGIE Energía Perú S.A. solicita corregir el Cargo Unitario por Capacidad de Generación Electrica (CUCGE) de la CT Planta 2 Ilo, por las razones indicadas en el numeral 2.2.2 del presente informe.

[jmendoza]

/sbc-pcho

de 13

INFORME TÉCNICO

Magdalena del Mar Fecha 03/06/2016

GPAE-044-2016

A : Gerencia de Regulación de Tarifas - División de Generación y Transmisión Eléctrica De : Gerencia de Políticas y Análisis Económico Asunto : Respuesta a comentarios formulados a la Resolución de Consejo

Directivo N° 074-2016-OS/CD Referencia : Memorándum Nº 0486-2016-GRT 1. OBJETIVO

1.1. A solicitud de la División de Generación y Transmisión Eléctrica de la Gerencia de

Regulación de Tarifas (en adelante “GRT”), el siguiente Informe Técnico de la Gerencia de Políticas y Análisis Económico (en adelante “GPAE”), tiene como objetivo dar opinión sobre los recursos de reconsideración formulados por Engie Energía Perú S.A. (en adelante “Engie”) a la Resolución Nº 074-2016-OS/CD (en adelante, la “RESOLUCIÓN”), la cual fija los Precios en Barra para el período mayo 2016- abril2017, en lo referente a la propuesta de modificación de las fórmulas de actualización de los Precios en Barra.

2. ANTECEDENTES 2.1. Mediante la RESOLUCIÓN, se aprueba la publicación de la resolución que fija los Precios

en Barra para el período mayo 2016-abril 2017. Asimismo, mediante la misma, se aprueban las fórmulas de actualización de los precios en barra. Dicho documento estuvo sustentado mediante el Informe Técnico GPA-024-2016 e Informe Técnico GPA-014-2016.

2.2. De acuerdo al proceso de formulación y aprobación de las tarifas en barra (“Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra”, aprobado mediante Resolución N° 080-2012-OS/CD), los grupos de interés tienen la facultad de presentar Recursos de Reconsideración sobre las resoluciones de fijación de tarifas en barra.

2.3. En ese sentido, la GRT solicita a la GPAE, a través del Memorándum Nº 0486-2016-GRT,

la opinión a los comentarios formulados por las empresas. De acuerdo a comunicación

Otros Destinatarios C/c:

de 13

realizada con la GRT, dicha Gerencia solicita principalmente la atención a los comentarios formulados por la empresa Engie.

3. ANÁLISIS ECONÓMICO La fórmula de actualización del precio de energía (FAPEM)

3.1. Mediante la RESOLUCIÓN, se aprueba los Precios en Barra para el período mayo 2016-

abril 2017, y entre otros temas, la fórmula de actualización presentada a continuación:

* * * * *FAPEM 2 6 .d e FD f FR g FPGN s FPM cb FCB= + + + + + , (Ecuación 1) donde:

d: constante, FD2: Factor por variación del Precio del petróleo biodiesel N° 2, FR6: Factor por variación del Precio del Petróleo Residual N° 6, FPGN: Factor por variación del Precio del Gas Natural, FPM: Factor por variación de los precios al Por Mayor, FCB: Factor por variación del Precio del Carbón Bituminoso.

3.2. De acuerdo a la GRT, los coeficientes del FAPEM (variables e-f-g-cb) en la Ecuación 1 se

obtienen a partir de un análisis de sensibilidad en el Modelo PERSEO,1 en el cual se evalúa el impacto parcial de la variación del precio de cada uno de los combustibles (ceteris paribus los otros precios de combustibles) sobre el costo marginal promedio del sistema.2 Al analizar la variación parcial de los precios de los combustibles, se evalúa el efecto de la variación relativa en los costos variables de las centrales (precios relativos de los combustibles)3 sobre los costos marginales promedio del sistema.4

3.3. La Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”) establece en su artículo 43° que están sujetos a la regulación de precios, entre otros, las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución destinadas al servicio público de electricidad (a excepción de aquellas que son abastecidas a través de licitaciones). Asimismo, el artículo 42° de la LCE señala que “los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del

