gerencia de regulaciÓn de tarifas informe nº 320-2020-grt

GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS

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Informe Nº 320-2020-GRT

Análisis del Recurso de Reconsideración interpuesto por

Electroperú S.A.

(Contra la Resolución N° 068-2020-OS/CD)

Lima, agosto 2020

Osinergmin Informe Nº 320-2020-GRT

Recurso de Reconsideración interpuesto por Electroperú S.A. contra la Resolución N° 068-2020-OS/CD

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Resumen Ejecutivo

Con fecha 19 de junio de 2020, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 43 de la Ley de Concesiones Eléctricas, se publicó la fijación de las Tarifas en Barra para el período mayo 2020 – abril 2021, mediante la Resolución N° 068-2020-OS/CD (en adelante “Resolución 068”).

Con fecha 13 de julio la empresa Electroperú S.A. (en adelante “ELECTROPERÚ”), dentro del plazo establecido, interpuso recurso de reconsideración contra la Resolución 068, solicitando 3 pretensiones principales, 2 pretensiones accesorias a la primera principal, y 3 pretensiones subordinadas a la primera principal. Sin embargo, en el presente informe solo corresponde evaluar lo siguiente:

1) 2° Pretensión accesoria a la primera pretensión principal

Que la determinación de la demanda proyectada del periodo tarifario en curso utilizada para el cálculo del cargo unitario mensual de peaje, debe ser el promedio de los valores mensuales estimados de máxima demanda;

2) 2° Pretensión subordinada a la Primera pretensión principal

Que reconozca el monto mayor que las Generadoras beneficiarias del ingreso por potencia firme tuvieron que pagar por concepto de ingreso tarifario por aplicación de la Tarifas en Barra del periodo 2019 – 2020.

3) 2° Pretensión principal

Que se declare nula parcialmente la Resolución 068 en los extremos relacionados con la cogeneración y el proyecto Ariana en la proyección de demanda.

Como resultado del análisis que se realiza en el presente informe, se recomienda declarar infundado los extremos 1) y 2) y fundado en parte el extremo 3).



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Contenido 1. Introducción ................................................................................................................... 4

1.1. Antecedentes ................................................................................................................... 4

1.2. Objetivo ............................................................................................................................. 5

2. Análisis del Recurso de Reconsideración ................................................................. 7

2.1. 2° Pretensión accesoria a la Primera pretensión principal ................................. 7

2.1.1 Petitorio ................................................................................................................... 7

2.1.2 Sustento del Petitorio ............................................................................................ 7

2.1.3 Análisis de Osinergmin ......................................................................................... 8

2.1.4 Análisis de Osinergmin ............................................... ¡Error! Marcador no definido.

2.2. Segunda Pretensión Subordinada de la Primera Pretensión Principal ........... 8

2.2.1 Sustento del Petitorio .......................................................................................... 12

2.2.2 Análisis de Osinergmin ....................................................................................... 13

2.3. Sobre la Vigencia de Tarifas en Barra 2020 – 2021 ¡Error! Marcador no definido.

2.3.1 Sustento del Petitorio .................................................. ¡Error! Marcador no definido.


2.4. Sobre pérdidas de los Generadores beneficiarios de Ingreso de Potencia

¡Error! Marcador no definido.

2.4.1 Sustento del Petitorio .................................................. ¡Error! Marcador no definido.


3. Recomendaciones ...................................................................................................... 15



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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 de Tarifas en Barra del periodo 2020 – 2021 se inició el 14 de noviembre de 2019 con la presentación del “Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo 2020” y “Propuesta Tarifaria del Subcomité de Transmisores del COES Fijación de Tarifas en Barra Periodo Mayo 2020 – Abril 2021” remitidos a Osinergmin por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES mediante las cartas SCG-172-2019 y STCOES 004-2019, respectivamente (en adelante “ESTUDIO”).

