proceso de regulación tarifas en barra -...

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA* AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA( 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe OSINERG-GART/GRGT N° 049-2002

Proceso de RegulaciónTarifas en Barra

Período mayo 2002 - octubre 2002

Lima, 07 de agosto de 2002

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/GRGT N° 049-2002

Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2002 Página 2 de 67

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ...........................................................................................................4

1.1 PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA ....................................................................51.2 ASPECTOS METODOLÓGICOS ..................................................................................61.3 RESUMEN DE RESULTADOS .....................................................................................7

2. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA .............................................................9

2.1 PROPUESTA DEL COES-SINAC............................................................................102.2 PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA ...............................................................................112.3 OBSERVACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC.......................................122.4 SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA ..............................................................................122.5 ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES..................................................................132.6 FIJACIÓN DE TARIFAS EN BARRA............................................................................132.7 RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN........................................................................142.8 TERCERA AUDIENCIA PÚBLICA ...............................................................................142.9 TARIFAS EN BARRA DEFINITIVAS............................................................................15

3. PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA............................................... 16

3.1 PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO .............................................................................163.1.1 Precio Básico de la Energía ...................................................................173.1.2 Precio Básico de la Potencia..................................................................19

3.2 PREMISAS Y RESULTADOS .....................................................................................193.2.1 Previsión de Demanda ............................................................................203.2.2 Programa de Obras..................................................................................213.2.3 Costos Variables de Operación (CVT)..................................................25

3.2.3.1 Precios de los Combustibles líquidos........................................... 253.2.3.2 Precio del Gas Natural.................................................................. 263.2.3.3 Precio del Carbón......................................................................... 273.2.3.4 Otros costos en el precio de los combustibles líquidos ............... 28

3.2.4 Costo de Racionamiento .........................................................................313.2.5 Precio Básico de la Potencia..................................................................313.2.6 Precio Básico de la Energía ...................................................................32

4. CARGOS POR TRANSMISIÓN EN EL SPT......................................................... 34

4.1 SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN...................................................................344.1.1 Instalaciones que se incorporan al SPT...............................................34

4.2 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR)..................................................................354.2.1 Instalaciones de Transmisión y Transformación.................................36

4.2.1.1 Etecen y Etesur ............................................................................ 364.2.1.2 Eteselva, Electroperú (Transmisión) y Egemsa (Transmisión) ... 374.2.1.3 Transmantaro ............................................................................... 374.2.1.4 Redesur ........................................................................................ 38

4.2.2 Centros de Control ...................................................................................384.3 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE

TRANSMISIÓN (COYM)...........................................................................................424.3.1 Instalaciones de Transmisión y Transformación.................................43

4.3.1.1 Etecen y Etesur ............................................................................ 43



4.3.1.2 Eteselva ........................................................................................ 434.3.1.3 Transmantaro y Redesur.............................................................. 444.3.1.4 Electroperú (Transmisión) y Egemsa (Transmisión) ................... 44

4.3.2 Centros de Control ...................................................................................454.4 FACTORES DE PÉRDIDAS .......................................................................................464.5 INGRESO TARIFARIO ...............................................................................................484.6 PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN.........................48

4.6.1 Liquidación de contratos BOOT.............................................................494.6.1.1 Liquidación de TransMantaro ....................................................... 494.6.1.2 Liquidación Anual de Redesur...................................................... 50

4.6.2 Determinación del Peaje por Conexión ................................................51

5. TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE......................................... 53

5.1 TARIFAS TEÓRICAS.................................................................................................535.2 COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS TEÓRICOS CON EL PRECIO PROMEDIO

PONDERADO DE LOS CLIENTES LIBRES .................................................................555.3 TARIFAS EN BARRA.................................................................................................56

6. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS............................................................................. 60

6.1 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA ........................................................606.2 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE LA POTENCIA ......................................................616.3 ACTUALIZACIÓN DEL PEAJE POR CONEXIÓN ..........................................................62

7. SISTEMAS AISLADOS ............................................................................................. 63

7.1 NUEVO SISTEMA AISLADO TÍPICO I.- GENERACIÓN A BASE DE CENTRALESTERMOELÉCTRICAS DIESEL EN ZONA DE SELVA....................................................64

8. REFERENCIAS........................................................................................................... 66



1. Introducción

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones1

relacionadas con la obligación del Organismo Supervisor de laInversión en Energía (OSINERG) de dar a conocer periódicamente alSector el proceso seguido para la determinación de las tarifas. En estesentido, contiene las premisas, cálculos y resultados obtenidos parafijar las Tarifas en Barra y sus fórmulas de reajuste correspondientesdel período mayo 2002 - octubre 2002, las cuales han sidoestablecidas por la Resolución OSINERG N° 0940-2002-OS/CD,publicada el 28 de abril de 2002, y su modificatoria laResolución OSINERG N° 1322-2002-OS/CD, publicada el 12 de juniode 2002.