1 El Planeamiento Estocástico con Restricciones en Operaciones de Sistemas Eléctricos (PERSEO), un Modelo computacional desarrollado el año 2000 por la CTE (Comisión de Tarifas Eléctricas), actualmente GRT (Gerencia de Regulación de Tarifas). El PERSEO es un modelo que permite resolver el problema del planeamiento de la operación a mediano y largo plazo, buscando el escenario más óptimo que minimice el costo total de la operación en bases mensuales, y con ello, obtener los costos marginales en cada barra, con el fin de obtener el Precio Básico de Energía el cual es una componente para la Fijación de los Precios en Barra. 2 Es decir, se incrementa el precio de un combustible y se mantiene el resto de los mismos invariables. De tal forma, se calcula el efecto independiente de cada combustible sobre el costo marginal incremental en el Modelo PERSEO. 3 El costo relativo de las centrales de generación está dado por el ratio de los precios de los combustibles. De tal forma, suponiendo tres centrales de generación con precios relativos p1, p2, p3, una modificación de 10% en p1, incrementará el costo de la tecnología 1, en relación con las tecnologías 2 y 3. 4 De acuerdo a las características del sector eléctrico, la producción debe ser igual a la demanda en todo momento en el tiempo.

de 13

sector.” La LCE menciona que, junto al cálculo de las tarifas en barra, deben establecerse fórmulas de ajuste. Es preciso mencionar que en la LCE no se estableció de forma explícita el propósito del uso de las fórmulas de reajuste. Dicho propósito podría deducirse del objetivo que se persigue con las Tarifas en Barra.

3.4. Según el Artículo 125º del Reglamento de la LCE, el Precio Básico de Energía se calcula mediante el siguiente procedimiento:

a) Se calculará el Valor Presente del producto de la demanda por el respectivo costo marginal de cada mes del período de estudio; b) Se calculará el Valor Presente de la demanda de cada mes del período de estudio; y, c) Se obtendrá el cociente entre a) y b).

3.5. El Precio Básico de Energía (en adelante “PBE”) es un precio marginal de operación que

permite que los generadores reciban un precio (por kWh) equivalente al que se habrían registrado de aplicarse los costos marginales mensuales del mercado spot, considerando la evolución esperada de la oferta y la demanda.

3.6. El costo marginal mensual se calcula utilizando el Modelo PERSEO, el cual es un modelo de programación dinámica que minimiza el costo de operación del sistema eléctrico. En dicho modelo, se busca la minimización del costo de producción de energía eléctrica para el horizonte de estudio, el cual se compone normalmente de los costos de generación térmica y eventuales costos de déficit de generación. El costo del déficit representa aquellas situaciones donde como consecuencia de los períodos de alta demanda, el precio puede ser superior al costo marginal del sistema, reflejando el ajuste del precio del sistema asociado a la confiabilidad, o el valor que los usuarios le dan al valor de la energía no suministrada (Value of Lost Load).

3.7. Los costos variables de una planta térmica se compone de: i) costos combustibles, los

cuales representan más de la mitad del costo total de operación y son determinados en base al consumo específico, el poder calorífico, el precio de los combustibles y de la generación neta de la planta, y ii) costos no combustibles, que corresponden a los gastos de operación y mantenimiento, los cuales dependen del nivel de generación.

3.8. Debido a las distintas tecnologías con las cuales se puede abastecer la demanda, el costo

marginal del sistema para determinada cantidad producida (dependiente del nivel de demanda) se establece como el costo variable de la última central en operación. De esta forma, se dispone que las centrales más eficientes produzcan primero y sólo se deja operar a las generadoras con mayores costos variables cuando la demanda lo requiere. El costo variable de cada central toma en cuenta los costos de los combustibles (lo cual depende de su eficiencia) y los costos variables no combustibles (CVNC).

3.9. De acuerdo a la LCE, el PBE se calcula cada año como un costo promedio de

abastecimiento para un horizonte de veinticuatro meses, ponderando los costos marginales (CMgj) con las demandas de energía mensuales proyectadas (qj). Este valor se actualiza usando la tasa regulatoria de 12% real anual establecida en la LCE.

de 13

=

= =

=

×× × +

= → =+ +

+

∑∑ ∑

∑

24

124 24

1 124

1

(1 )(1 ) (1 )

(1 )

j jjj

j j jj ij j

jjj

Cmg qPB q Cmg q rPB

qr rr

, (Ecuación 2)

donde: PB es el Precio Básico de Energía, j corresponde al mes, qj son las demandas mensuales proyectadas, y CMgj son los costos marginales ponderados, y r es la tasa de actualización regulatoria de 12%.