Osinergmin, en cumplimiento del Anexo A del Procedimiento para Fijación de Precios Regulados (en adelante “PROCEDIMIENTO) aprobado mediante Resolución N° 080-2012-OS/CD, convocó la realización de una 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 2019.

Seguidamente, Osinergmin presentó sus observaciones al referido ESTUDIO. Al respecto, la LCE dispone en su artículo 522 que, absueltas las observaciones, o

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.

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.



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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 02 de marzo de 2020, 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 05 de marzo de 2020, 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, respectivamente.

Con fecha 19 de junio de 2020, Osinergmin, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 43 de la LCE3, publicó la fijación de las Tarifas en Barra para el periodo 2020 – 2021, mediante la Resolución N° 068-2019-OS/CD (en adelante “Resolución 068”).

Con fecha 13 de julio de 2020, Electroperú S.A. (en adelante “ELECTROPERÚ”) interpuso recurso de reconsideración (en adelante “RECURSO”) contra la Resolución 068.

El Consejo Directivo de Osinergmin convocó a una tercera Audiencia Pública dentro del proceso regulatorio para que las instituciones, empresas y demás interesados que presentaron recursos de reconsideración contra la Resolución 068 pudieran exponer el sustento de sus respectivos recursos, la misma que se realizó el 23 de julio de 2020, con la participación de un representante de ELECTROPERÚ.

Conforme al PROCEDIMIENTO, los interesados debidamente legitimados tuvieron la oportunidad de presentar opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración recibidos por Osinergmin hasta el 05 de agosto de 2020, no habiéndose recibido ninguno relacionado con el recurso impugnativo presentado por ELECTROPERÚ.

1.2. Objetivo

El presente informe tiene por objetivo analizar los aspectos técnico-económicos del RECURSO interpuesto por ELECTROPERÚ, con la finalidad que sobre la base de dicho análisis se resuelva los temas impugnados.

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.



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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 la LCE; en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “RLCE”), aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM; en lo dispuesto en la Ley N° 27444, “Ley del Procedimiento Administrativo General”; y en lo dispuesto en la Ley N° 27838 “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 la ELECTROPERÚ, el análisis de los temas técnicos efectuado por Osinergmin, y las conclusiones y recomendaciones sobre el RECURSO.



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2. Análisis del Recurso de Reconsideración

2.1. Segunda Pretensión Accesoria a la Primera Pretensión Principal

2.1.1 Petitorio

Solicita que declarada la nulidad parcial de Resolución 068, Osinergmin debe establecer que la demanda proyectada del periodo tarifario en curso a considerar en el cálculo del cargo unitario mensual de peaje, debe ser el promedio de los valores mensuales estimados de máxima demanda.

2.1.2 Sustento del Petitorio

Sobre la compensación de las pérdidas sufridas por las Generadoras beneficiarias de los ingresos por potencia firme en abril de 2020

a) ELECTROPERÚ menciona, como la súbita disminución de la demanda se presentó al final del periodo tarifario anterior, Osinergmin debería considerar en el periodo tarifario en curso, un cargo adicional al peaje a fin de compensar a las Generadoras que vieron considerablemente reducidos sus ingresos por potencia firme en abril 2020.

Al respecto, menciona que el saldo por conexión resultante del abril 2020, ascendió a S/ 31 341 867, provocando la caída en la misma magnitud de la bolsa de potencia. Esto se debió a que la demanda coincidente cayó a 4 733 MW, valor muy por debajo del valor proyectado que fue utilizado por Osinergmin en el cálculo de los cargos unitarios del periodo tarifario anterior (6 696 MW). La reducción afectó a ELECTROPERU en S/ 4 281 008.

b) Igualmente, ELECTROPERÚ menciona que, por lo fundamentado en la primera petición, la demanda proyectada del periodo tarifario en curso a considerar en el cálculo del cargo unitario mensual de peaje, debe ser el promedio de los valores mensuales estimados de máxima demanda. Esto,



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a fin de atenuar el problema del déficit recaudación que se presenta mientras la máxima demanda mensual no alcanza su valor máximo anual.