Para la obtención de los resultados que se presentan más adelante, elOSINERG ha seguido el procedimiento administrativo establecido en elDecreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (Ley ó LCE), elReglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Reglamento)aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM y en la norma“Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobadomediante Resolución OSINERG N° 0003-2002-OS/CD y susmodificatorias, que se inicia con la presentación de la propuestatarifaria sometida por el Comité de Operación Económica del SistemaInterconectado Nacional (COES-SINAC) y que culmina con lasresoluciones del OSINERG que resuelven las impugnacionescontenidas en los recursos de reconsideración interpuestos por losadministrados contra la resolución que fijó las Tarifas en Barra. A lolargo del proceso el OSINERG ha atendido el mandato constitucional

1 Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en losServicios Públicos, el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión enEnergía - OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM y susmodificatorias; Artículo 81° del Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, yArtículo 162° de su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM y susmodificatorias.



contenido en el Artículo 139°, numeral 3 de la Carta Magna, habiendoobservado el debido proceso asegurando a los administrados elderecho a su justa defensa al poner a su disposición los mediosnecesarios y suficientes para ejercitarla.

Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley deConcesiones Eléctricas y Artículos 125º y 126º de su Reglamento,están constituidos por los precios de potencia y energía en las barrasde referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediantefactores de pérdidas.

A partir de la regulación de precios de mayo 2001 se considera un soloSistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), el cual ha sidoconstituido por la unión de los Sistemas Interconectados Centro-Nortey Sur mediante la línea de transmisión a 220 kV Mantaro-Socabayaque entró en operación comercial el 14 de octubre del año 2000.

1.1 Proceso de Regulación TarifariaEl proceso de regulación tarifaria se inició el 7 de marzo de 2002 con lapresentación del “Estudio Técnico Económico de Determinación dePrecios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria deMayo de 2002”, preparado por el COES-SINAC y remitido al OSINERGpara su evaluación. Como parte del proceso regulatorio se convocó larealización de tres audiencias públicas, la primera de las cuales sellevó a cabo el 12 de marzo de 2002. En esta audiencia el COES-SINAC tuvo la oportunidad de sustentar su propuesta de fijación detarifas, recibió los comentarios y observaciones de los asistentes y diouna primera respuesta a las observaciones recibidas.

Posteriormente, el 22 de marzo de 2002, el OSINERG remitió alCOES-SINAC un informe con las observaciones encontradas alEstudio Técnico Económico señalado anteriormente.

La segunda audiencia pública se realizó el 27 de marzo de 2002, enésta correspondió al OSINERG exponer los criterios, metodología ymodelos económicos utilizados en el análisis del estudio técnicoeconómico elaborado por el COES-SINAC y que se utilizarían,además, para la regulación tarifaria. Asimismo, se expuso en estaaudiencia el contenido de las observaciones encontradas por elOSINERG a la propuesta tarifaria del COES-SINAC.

Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por elCOES-SINAC con fecha 8 de abril de 2002.

El 28 de abril de 2002 el OSINERG publicó la Resolución OSINERGN° 0940-2002-OS/CD mediante la cual fijó las Tarifas en Barra. ElCOES-SINAC y las empresas Red Eléctrica del Sur S.A. , ConsorcioTransmantaro S.A., ETESELVA S.R.L., Empresa de Transmisión



Eléctrica Centro Norte S.A. y Duke Energy International EGENOR S.A.interpusieron recursos de reconsideración contra dicha resolución.

Para el 13 de mayo se convocó a una tercera audiencia pública a fin deque las instituciones y empresas, que presentaron recursos dereconsideración contra la Resolución OSINERG N° 0940-2002-OS/CD,sustentaran sus respectivas reconsideraciones.

Los recursos de reconsideración fueron resueltos mediante lasResoluciones OSINERG N° 1316-2002-OS/CD, OSINERG N° 1317-2002-OS/CD, OSINERG N° 1318-2002-OS/CD, OSINERG N° 1319-2002-OS/CD, OSINERG N° 1320-2002-OS/CD, OSINERG N° 1321-2002-OS/CD y OSINERG N° 1322-2002-OS/CD de fecha 07 de junio ypublicadas del 11 al 12 de junio de 2002.

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

1.2 Aspectos MetodológicosEl Precio Básico de la Energía se determinó utilizando el modelomatemático de optimización y simulación de la operación de sistemaseléctricos denominado PERSEO.

El Precio Básico de la Potencia, de acuerdo con el mandato delArtículo 47°, literales e) y f)2 de la LCE, corresponde a los costosunitarios de inversión y costos fijos de operación de la máquina másadecuada para suministrar potencia adicional durante las horas demáxima demanda anual, incluida su conexión al sistema detransmisión.

Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginalesde energía los cargos por la transmisión involucrada. Los cargos portransmisión de los sistemas principales3 se calcularon aplicando elmétodo establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo

2 Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientesen la siguiente forma:

...

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

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

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

...3 SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION: Es la parte del sistema de transmisión, común al conjunto

de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la librecomercialización de la energía eléctrica.



marginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido éstecomo la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión y elcosto marginal.

Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos deoptimización y simulación fueron comparados con los precios libres deacuerdo a lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º delReglamento. La información de clientes libres fue suministrada por lasempresas generadoras y distribuidoras. Para este fin se ha tenido encuenta además lo dispuesto por el Reglamento para laComercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad dePrecios, aprobado mediante Decreto Supremo N° 017-2000-EM del 18de septiembre del año 2000.