3.10. Los resultados del Modelo PERSEO consideran escenarios sobre el comportamiento

futuro de algunas variables, como la hidrología, la demanda, entre otros. Los supuestos establecen un escenario promedio hipotético de operación para las centrales que forman parte del sistema eléctrico, teniendo en cuenta la mejor información disponible (costos de combustibles, costos variable no combustibles, entre otros) al momento de la fijación tarifaria (ver el Gráfico Nº 01).

Gráfico Nº 01: Establecimiento del Precio de Energía – Modelo PERSEO

Fuente: Osinergmin

3.11. El modelo busca un despacho que minimice el costo de operación del sistema, tomando en cuenta el grado de sustitución entre distintas tecnologías que abastecen la demanda eléctrica. De esta forma, el impacto de los precios de los combustibles está relacionado con la preponderancia en el despacho de determinada central de generación. Una central con un mayor número de horas de despacho marginal, tendrá un mayor impacto sobre el costo marginal promedio del sistema. El impacto de una modificación en los costos relativos de las centrales de producción (precios relativos de los combustibles), muestra el efecto diferenciado de cada tecnología de generación sobre el costo marginal. De acuerdo al factor de cálculo de sensibilidad utilizado por la GRT, el FAPEM

de 13

buscar reflejar la modificación en el Precio Básico de Energía, como consecuencia de una cambio en el costo relativo de las centrales marginales.5

3.12. De acuerdo a la normativa vigente (Artículo 46° de la LCE), las tarifas en barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, tienen una vigencia de un año, siendo fijadas en el mes de mayo. De esta forma, cada año se establecen nuevos escenarios de operación y costos (de combustibles y CVNC) que reflejan la mejor información disponible.

3.13. De esta forma, el modelo utilizado por la GRT para calcular la sensibilidad ante cambios

en los precios de los combustibles (e-f-g-cb), tal como está establecido, no debe tomar en cuenta aquellos efectos que no afectan los costos relativos de las centrales de generación. Por ejemplo, de no ser el caso, el FAPEM debería contar con la actualización de todos aquellos aspectos que reflejan el cambio en los costos marginales de energía, en base a valores reales de hidrología, la disponibilidad de las centrales (fortuita, programada), demanda real, por ejemplo.

3.14. Es preciso indicar que como consecuencia de la Ley Nº 28832, “Ley del desarrollo

eficiente de la generación eléctrica”, la demanda regulada puede abastecerse a través de licitaciones de largo plazo. De esta forma, los precios regulados solo reflejan aproximadamente 15% de la energía suministrada a los clientes regulados.6 De igual manera los precios regulados no pueden diferir más del 10% de los precios resultantes de las licitaciones (Gráfico Nº 02).7

5 Esto es una aplicación de la teoría económica de la producción, donde se minimiza los costos asociados a determinado de producción (en este caso, determinado por la demanda eléctrica) de acuerdo a los insumos disponibles (tecnologías térmicas) y los precios de los mismos (precios de combustibles). Véase para mayores detalles, Nicholson, W. y C. Snyder (2015). Teoría Microeconómica. Principios básicos y ampliaciones. 11ª. Edición. México DF, México: Cengage Learning Editores. 6 Información de la Gerencia de Regulación de Tarifas. 7 La Ley Nº 28832 establece que el precio regulado (tarifa en barra) no puede exceder el 10% del promedio ponderado de los precios de las licitaciones vigentes al 31 de marzo de cada año, siempre y cuando la energía adquirida en estas licitaciones sea mayor al 30 % de la demanda regulada, de lo contrario la referencia será el promedio ponderado de los precios de las licitaciones y los precios de los contratos con usuarios libres.

de 13

Gráfico Nº 02: Evolución de precios de mercados regulados: precio de licitaciones (CLIC) y precio básico de energía (Pbarra)

Fuente: Osinergmin Costos Variables No Combustibles (CVNC)

3.15. Según el Procedimiento COES – 31, el Costo Variable No Combustible (CVNC) considera el Costo Variable de Operación No Combustible (CVONC) y Costo Variable de Mantenimiento (CVM). El CVNC es un costo teórico que resume todos aquellos costos de las centrales de generación (por unidad de generación), considerando la actividad promedio de una central de generación térmica hipotética. El CVONC está relacionado al uso de agregados al proceso de combustión para producción de energía. Entre ellos se encuentran el aceite lubricante en las unidades reciprocantes, la inyección de agua o vapor en las unidades turbogas, entre otros.