2.1.3 Análisis de Osinergmin

De acuerdo al Informe Legal N° 321-2020-GRT la pretensión principal sobre la solicitud de nulidad parcial de la Resolución 068, fue declarada infundada. Así también, del mismo informe legal, la 1° y 2° pretensión accesoria a la 1° Pretensión Principal fueron declaradas infundadas.

Sin embargo, a fin de ilustrar sobre la metodología de proyección de la demanda del SEIN (potencia y energía), primero hay que tener en cuenta que está conformada principalmente por tres componentes: i) demanda vegetativa, ii) cargas especiales; y iii) proyectos, y un factor de simultaneidad.

Ahora bien, para la proyección de la Máxima Demanda, la componente de demanda vegetativa se determina de la proyección de energía de la demanda vegetativa por el factor de carga del año anterior; por lo tanto, corresponde a una Máxima Demanda promedio. Sobre las otras dos componentes, corresponde a información anual remitida por las empresas, por tanto, no se puede obtener un promedio anual debido a que sólo informan un dato por año.

2.2. Segunda Pretensión Subordinada de la Primera Pretensión Principal

2.2.1 Petitorio

Solicita se reconozca el monto mayor que las Generadoras beneficiarias del ingreso por potencia firme tuvieron que pagar por concepto de ingreso tarifario por aplicación de la Resolución N° 061-2019-OS/CD mediante la cual se fijó las Tarifas en Barra del periodo 2019 - 2020. Para esto, las cuotas mensuales que se transferirían entre el 1 de mayo y el 03 de julio del 2020 por aplicación de la Resolución N° 061-2019-OS/CD, deberían ser descontadas del monto anual aprobado en la Resolución 068, y el valor resultante, ser aplicado al resto del periodo.


a) ELECTROPERÚ menciona que el artículo 60 de la LCE señala que para el caso del SPT, el Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso Tarifario y que, el Peaje por Conexión Unitario es igual al cociente del Peaje por Conexión y la Máxima Demanda proyectada a ser entregada a los usuarios.

Así también, describe que tanto el Costo Total de Transmisión como el Peaje por Conexión y el Ingreso Tarifario a que se refiere el artículo 60 de la LCE, corresponden a los montos anuales. Asimismo, la demanda



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considerada en el cálculo del peaje unitario, corresponde a la proyectada a ocurrir en el periodo de un año.

Luego, refiere que el peaje unitario calculado de acuerdo al artículo 60 de la LCE corresponde a un cargo unitario anual, donde es indudable que la fórmula ha sido establecida para que sea la demanda del SEIN la que cubra el monto anual del Peaje por Conexión en el día de máxima demanda del año. El procedimiento es igual para el caso de las instalaciones del SGT.

b) Sin embargo, ELECTROPERÚ menciona que la recaudación no es realizada anualmente sino en forma mensual, razón por la cual, Osinergmin fija además los cargos unitarios mensuales. Para esto, el monto anual del Peaje por Conexión es expresado por Osinergmin en doce pagos mensuales considerando la tasa de actualización de 12% establecida en el artículo 79 de la LCE. Luego, el pago mensual obtenido es dividido entre la máxima demanda anual esperada, como si en todos los meses la máxima demanda mensual fuese igual a la máxima demanda anual esperada

Así, el cargo unitario mensual calculado no garantiza que en cada mes se recaude el pago mensual que esperan recibir las titulares del SPT/SGT para alcanzar el monto anual aprobado por Osinergmin. A pesar de que se tenga una buena estimación de la demanda anual, el pago mensual equivalente sólo se lograría cubrir en el mes en que se produzca la máxima demanda anual. En el resto de meses en que la demanda sea menor al valor máximo del año, habrá un déficit de recaudación y las Generadoras tendrán que cubrir el pago mensual que no es cubierto por la demanda

c) En consecuencia, con el peaje unitario mensual calculado por Osinergmin no es posible lograr el objetivo de que sea la demanda la que cubra el monto anual del peaje del SPT y SGT. Y esto es evidente de los procedimientos de valorización de transferencias de potencia donde, salvo casos excepcionales, los Generadores han tenido que asumir mensualmente una parte del monto del peaje de transmisión que debería ser cubierto por la demanda del SEIN.