En lo que respecta a los cargos de peaje secundario, de acuerdo conlo dispuesto por la Resolución OSINERG N° 0424-2002-OS/CD,Artículo 3°, se postergó en 60 días, únicamente para la regulacióncorrespondiente al año 2002, el inicio del Procedimiento para Fijaciónde Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios deTransmisión, de modo tal que la fijación correspondiente a dichoprocedimiento no resulta coincidente con la fecha de aprobación de lasTarifas en Barra, siendo necesario señalar que en los casos en que elpresente informe haga referencia a cargos por peaje secundario detransmisión deberá entenderse que estos corresponden a losaprobados mediante la Resolución N° 006-2001 P/CTE, situación quese mantendrá en tanto no se expida la resolución correspondiente a laFijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundariosde Transmisión, la cual se debe publicar antes del 29 de julio de 2002.Finalmente, se ha efectuado la revisión de los costos de lasinstalaciones y de la operación y mantenimiento del Centro de Controla reconocer para la supervisión y control del Sistema Principal deTransmisión.

En lo que respecta a los sistemas aislados, se ha considerado lacreación de un sistema aislado típico con consumo de Diesel N° 2 en lazona de selva.

1.3 Resumen de ResultadosEl resultado de la comparación de precios libre / teórico ha establecidoque el precio promedio ponderado teórico no difiere en más del 10% desu equivalente del mercado no regulado. Por tal motivo no fuenecesario efectuar el reajuste en los precios teóricos para constituir losPrecios en Barra definitivos. Los precios resultantes para la regulaciónde Tarifas en Barra del SEIN se resumen en el cuadro siguiente 4:

4 Sólo para fines de comparación, en el cuadro siguiente se muestran los peajes secundarios aprobadosmediante la Resolución N° 006-2001P/CTE, debidamente actualizados.



Cuadro No. 1.1



2. Proceso de RegulaciónTarifaria

El proceso de Fijación de Tarifas en Barra se realizó de conformidadcon lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de ConcesionesEléctricas y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N°009-93-EM5.

El OSINERG, en aplicación del principio de transparencia contenido enel Artículo 8° del Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, ha incluido lasaudiencias públicas dentro del proceso de regulación de las tarifas degeneración, transmisión y distribución, con la finalidad de que losusuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestastarifarias respectivas. En el siguiente esquema se resume el procesoque se siguió para la Fijación de las Tarifas en Barra. Las fechasindicadas corresponden a la presente fijación de tarifas.

5 En este Informe los términos “Ley” y “Reglamento” se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L.N° 25844) y a su Reglamento (D.S. N° 009-93-EM) respectivamente.



Esquema No. 2.1

4 71

Presentación Estudio Técnico

Económico(COES)

7.Mar.2002

82

Observaciones a la Propuesta

Tarifaria del COES(OSINERG)22.Mar.2002

12

Resolución deRecursos

(OSINERG)07.Jun.2002

3

AUDIENCIAPÚBLICA

PRESENTACIONY SUSTENTO DE

PROPUESTATARIFARIA

COES

12 Mar 2002

AUDIENCIAPÚBLICA

EXPONE CRITERIOSMETODOLOGIA YOBSERVACIONES

AL COESOSINERG

5

27 Mar 2002

AUDIENCIAPÚBLICA

PRESENTACION DE RECURSOS DE

RECONSIDERACIONRECURRENTES

13 May 2002

116

Absolución deObservaciones

(COES)08.Abr.2002

Publicación en Página WEB del Estudio

Técnico Económico (OSINERG)8.Mar.2002

9 10

Publicación en “El Peruano” y Página WEB Resolución de

Tarifa en Barra(OSINERG)28.Abr.2002

Recursos de Reconsideración (Parte Interesada)

08.May.2002

Publicación en Página WEB de los

Recursos (OSINERG)10.May.2002

Publicación en Pág. WEB de la relación de información que sustenta lasTarifasen Barra

(OSINERG)16.Abr.2002

4 71

Presentación Estudio Técnico

Económico(COES)

7.Mar.2002

82

Observaciones a la Propuesta

Tarifaria del COES(OSINERG)22.Mar.2002

12

Resolución deRecursos

(OSINERG)07.Jun.2002

3

AUDIENCIAPÚBLICA

PRESENTACIONY SUSTENTO DE

PROPUESTATARIFARIA

COES

12 Mar 2002

AUDIENCIAPÚBLICA

EXPONE CRITERIOSMETODOLOGIA YOBSERVACIONES

AL COESOSINERG

55

27 Mar 2002

AUDIENCIAPÚBLICA

PRESENTACION DE RECURSOS DE

RECONSIDERACIONRECURRENTES

13 May 2002

116

Absolución deObservaciones

(COES)08.Abr.2002

Publicación en Página WEB del Estudio

Técnico Económico (OSINERG)8.Mar.2002

9 10

Publicación en “El Peruano” y Página WEB Resolución de

Tarifa en Barra(OSINERG)28.Abr.2002

Recursos de Reconsideración (Parte Interesada)

08.May.2002

Publicación en Página WEB de los

Recursos (OSINERG)10.May.2002

Publicación en Pág. WEB de la relación de información que sustenta lasTarifasen Barra

(OSINERG)16.Abr.2002

El esquema ilustrado, que obedece a las disposiciones legalesvigentes, establece un ambiente abierto de participación donde puedenexpresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados engeneral, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antesque adopte su decisión sobre la fijación de las Tarifas en Barra.