3.16. Por su parte, el CVM es la parte de los costos de mantenimiento de una Unidad de Generación. Los CVM se calculan a través del Procedimiento COES Nº 34, el cual establece un contador que permita determinar el tiempo recomendado para las intervenciones de mantenimiento, los cuales dependen de las horas equivalentes de operación (HEO) de las centrales. Se construyen escenarios de operación suponiendo que la unidad de generación operará siempre al nivel de la Potencia Efectiva vigente reconocida por el COES, construyendo flujos de mantenimiento por año.

3.17. De la información de los flujos de mantenimiento y sus costos asociados, se calculan los

costos totales actualizados del mantenimiento (utilizando la tasa de actualización

10.00

12.00

14.00

16.00

18.00

20.00

22.00

may

-07

jul-0

7se

p-07

nov-

07en

e-08

mar

-08

may

-08

jul-0

8se

p-08

nov-

08en

e-09

mar

-09

may

-09

jul-0

9se

p-09

nov-

09en

e-10

mar

-10

may

-10

jul-1

0se

p-10

nov-

10en

e-11

mar

-11

may

-11

jul-1

1se

p-11

nov-

11en

e-12

mar

-12

may

-12

jul-1

2se

p-12

nov-

12en

e-13

mar

-13

may

-13

jul-1

3se

p-13

nov-

13en

e-14

mar

-14

may

-14

jul-1

4se

p-14

nov-

14en

e-15

mar

-15

may

-15

jul-1

5se

p-15

nov-

15en

e-16

mar

-16

may

-16

Ctm

S/./

kWh

Ctm S/./kWh Prom CLIC Ctm S/./kWh Prom Pbarra

de 13

regulatoria de 12%), a lo largo del período evaluado, para cada uno de los escenarios de operación (20 años).

3.18. De esta forma, los CVNC utilizados en el Modelo PERSEO constituyen costos de

operación relacionados a una operatividad hipotética promedio de las centrales de generación, con el cual se haya un costo promedio por MWh.

3.19. De esta forma, los CVNC se mantienen estables durante el período de operación de la central de generación en general. De acuerdo al análisis de sensibilidad utilizado para calcular los coeficientes de la fórmula FAPEM (e-f-g-cb), una modificación del tipo de cambio no genera un cambio en los costos relativos de las centrales (precios de los combustibles). De esta forma, la modificación del tipo de cambio no genera cambios en los costos relativos de los CVNC, por lo tanto, no es posible calcular un efecto de sensibilidad parcial sobre el costo marginal promedio del sistema.

La naturaleza de las tarifas reguladas 3.20. La regulación de precios en la industrias de redes se establecen con el fin que los

servicios en estas industrias reflejen adecuadamente los costos de producción, lo que limita la obtención de ganancias extraordinarias por parte de los productores, al mismo tiempo que proporciona las señales adecuadas a los consumidores sobre los costos sociales de la producción y la provisión de los servicios regulados (Hauge y Sappington, 2010).8

3.21. El establecimiento de tarifas reguladas para los precios de generación de electricidad está explicada por: i) la necesidad de proteger a los consumidores que no tienen la posibilidad de beneficiarse de la competencia de mercado, debido a la existencia de un proveedor único (monopolista) de dicho servicio,9 ii), los mercados mayoristas de electricidad reflejan una alta volatilidad en los precios a través del tiempo, como consecuencia de las características de la demanda (e.g. demanda estacional con un máximo a lo largo de cada período en el tiempo) y características de la oferta (e.g. tecnologías de generación con distintos costos marginales y costos medios, y la imposibilidad de almacenar energía, por ejemplo).

3.22. La LCE establece, en su artículo 43°, que están sujetos a la regulación de precios, las

ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución destinadas al servicio público de electricidad (a excepción de aquellas que son abastecidas a través de licitaciones). Asimismo, el artículo 42° de la LCE señala que “los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.”

8 Janice A. Hauge and David E. M. Sappington (2010). Pricing in Network Industries. En Robert Baldwin, Martin Cave, and Martin Lodge (Edit). The Oxford Handbook of Regulation. Oxford University. 9 En el caso peruano, a la fecha, según el diseño del mercado eléctrico peruano, las empresas de distribución eléctrica venden a los clientes regulados un bien empaquetado (bundled), el cual está compuesto por la actividad de distribución y la venta de electricidad. Los clientes regulados actualmente no tienen la opción de escoger su suministrador de electricidad.

de 13

3.23. De acuerdo a lo establecido a los fundamentos expresados en el Informe Técnico GPA-024-2016, la RESOLUCIÓN cumple con los criterios de eficiencia establecidos en la LCE.