d) Al respecto, mediante la Resolución 068, Osinergmin fijó las tarifas en barra y los conceptos y cargos correspondientes al SPT y SGT.

e) Para el caso del SPT/SGT, Osinergmin determinó los montos anuales que debían recibir las titulares de estos sistemas durante el transcurso de un periodo tarifario que, para el caso que nos ocupa, corresponde al periodo tarifario comprendido entre mayo 2020 y abril 2021. En línea con ello, Osinergmin determinó los pagos mensuales equivalentes que debían recibir las titulares del SPT/SGT en doce cuotas, considerando la tasa de actualización del 12%. Seguidamente, considerando una máxima demanda anual proyectada de 6 231 MW, Osinergmin obtuvo los siguientes cargos unitarios mensuales para las instalaciones existentes del SPT/SGT.



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f) No obstante, de acuerdo a lo que se lee en los considerandos y lo dispuesto en el artículo 20 de la Resolución 068, estas tarifas que fueron calculadas por Osinergmin para que el monto anual de peaje SPT/SGT sea recuperado en un periodo tarifario de doce meses, recién entrarán en vigencia desde el 04 de julio de 2020.

Luego, tomando en cuenta la información ejecutada en junio 2020 y asumiendo que la máxima demanda anual proyectada de 6 231 MW por Osinergmin se presente al final del periodo tarifario, se estima que con las tarifas aprobadas se generará un déficit de recaudación (representado por el saldo de peaje) de S/ 54 millones durante el periodo comprendido entre el 04 de julio y el 30 de abril de 2021.

Evolución estimada de demanda coincidente considerando la información ejecutada en junio 2020 y la máxima demanda proyectada por Osinergmin para el periodo tarifario

Este déficit será injustamente asumido por las Generadoras beneficiarias del ingreso por potencia firme al verse reducida la bolsa de potencia en un monto igual también a S/ 54 millones. ELECTROPERU que es una de las beneficiarias del ingreso por potencia firme, asumirá una pérdida estimada de S/ 6,1 millones.

g) Del cuadro anterior se observa que los déficits se generarán por las diferencias entre el valor anual máximo esperado en el periodo tarifario (6 231 MW) y el valor máximo que se presente mensualmente, diferencias que son una de las causas de que con el cargo unitario no se pueda cubrir el ingreso mensual esperado por las titulares del SPT/SGT.



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h) Por esto, Osinergmin debería evaluar la manera de atenuar, en el periodo tarifario en curso, las considerables pérdidas que sufrirán las Generadoras mientras la demanda del SEIN no alcance su valor anual máximo. Para ello, los cargos unitarios mensuales que calcule Osinergmin deben tomar en cuenta la evolución que tendría la demanda hasta alcanzar el valor máximo anual. Por esto, el cargo unitario mensual debería calcularse en función a un promedio de los valores de máxima demanda mensual que se proyecten para el periodo tarifario, y no en función al valor máximo esperado en el periodo tarifario.

En caso Osinergmin no acepte esta propuesta de cálculo, debería considerar en el siguiente periodo tarifario un cargo adicional al peaje, para reconocer el perjuicio económico de las Generadoras que en el periodo tarifario en curso vieran reducidos sus ingresos por potencia firme, una vez que se cuente con información ejecutada de este periodo.

i) Finalmente, en caso de no atender los pedidos que hemos efectuado, consideramos que evidenciado el perjuicio que tendrán las empresas de generación eléctrica, Osinergmin debe establecer un mecanismo que permita el recálculo de los montos ejecutados por la aplicación de la Tarifas en Barra 2020 – 2021 en el período comprendido entre el 1 de mayo de 2020 y el 3 de julio de 2020 a fin de no afectar a dichas empresas con pagos a las empresas de transmisión que no están siendo reconocidos.