Asimismo, con posterioridad a la decisión, se prevé la instancia de losrecursos de reconsideración donde se pueden interponercuestionamientos a las decisiones adoptadas, cuyo sustento seencuentra en le Informe Técnico que fue puesto a consideración delpúblico el mismo día que se publicó al Resolución OSINERG N° 0940-2002-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra.

2.1 Propuesta del COES-SINACLos titulares de las centrales de generación y de sistemas detransmisión, cuyas instalaciones se encuentren interconectadasconforman un organismo técnico denominado Comité de OperaciónEconómica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC)6 conla finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, garantizando laseguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejoraprovechamiento de los recursos energéticos.

6 En el presente informe los términos Sistema Interconectado Nacional (SINAC) o Sistema EléctricoInterconectado Nacional (SEIN) se refieren a lo mismo y se utilizan de manera intercambiable. Porrazones históricas, ambas denominaciones se han utilizado por las entidades del sector eléctrico parareferirse a la red de alta y muy alta tensión que interconecta a las principales ciudades de todo el país apartir de octubre del año 2000.



De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 119° del Reglamento de laLey de Concesiones Eléctricas7, y por el Procedimiento para la Fijaciónde Tarifas en Barra aprobado mediante la Resolución OSINERG N°0003-2002-OS/CD y su modificatoria8, el proceso de regulación tarifariase inició con la presentación, efectuada por el COES-SINAC el 7 demarzo de 2002, del “Estudio Técnico Económico de Determinación dePrecios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria deMayo de 2002”.

En el siguiente cuadro se resume, en términos económicos, lapropuesta tarifaria del COES-SINAC:

Cuadro No. 2.1

TARIFAS UnidadesVigente al

04 Abr 2002Propuesta

COES-SINAC

Precio Básico Promedio de la Energía ctm S/./kWh 9,15 10,37

Precio Básico de la Potencia S/./kW-mes 18,12 23,00

Peaje por Conexión (*) S/./kW-mes 6,33 6,72

Precio Promedio Total (**) ctm S/./kWh 13,71 15,91

(*) Incluye L.T. Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra de ISA Perú(**) Se asume Factor de Carga = 74,5% y % Energía en Horas Punta = 20,3%

2.2 Primera Audiencia PúblicaEl Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audienciapública para el 12 de marzo de 2002, con el objeto que el COES-

7 Artículo 119º.- Antes del 15 de Marzo y 15 de Setiembre de cada año, cada COES deberá presentar ala Comisión el estudio técnico-económico de determinación de precios de potencia y energía en barras,de conformidad con las disposiciones contenidas en los Artículos 47º a 50º inclusive, de la Ley, enforma detallada para explicitar y justificar, entre otros aspectos, los siguientes:

a) La proyección de la demanda de potencia y energía del sistema eléctrico;

b) El programa de obras de generación y transmisión;

c) Los costos de combustibles, Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables deoperación pertinentes;

d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos;

e) Los Costos Marginales de Corto Plazo de energía proyectados;

f ) Los Precios Básicos de la Potencia de punta y de la energía;

g) Los factores de pérdidas marginales de potencia y de energía;

h) El Costo Total de Transmisión, discriminando los costos de inversión y los de operación ymantenimiento tanto para el Sistema Principal como para los Sistemas Secundarios de Transmisión;

i) Los valores resultantes para los Precios en Barra;

j) La fórmula de reajuste propuesta; y,

k) Cálculo del Ingreso Tarifario esperado en los Sistema Principal y Secundarios de Transmisión, parala fijación del Peaje por Conexión y del Peaje Secundario.

8 Resolución OSINERG N° 0424-2002-OS/CD.



SINAC exponga su propuesta de tarifas de generación y transmisiónpara la regulación tarifaria del periodo mayo 2002 - octubre 2002.

En concordancia con lo anterior se dispuso la publicación, en la páginaWEB del OSINERG, del Estudio Técnico-Económico presentado por elCOES-SINAC con el propósito de que los agentes del mercado einteresados tuvieran acceso al estudio mencionado y contaran con lainformación necesaria que les permitiera expresar sus observacionesy/o comentarios relacionados con el estudio tarifario, durante larealización de la audiencia pública.

De esta forma, se aspira a lograr la participación de los diversosagentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuariosindividuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de unentorno de mayor transparencia, conforme a los principios y normascontenidas en la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estadoy la Ley del Procedimiento Administrativo General.