3.24. Los coeficientes (variables e-f-g-cb) del Factor de Actualización del Precio de Energía (FAPEM), se determinan en base a un análisis de sensibilidad de acuerdo a modificaciones en el costo relativos de las centrales de generación (precios de los combustibles). En dicho factor, no se consideran otros datos reales que pudieran afectar el costo marginal calculado en el modelo (e.g hidrología observada vs. hidrología de escenarios promedio).

3.25. En base a los argumentos presentados anteriormente, se procederá a dar respuesta a los comentarios formulados por la empresa Engie.

4. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS FORMULADOS POR ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.

4.1. El Factor de Ajuste del Precio de la Energía (FAPEM) establecido en el numeral 1.2 del

artículo 2° de la Resolución Impugnada debe considerar el factor por variación del Tipo de Cambio (FTC) Comentario 1: “Si se revisa el detalle del análisis de sensibilidad de cada uno de los componentes del precio de la energía de la Resolución Impugnada, se tiene que los mismos suman 88.7%, por lo que, para que estos sumen 100%, (11.3%) corresponde al CVNC dado que, es el único costo para el cual no se hizo la sensibilidad. La Resolución impugnada considera erróneamente el coeficiente de 11.3% como una constante sin el FTC.”

Análisis de la GPA

De acuerdo a lo mencionado anteriomente en el presente informe, los coeficientes (e-f-g-cb) en la fórmula del FAPEM se calculan en base a un análisis de sensibilidad para medir el impacto en el costo marginal promedio en el Modelo PERSEO, ante cambios en los costos relativos de las centrales de generación (modificación del precio de un combustible, manteniendo constante los demás). Este factor no mide modificaciones que no tengan un efecto en los costos relativos. La modificación del tipo de cambio, no genera una modificación en los costos relativos de los insumos. Los resultados del Modelo se construyen considerando escenarios promedios, los cuales no son actualizados en base a datos reales. Este es el caso, por ejemplo, del nivel de hidrología, la demanda eléctrica, entre otras. Asimismo, la inclusión de los CVNC en el modelo PERSEO, considera el cálculo de un valor presente de costos para un período de operación hipotético a veinte años, considerando escenarios promedios de operación de las centrales térmicas. Estos costos no se actualizan con respecto a escenarios reales de operación de las centrales. Las variaciones en el tipo de cambio no producen una variación en los costos relativos de las centrales, por lo cual no tienen impacto en el cálculo de la sensibilidad del modelo.

de 13

Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario. Comentario 2: “El precio en barra de la potencia como el precio en barra de la energía debe ser actualizado con la variación del tipo de cambio, a fin de conservar el valor real de los mismos.” Análisis de la GPA La variación del tipo de cambio es incorporada en las variables FR6, FPGN y FCB de la Ecuación 1; por lo tanto, el tipo de cambio tiene una influencia en el FAPEM del precio básico de energía. El tipo de cambio tiene una influencia en el precio en barra de la energía (FAPEM), es así que la variación del tipo de cambio ya está incorporada en los coeficientes FR6, FPGN y FCB de la Ecuación 1. Asimismo el valor real10 del PBE corresponde a un ejercicio de actualización el cual trae a valor presente los flujos descritos en la Ecuación 2; de esta forma, se mantiene el valor real de mercado que es permitido por la LCE, considerando la tasa de actualización regulatoria. Asimismo, tal como es mencionado en la respuesta al Comentario 1, el análisis de sensibilidad utilizado para calcular los coeficientes (e-f-g-cb) del FAPEM se base en un análisis del efecto de un cambio en el costo variable de las centrales, no teniendo el tipo de cambio influencia sobre ellos. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario. Comentario 3: “La Resolución Impugnada, tal y como está redactada, no genera los incentivos adecuados ni otorga seguridad a las inversiones en nuevas centrales de generación, vulnerando el principio de coherencia normativa, dado que no reconocería que las inversiones se efectúen en moneda extranjera y, por tanto, la recuperación de dichas inversiones deban tener en cuenta el factor tipo de cambio.” Análisis de la GPA