ELECTROPERÚ realiza una descripción exacta del proceso de determinación del peaje de conexión y peaje de conexión unitario. Asimismo, se puede verificar que Osinergmin sigue este procedimiento para determinar los peajes por conexión y peajes por conexión unitario en cada proceso de Fijación de Tarifas en Barra, en cumplimiento estricto de la LCE y el RLCE.

Ahora bien, si a consecuencia del Estado de Emergencia Nacional establecido por el Estado Peruano durante los meses de abril a junio, se ocasionó un efecto en el ingreso por potencia firme de los generadores beneficiarios en las transferencias de potencia realizada por el COES, pues no existe un dispositivo legal que indique a Osinergmin considerar una modificación en la metodología de cálculo de ambos ítems.

Por lo tanto, no corresponde a Osinergmin modificar la metodología de cálculo del peaje por conexión o el peaje por conexión unitario a fin de incluir el efecto del Estado de Emergencia Nacional.

Sin embargo, cabe mencionar que el efecto del Estado de Emergencia Nacional durante los meses de marzo a junio si está considerado en la proyección de la demanda.

Por lo tanto, de acuerdo con el presente análisis, este petitorio corresponde declararlo infundado.



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2.3. Segunda Pretensión Principal

2.3.1 Petitorio

Solicita que se declare nula parcialmente la Resolución 068 en los extremos relacionados con la cogeneración y el proyecto Ariana, a fin de evitar el déficit de recaudación, Osinergmin debe corregir la demanda proyectada descontando el autoconsumo proyectado de las Cogeneradoras y eliminando la carga del proyecto Ariana. Además de esto, en el cálculo de los cargos unitarios, debe considerar el promedio de los valores mensuales de máxima demanda, conforme se explica en la Primera Pretensión Principal.


Sobre la corrección de la demanda proyectada

a) ELECTROPERÚ menciona que, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 12 del Reglamento de Cogeneración, el Autoconsumo de Potencia del Cogenerador, es decir, el consumo que es atendido con la producción de la propia planta de cogeneración, no es considerado en el pago de peajes.

En línea con ello, el numeral 7.11 del PR-30, dispone que para la determinación del pago de las compensaciones por peajes SPT/SGT de las Cogeneradoras, se considere la diferencia, en caso sea positiva, entre la demanda coincidente del proceso productivo y la producción de la central cogeneradora en el intervalo de punta del mes.

Por esto, en los procesos mensuales de valorización de transferencias de potencia, la demanda coincidente que es considerada en el cálculo del egreso por potencia es diferente a la demanda coincidente que es considerada en la determinación de la recaudación por peajes, siendo ésta última menor.

b) Ahora bien, Osinergmin, para determinar la demanda proyectada a nivel de ventas, a partir de la máxima demanda a nivel generación, utilizó un factor que fue calculado con información histórica de demanda coincidente utilizada para el cálculo del egreso por potencia.

De esta manera, Osinergmin proyectó en forma indirecta, la demanda coincidente utilizada para el cálculo del egreso por potencia, la cual incluye el autoconsumo de las Cogeneradoras, como si éstas contribuyeran mensualmente al pago de peajes por el consumo abastecido localmente.

Por esto, Osinergmin debe corregir su cálculo y descontar a la demanda proyectada, el autoconsumo proyectado de las Cogeneradoras existentes: Agroaurora, Agroindustrias San Jacinto, Sudamericana de Fibras y Agroindustrial Paramonga. Actualmente, el autoconsumo de estas cogeneradoras bordea los 25 MW.

c) Además de esto, Osinergmin debe descontar el autoconsumo proyectado de la Refinería Talara y su proyecto de ampliación, pues el proyecto de