2.3 Observaciones a la Propuesta del COES-SINACCon fecha 22 de marzo de 2002, el OSINERG comunicó por escritosus observaciones, debidamente fundamentadas, al Estudio TécnicoEconómico presentado por el COES-SINAC. En este mismodocumento se incluyeron las observaciones y/o comentarios emitidospor los interesados durante la primera audiencia pública.

Inmediatamente después de remitido el informe de observaciones alCOES-SINAC se procedió a la publicación del mismo en la páginaWEB del OSINERG. Esto tuvo el propósito de que los agentes delmercado e interesados, al igual que en el caso de la propuesta delCOES-SINAC, tuvieran acceso al documento mencionado y contarancon la información necesaria que les permitiera expresar suscomentarios y puntos de vista relacionados con los temas de laaudiencia pública.

2.4 Segunda Audiencia PúblicaEl Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de unasegunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 27 demarzo de 2002, en la cual el OSINERG expuso los criterios,metodología y modelos económicos utilizados en el análisis del EstudioTécnico Económico presentado por el COES-SINAC para la regulacióntarifaria, así como el contenido de las observaciones a la propuestatarifaria del COES-SINAC.

Los criterios, modelos y metodología señalados son, por extensión, losmismos que se utilizan para la regulación de las tarifas en barra.



2.5 Absolución de las ObservacionesEl 8 de abril de 2002, el COES-SINAC remitió su respuesta a lasobservaciones efectuadas por el OSINERG al Estudio Técnico-Económico propuesto y presentó un informe con los resultadosmodificados de su estudio.

En el siguiente cuadro se resume la propuesta del COES-SINACdespués de la absolución de las observaciones:

Cuadro No. 2.1

TARIFAS Unidades Vigente al04 Abr 2002

PropuestaCOES-SINAC

Precio Básico Promedio de la Energía

ctm S/./kWh 9,15 9,89





En el caso de las observaciones al Estudio Técnico-Económico delCOES-SINAC que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG,correspondió al OSINERG establecer los valores finales y fijar lastarifas dentro de los márgenes que se señalan en la Ley.

2.6 Fijación de Tarifas en BarraEl OSINERG evaluó las premisas y cálculos efectuados por el COES-SINAC, tanto en su estudio inicial como en el informe remitido enrespuesta a las observaciones formuladas a su Estudio TécnicoEconómico para la fijación de las Tarifas en Barra, y luego de suanálisis, preparó el Informe Técnico GART/RGT N° 019-2002 con elresultado de los estudios realizados tomando en cuenta la informaciónobtenida en el proceso de regulación tarifaria, todo lo cual sirvió debase para la aprobación de las Tarifas en Barra y sus fórmulas dereajuste correspondientes al período mayo 2002 – octubre 2002.

Las Tarifas en Barra y sus fórmulas de reajuste, una vez aprobadas,fueron publicadas en el Diario Oficial El Peruano y complementa-riamente en la página WEB del OSINERG el 28 de abril de 2002. Con15 días de anticipación a la publicación de la resolución que fijó lasTarifas en Barra, correspondió al OSINERG consignar en su páginaWEB la relación de información que sustentaba la Resolución deFijación de las Tarifas en Barra.



En el siguiente cuadro se resume el resultado de la fijación de lasTarifas en Barra:

Cuadro No. 2.1


FijaciónOSINERG


ctm S/./kWh 9,15 9,23





2.7 Recursos de ReconsideraciónDe acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 74° de la Ley deConcesiones Eléctricas9, los interesados podrán presentar Recurso deReconsideración contra las resoluciones que expida el OSINERG,dentro de los diez días naturales contados a partir de la fecha depublicación de la resolución en el Diario Oficial El Peruano. En lapresente fijación, fueron presentados seis recursos de reconsideraciónel día 8 de mayo de 2002 por las siguientes instituciones y empresas:el Comité de Operación Económica del Sistema InterconectadoNacional (COES-SINAC), Red Eléctrica del Sur S.A. (REDESUR),Consorcio Transmantaro S.A. (TRANSMANTARO), ETESELVA S.R.L.(ETESELVA), Empresa de Transmisión Eléctrica Centro Norte S.A.(ETECEN) y Duke Energy International EGENOR S.A. (EGENOR).Todos los recursos fueron acompañados de documentación queconstituye prueba instrumental de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo155° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas10.

2.8 Tercera Audiencia PúblicaEl Consejo Directivo del OSINERG convocó a una tercera audienciapública para el 13 de mayo de 2002 para que las instituciones y

9 Artículo 74º.- Las partes interesadas podrán interponer recursos de reconsideración contra laresolución de la Comisión de Tarifas de Energía, dentro de los diez días naturales siguientes a la fechade su publicación en el Diario Oficial El Peruano.

El recurso de reconsideración deberá ser resuelto dentro de un plazo de treinta días naturales a partirde su interposición, con lo que quedará agotada la vía administrativa.

10 Artículo 155º.- Las solicitudes de reconsideración, a que se refiere el Artículo 74º de la Ley, podrán serefectuadas por OSINERG, en representación de los usuarios.

El recurso de reconsideración deberá ser presentado con los respectivos estudios técnicos y/odocumentación sustentatoria.



empresas que presentaron recursos de reconsideración contra laResolución OSINERG N° 0940-2002-OS/CD pudieran presentar elsustento de sus respectivas consideraciones.