4.2. La fórmula de cálculo de los precios regulados establecidos en la LCE considera criterios de eficiencia en la determinación de los mismos. La regulación de precios en la industrias de redes se establece con el fin que los servicios en estas industrias reflejen adecuadamente los costos de producción, lo que limita la obtención de ganancias extraordinarias por parte de los productores, al mismo tiempo que proporciona las

10 Bajo el marco de la LCE, se puede interpretar que el valor real se define como el precio de mercado vigente basado en cálculos numéricos que actualizan flujos futuros utilizando una tasa de descuento.

de 13

señales adecuadas a los consumidores sobre los costos sociales de la producción y la provisión de los servicios regulados (Hauge y Sappington, 2010).11 El precio básico de energía (PBE) se establece en base a un criterio marginalista, en el cual, los generadores obtienen un precio de mercado (por KWh) equivalente a los que se habrían registrado de aplicarse los costos marginales mensuales del mercado spot, considerando la evolución esperada de la oferta y la demanda. Los valores proyectados son actualizados utilizando la tasa de actualización establecida en la LCE de 12%. El factor de actualización FAPEM es calculado por la GRT tomando en cuenta un análisis de sensibilidad de los costos marginales obtenidos del Modelo PERSEO ante cambios en los costos relativos de las centrales de generación (precios de los combustibles). El FAPEM considera el tipo de cambio al considerar los costos variables de los combustibles. Este factor multiplica el ratio entre precio inicial y precio final, como se puede ver en el Gráfico Nº 03. La variable que tiene un mayor peso es el FPGN que se define como el ratio entre el precio inicial del gas natural (PGNo) establecido en 9.0766 Soles/MMBTU y el Precio Limite Superior del Gas Natural, expresado en Soles/MMBTU utilizando para ello el valor venta del tipo de cambio al último día hábil del mes anterior. En el caso del carbón bituminoso, el FCB se define como el ratio de un precio inicial del carbón bituminoso y el precio final del mismo multiplicado por la variación del tipo de cambio. En vista de lo señalado se aprecia que las variaciones del tipo de cambio que afectan a los precios del gas natural y el carbón bituminoso se encuentran recogidas en el FAPEM.

Gráfico N°03: Fórmula de Actualización del Precio de Energía Mayo 2016 – Abril 2017

Fuente: Resolución 074-2016-OS/CD Nota: No incluye aquellos coeficientes con valor 0. Con respecto al FAPEM, éste cumple con el criterio de eficiencia establecido en la LCE, a través de un efecto marginalista. Con respecto a la seguridad de las inversiones, la normativa peruana establece incentivos para la inversión de generación eléctrica a partir de la Ley Nº 28832. Mediante dicha Ley, se establecen procesos de licitación, los cuales tienen el propósito de establecer los precios del suministro eléctrico (potencia y energía asociada) en condiciones de competencia, mediante concursos públicos que finalizan con la suscripción de contratos, entre generadores y distribuidores, que garantizan la atención de los consumidores del sistema eléctrico en el corto y largo plazo. La finalidad de las licitaciones es brindar a las empresas de generación una señal de largo plazo para

11 Janice A. Hauge and David E. M. Sappington (2010). Pricing in Network Industries. En Robert Baldwin, Martin Cave, and Martin Lodge (Edit). The Oxford Handbook of Regulation. Oxford University.