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cogeneración C.T. Refinería de Talara, entrará en operación en noviembre de 2020. Es decir, para el final del 2020, que es donde se espera que se presente la máxima demanda de ese año, la Refinería de Talara ya no estaría contribuyendo al pago de peajes y por esto no debería estar considerada en la demanda proyectada usada por Osinergmin en el cálculo del peaje unitario.

d) Por último, entre los nuevos proyectos y ampliaciones considerados por Osinergmin en la estimación de la demanda, se encuentra el Proyecto Ariana que, de acuerdo a la información de proyección de energía, estaría ingresando en el año 2021. Sin embargo, en la información de proyección de potencia, su ingreso se está considerando erróneamente desde el año 2020.

e) Con la inclusión de los autoconsumos de las Cogeneradoras en la máxima demanda proyectada y de la carga del proyecto Ariana, la demanda proyectada por Osinergmin fue sobrevaluada, disminuyendo así el peaje unitario calculado e incrementando el déficit de recaudación esperado.

f) Por estas razones, con el objetivo de evitar el déficit de recaudación, Osinergmin debe corregir la demanda proyectada descontando el autoconsumo proyectado de las Cogeneradoras y eliminando la carga del proyecto Ariana. Además de esto, en el cálculo de los cargos unitarios, debe considerar el promedio de los valores mensuales de máxima demanda.


Sobre la solicitud de nulidad parcial de la Resolución 068 debido a un supuesto error en la proyección de la demanda, corresponde declararlo infundado, tal como se describe en el Informe Legal N° 321-2020-GRT.

Sin perjuicio de lo anterior, se procede a evaluar la proyección de la demanda en los extremos expuestos por ELECTROPERÚ.

Respecto a las centrales de cogeneración mencionadas por ELECTROPERÚ han sido incorporadas en el modelo PERSEO, tal como se puede verificar en los archivos SINAC correspondiente a las centrales térmicas. No obstante, la central cogeneradora Agroaurora no está siendo modelada en el PERSEO debido a que esta autoproducción es consumida por toda su demanda y de la cual dicha demanda no está siendo considerada en el archivo de proyección de demanda. Por lo tanto, no corresponde aceptar la propuesta de modificación de la proyección de la demanda.

Respecto a que debe descontarse el autoconsumo proyectado de la Refinería Talara y su proyecto de ampliación, pues el proyecto de cogeneración C.T. Refinería de Talara entrará en operación en noviembre de 2020. Asimismo, para la Resolución 068 la demanda de la Refinería Talara ya ha sido descontada de la producción de la C.T. Refinería Talara a partir de su POC, y se ha considerado que toda la producción de la C.T. de la Refinería Talara, abastece al 100% la demanda de la Refinería, no



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consignándose demanda para el periodo 2021 – 2022. Por lo tanto, no corresponde modificar la proyección de la demanda.

Sobre la consideración del proyecto de Ariana en la proyección de la demanda se ha verificado que no estaría prevista su ingreso para el 2020 y en aplicación del principio de verdad material corresponde excluirlo de la proyección de demanda correspondiente al 2020. Por lo tanto, corresponde modificar la proyección de demanda retirando el proyecto Ariana.

Por lo tanto, de acuerdo con el presente análisis, sobre la modificación de la proyección de la de demanda corresponde declararlo fundado en parte.



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3. Recomendaciones

Del análisis del Recurso se recomienda lo siguiente:

Declarar infundado el extremo en el cual ELECTROPERÚ solicita considerar un promedio mensual para la determinación de la proyección de la máxima demanda.

Declarar infundado el extremo en cual ELECTROPERÚ solicita se reconozca el monto mayor que las Generadoras beneficiarias del ingreso por potencia firme tuvieron que pagar por concepto de ingreso tarifario por aplicación de la Resolución N° 061-2019-OS/CD, mediante la cual se fijó las Tarifas en Barra del periodo 2019 - 2020.

Declarar fundado en parte el extremo en el cual ELECTROPERU solicita revisar la proyección de la demanda.

[sbuenalaya]

/pcho

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