Asimismo se dispuso la publicación, en la página WEB del OSINERG,de los Recursos de Reconsideración con el propósito de que losagentes del mercado e interesados tuvieran acceso a los mismos ycontaran con la información necesaria que les permitiera expresar,durante la audiencia pública, sus observaciones y/o comentariosrelacionados con las reconsideraciones solicitadas.

2.9 Tarifas en Barra DefinitivasEl OSINERG evaluó los recursos de reconsideración presentados y,luego de su análisis, se elaboraron los Informes Técnicos GART/RGTN° 029-2002, N° 030-2002, N° 031-2002, N° 032-2002, N° 033-2002 yN° 034-2002 que contienen el resultado de los análisis realizadostomando en cuenta toda la información obtenida en la revisión de losrecursos interpuestos, lo cual sirvió para la modificación de las Tarifasen Barra y sus fórmulas de reajuste correspondientes al periodo mayo2002 – octubre 2002.

Las nuevas Tarifas en Barra y sus fórmulas de reajuste fueronpublicadas, mediante la Resolución OSINERG N° 1322-2002-OS/CD,en el diario oficial El Peruano y complementariamente en la páginaWEB del OSINERG.

En el siguiente cuadro se resume el resultado de la modificación de lasTarifas en Barra:

Cuadro No. 2.1


ModificaciónAprobada


ctm S/./kWh 9,15 9,37







3. Precios Básicos de Potenciay Energía

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

Para el presente período de regulación se destaca:

1. La entrada en operación comercial de la línea de transmisiónOroya - Carhuamayo – Paragsha - Vizcarra 220 kV a partir delmes de octubre de 2002.

2. La incorporación de la demanda del sistema aislado de Pucallpacomo parte del SEIN en agosto de 2002.

3. El ingreso de las centrales hidroeléctricas de Huanchor (18 MW),Poechos (16 MW), Yuncán (130 MW) y Huanza (86 MW) dentrodel horizonte de estudio.

4. La inclusión de las primeras unidades que utilizarán el gas naturalde Camisea en el año 2004.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos yresultados obtenidos en el proceso de determinación de las Tarifas enBarra para el período mayo 2002 - octubre 2002.

3.1 Procedimientos de CálculoEsta sección describe los procedimientos generales y modelosempleados para el cálculo de los precios básicos en el SEIN.



3.1.1 Precio Básico de la EnergíaEl Precio Básico de la Energía, cuya metodología de cálculo seencuentra establecida en el Artículo 125º del Reglamento 11, sedeterminó a partir de los costos marginales esperados en el sistemade generación para los 48 meses del período de análisis de acuerdocon lo establecido en los Artículos 47° al 50° de la Ley12.

11 Artículo 125º.- El Precio Básico de la Energía, a que se refiere el inciso d) del Artículo 47º de la Ley,será calculado mediante el siguiente procedimiento:

a) Se calculará el Valor Presente del producto de la demanda por el respectivo costo marginal de cadaperíodo proyectado;

b) Se calculará el Valor Presente de la demanda de cada período proyectado; y,

c) Se obtendrá el cociente de a) y b).

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

12 Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientesen la siguiente forma:

a) Proyectará la demanda para los próximos cuarentiocho meses y determinará un programa de obrasde generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período, considerando las quese encuentren en construcción y aquellas que estén contempladas en el Plan Referencial elaboradopor el Ministerio de Energía y Minas;

b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación yde racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta, entre otros: la hidrología, losembalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el artículo79° de la presente Ley;

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

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

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

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

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

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

Estos factores serán iguales a 1,00 en la barra en que se fijen los precios básicos;

h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema,multiplicando el Precio Básico de la Potencia de Punta por el respectivo factor de pérdidas depotencia, agregando a este producto el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60° de lapresente Ley; y,

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

Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando lasPérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerandoun Sistema Económicamente Adaptado.

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

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



Para la determinación de los costos marginales de la energía en elSEIN, se utilizó el modelo PERSEO. Este modelo de despacho deenergía multinodal, permite calcular los costos marginales optimizandola operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses enetapas mensuales; utiliza programación lineal para determinar laestrategia óptima de operación ante diferentes escenarios dehidrología. Los costos marginales se determinan como el promedio delas variables duales asociadas a la restricción de cobertura de lademanda (2002-2006) para cada uno de los escenarios hidrológicos.

Para representar el comportamiento de la hidrología el modeloPERSEO utiliza los caudales históricos naturalizados registrados enlos diferentes puntos de interés. Para el presente estudio se hanutilizado los datos de caudales naturales de los últimos 36 años,incluido el año 2000.

La representación de la demanda del sistema se realizó para cadabarra en diagramas de carga mensual de tres bloques, para cada unode los 48 meses del período de estudio. En consecuencia, los costosmarginales esperados se calcularon para cada uno de los tres bloquesde la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costosmarginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió ensólo dos períodos: punta y fuera de punta (para el período fuera depunta se consideraron los bloques de media y base).