FAPEMUS$ Precio Gas

XTipo de Cambio

US$ Precio Carbón X

Tipo de Cambiod g* cb*

de 13

determinar sus decisiones de inversión, así como brindar seguridad al suministro eléctrico de los usuarios regulados. De lo antes expuesto, el cálculo del PBE y los factores de actualización (FAPEM) contenidos en la Resolución, cumplen con los criterios de eficiencia establecidos en la LCE. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario. Comentario 4: “Tanto en la Resolución Impugnada como en el Informe Técnico GPA-024-2016 no se menciona cuál es el valor de la volatilidad adecuado que debe tener una serie o cuál es el valor de la volatilidad a partir del cual una serie se considera riesgosa. En tal sentido, cualquier valor de la volatilidad del precio de la electricidad o del tipo de cambio podría ser considerado inadecuado. Osinergmin da a entender que la variación del tipo de cambio influye de forma relevante en la variación del precio de la energía al usuario final; sin embargo, se omite señalar cuál es el sustento de tal afirmación.” Análisis de la GPA De acuerdo al IT-GPA-024-2016, el cual acompaña la RESOLUCIÓN, la propuesta de cálculo del Precio Básico de Energía (PBE) y factores de actualización (FAPEM) cumplen con los criterios de eficiencia establecidos en la LCE. El Informe Técnico Nº GPA-024-2016 no tiene por objeto analizar cuál es el nivel de volatilidad deseada, ni controlar, ni establecer la volatilidad de las tarifas de electricidad. Se debe recordar que los precios de las materias primas que influyen en el costo marginal del sistema eléctrico (gas natural y carbón) son precios spot, no índices y se encuentran valorizados mayormente en dólares. En tal sentido, al convertirlos a soles hay doble efecto sobre la variación (uno por el precio de materia prima y otro por el tipo de cambio). Joseph Stiglitz12 señala que “las regulaciones están diseñadas para asegurar la eficiencia, la equidad y la estabilidad del sector”. En línea con ello, el regulador debe velar por la eficiencia del sector y tiene la facultad legal para establecer las fórmulas de reajuste. Por ejemplo, para el caso del PBE del SEIN, en el periodo comprendido entre mayo 2015 y abril 2016 (aprobada por R.C.D. Nº 067-2015-OS/CD), la fórmula de reajuste consideró el efecto del tipo de cambio en el precio de los combustibles (factores g y cb) y como un factor exógeno (coeficiente d en la ecuación 1). Si estudiamos el efecto de excluir completamente el factor tipo de cambio en dicha fórmula, el PBE hubiese tenido un comportamiento menor al reflejado realmente (véase el Gráfico Nº 04). De mayo 2013 a abril 2014 se incrementó 7.7 puntos porcentuales (p.p.) de mayo 2014 a abril 2015 9.5 p.p., de mayo 2015 a diciembre 2015 de 7.8 p.p.

12 Joseph Stiglitz (2010). Regulación y fallas. Revista de Economía Institucional, vol. 12, Nº 23, pp. 13-28.

de 13

Esto implica que el tipo de cambio tiene una influencia en el Precio Básico de Energía.

Gráfico Nº 04: Efecto del FAPEM excluyendo el tipo de cambio

Fuente: Osinergmin Sin perjuicio de lo antes mencionado, el presente informe técnico menciona que variaciones en el tipo de cambio no tienen un efecto en el costo relativo de las centrales de generación, de tal forma que no existe sustento en la teoría económica y la lógica de construcción del Modelo PERSEO para considerarlo como un factor exógeno asociado con el coeficiente d. Así, de acuerdo a lo mencionado en el presente informe técnico, el método de sensibilidad utilizado por la GRT mide el impacto de una variación del costo relativo de una tecnología, con respecto a las otras, para calcular el impacto parcial del mismo sobre el costo marginal promedio del sistema. En ese sentido, variaciones que no afectan los costos relativos no deben tomarse en cuenta en el FAPEM. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario.

5. CONCLUSIONES

5.1. El presente Informe Técnico tiene como objetivo dar respuesta a los comentarios realizados por la empresa Engie. El principal cuestionamiento está referidos a la propuesta de retiro del factor de actualización del tipo de cambio en el Precio Básico de Energía (PBE).

5.2. Respecto al mencionado cuestionamiento, se debe señalar que el método de sensibilidad utilizado para medir el efecto de los combustibles, es un criterio basado en precios relativos de costos. De esta forma, la variación del tipo de cambio mantiene sin cambio los precios relativos, de acuerdo al modelo utilizado por la GRT.

Atentamente,

Arturo L. Vásquez Cordano, Ph.D. Gerente de la Gerencia de Políticas y Análisis Económico

1.17

1.09

1.15

1.05

1.02

0.96

0.90

0.95

1.00

1.05

1.10

1.15

1.20

1.25

abr-

13

jun-

13

ago-

13

oct-

13

dic-

13

feb-

14

abr-

14

jun-

14

ago-

14

oct-

14

dic-

14

feb-

15

abr-

15

jun-

15

ago-

15

oct-

15

dic-

15

feb-

16

abr-

16

FAPEM con TCFAPEM sin TC

7.8 p.p.

9.5 p.p.7.7 p.p.

de 13

Carlos Aguirre Zurita Asesor Técnico Económico

Carlo Vilches Cevallos Economista

Donald Barboza Garaundo Analista

Edison Chávez Huamán Analista

análisis del recurso de reconsideración interpuesto por la … · 2016-06-13 · n°...

Documents