En el caso del mantenimiento de las centrales se ha corregido elprograma propuesto por el COES-SINAC en lo que respecta a la C.H.Cañón del Pato; esto constituye una revisión sólo parcial, se deberánefectuar los estudios necesarios para la revisión de los programas demediano plazo (2002-2006) a fin de verificar la eficiencia de losrequerimientos de mantenimiento planteados por el COES-SINAC.

El modelo PERSEO está constituido por un programa (escrito enFORTRAN y C) que permite construir las restricciones que definen unproblema de programación lineal. Las restricciones una vezconstruidas son sometidas a un motor de programación lineal(herramienta CPLEX) que resuelve el problema de optimización. Lassalidas del optimizador lineal son luego recogidas por programas dehojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráfico de losresultados.

Información más detallada sobre el modelo PERSEO, suscaracterísticas, manual de usuario, casos de prueba y datos de lasfijaciones tarifarias, se encuentra disponible en la página web de laGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (en adelante “GART”) delOSINERG: www.cte.org.pe.



3.1.2 Precio Básico de la PotenciaEl Precio Básico de la Potencia, cuyos criterios y procedimientos estándefinidos en el Artículo 126º del Reglamento 13, se determina a partir deuna unidad turbogas como la alternativa más económica paraabastecer el incremento de la demanda durante las horas de máximademanda anual. El Precio Básico de la Potencia corresponde a laanualidad de la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos deconexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual, seconsidera asimismo los factores por la Tasa de IndisponibilidadFortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo delSistema, aprobados mediante la Resolución N° 019-2000 P/CTEpublicada el 25 de octubre de 2000.

3.2 Premisas y ResultadosA continuación se presenta la demanda, el programa de obras, loscostos variables de operación y el costo de racionamiento utilizadospara el cálculo de los costos marginales y los Precios Básicos de laPotencia y la Energía. Finalmente, se presenta la integración de

13 Artículo 126º.- La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, asícomo el Precio Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47° de la Ley, serándeterminados según los siguientes criterios y procedimientos:

a) Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia:

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

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

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

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

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

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

b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión:

I) La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación decapital obtenido con la Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79° de la Ley, y una vida útil de20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión.

II) El monto de la Inversión será determinado considerando:

1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos deimportación que les sean aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y,

2) El costo de instalación y conexión al sistema.

III) Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fiscal.

c) La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y elMargen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica yseguridad contenidos en la Ley y el Reglamento.

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



precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas enBarra.

3.2.1 Previsión de DemandaEl modelo empleado para efectuar el pronóstico de ventas de lademanda es el mismo propuesto por el COES-SINAC, al cual se le hacorregido lo siguiente:

• Los datos de ventas correspondientes a los años 2000 y 2001, latarifa promedio del año 2001 así como un ajuste menor de otrosparámetros del modelo de demanda, de acuerdo con la últimainformación disponible en la Base de Datos de la Gerencia Adjuntade Regulación Tarifaria del OSINERG (OSINERG-GART);

• Las pérdidas en distribución reconocidas y esperadas para lospróximos cuatro años;

• La demanda de proyectos considerando la documentaciónpresentada por los responsables de cada proyecto.

El crecimiento del PBI previsto para el periodo de estudio se hatomado igual al propuesto por el COES-SINAC.

Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con lafinalidad de compensar las pérdidas por transporte no consideradas enel modelado de la red de transmisión.

La demanda considerada para el SEIN se resume en el Cuadro No.3.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para suutilización en el modelo PERSEO debe ser desagregada por barras.

Cuadro No. 3.1



3.2.2 Programa de ObrasEl programa de obras está dado por la secuencia de equipamiento degeneración y transmisión esperado para ingresar al servicio dentro delperiodo de análisis de 48 meses señalado por la LCE.

Para establecer el programa de obras se ha tenido en cuenta aquellasfactibles de entrar en operación, considerando las que se encuentranen construcción y aquellas contempladas en el Plan Referencial deElectricidad, entre otras. Se ha prestado atención especial almantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda orientado alreconocimiento de costos de eficiencia y a la estructuración de losmismos de manera que promuevan la eficiencia del sector.

El programa de obras de generación y transmisión en el SEINempleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los CuadrosNo. 3.2 y 3.3, respectivamente . Como se ha señalado, la configuraciónde este programa resulta de considerar el plan más probable de entraren servicio durante los próximos cuatro años para el abastecimiento dela demanda de manera económica.

Cuadro No. 3.1



Cuadro No. 3.2

El Cuadro No. 3.4 presenta la información de las principalescaracterísticas de las centrales hidroeléctricas que actualmente operanen el SEIN.



Cuadro No. 3.3

A continuación, en el Cuadro No. 3.5 se presenta la capacidad,combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricasexistentes del SEIN.



Cuadro No. 3.4



3.2.3 Costos Variables de Operación (CVT)Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variablesrelacionados directamente a la energía producida por cada unidadtermoeléctrica.

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

El CVC representa el costo asociado directamente al consumo decombustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad deenergía. Dicho costo se determina como el producto del consumoespecífico de la unidad (por ejemplo para una TG que utiliza DieselNº 2 como combustible el consumo específico se expresa en kg/kWh)por el costo del combustible (por ejemplo para el Diesel Nº 2 dichocosto se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh omils/kWh14.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo noasociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidadtermoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluardicho costo se determina la función de costo total de las unidadestermoeléctricas (sin incluir el combustible) para cada régimen deoperación (potencia media, arranques y paradas anuales y horasmedias de operación entre arranques); a partir de esta función sederiva el CVNC como la relación del incremento en la función de costoante un incremento de la energía producida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidadestermoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC)asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operacióndado (número de arranques por año, horas de operación promedio porarranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro No. 3.8, másadelante, muestra los CVNC resultantes de aplicar el procedimientoindicado

3.2.3.1 Precios de los Combustibles líquidosEn lo relativo al CVC, el precio utilizado para los combustibles líquidos(Diesel Nº 2, Residual Nº 6 y Residual Nº 500) considera la alternativade abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete detransporte local hasta la central de generación correspondiente.

En el modelo de simulación de la operación de las centralesgeneradoras se ha considerado como precios de combustibles líquidoslos fijados por PetroPerú en sus diversas plantas de ventas en elámbito nacional.

14 Un mil = 1 milésimo de US$.



El Cuadro No. 3.6 presenta los precios de PetroPerú paracombustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao), así comoen las Plantas Mollendo e Ilo, al 31 de marzo de 2002.

Cuadro No. 3.1

De acuerdo con el Artículo 124º del Reglamento 15, en la presenteregulación y como resultado de la comparación entre los precioslocales del combustible (precios de PetroPerú) y los precios delmercado internacional, se ha encontrado que los precios locales seubican razonablemente dentro del precio promedio del mercadointernacional durante el último mes (marzo 2002).

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

3.2.3.2 Precio del Gas NaturalSegún el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustibledeben ser tomados de los precios del mercado interno. Sin embargo,para el gas natural no existen en la actualidad precios de mercadointerno.

Mediante la Resolución Directoral N° 038-98-EM/DGE, expedida el 25de noviembre de 1998, se precisó que, para la fijación de las tarifas deenergía en barra, los costos variables de operación de las centrales degeneración termoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural

15 Artículo 124º. El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, sedeterminará considerando los siguientes aspectos:

a) ...

c) El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalanen el Artículo 50° de la Ley y se tomarán los precios del mercado interno, teniendo como límite losprecios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito internacional.



serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoyOSINERG). Esta situación se mantendrá en tanto no existan lascondiciones que permitan obtener los precios de dicho combustible enel mercado interno.

Por los motivos indicados, en lo sucesivo el precio máximo del gasnatural para todas las unidades de generación deberá ser determinadotomando como referencia el precio del gas en Camisea más el costodel transporte y distribución respectiva en Lima. Sin embargo, para noocasionar un impacto significativo que pudiera desestabilizar el nivelde las tarifas vigentes y la credibilidad en el marco regulatorio, elprecio del gas de Camisea para las demás fuentes de gas natural seha establecido como un objetivo a alcanzar en el plazo que transcurriráentre el mes de marzo de 2001 y la fecha prevista como más probablepara la llegada del gas a Lima (Resolución Directoral N° 007-2001-EM/DGE). La aplicación de esta recomendación da un precio máximopara la presente regulación igual a 2,521 US$/MMBtu, valor queresulta de asumir una tendencia lineal iniciada en la regulación demayo 2001.

Es importante destacar que la recomendación anterior estableceúnicamente el precio máximo a considerar para fines de generación;sin embargo, al inicio se utilizará también para fijar el costo variablecombustible de las unidades termoeléctricas que utilizan gas natural.En el futuro, para determinar el costo variable de estas mismasunidades se debería utilizar un promedio de los precios empleados porlos generadores para el despacho económico en el COES-SINAC, conun límite superior igual al precio máximo señalado anteriormente.

3.2.3.3 Precio del CarbónEntre los combustibles utilizados para la generación eléctrica, seencuentra el carbón que es consumido en la Central Termoeléctrica Ilo2. El precio del carbón será expresado en US$/Ton referido a uncarbón estándar de Poder Calorífico Superior (PCS) de 6 240 kcal/kg.

El precio presentado por el COES-SINAC para este combustible hasido revisado y comparado con el límite superior al precio del carbóncalculado por el OSINERG, habiéndose determinado que se encuentradentro de un rango de precios razonable, por ello será tomado comoprecio base para la presente fijación tarifaria.

Con el objeto de incluir las variaciones en el precio del carbón en laactualización del precio de la electricidad se ha desarrollado lasiguiente relación para actualizar el precio Base del carbón (PPIAEqo):



0

1

0

1

FOBCBFOBCB

BAPPIAEqPPIAEq

×+≡

Donde:

A : 0,3085

B : 0,6915

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

3.2.3.4 Otros costos en el precio de los combustibles líquidosLos precios de los combustibles puestos en cada central se calculantomando en cuenta el precio del combustible en el respectivo punto decompra, el flete, el tratamiento del combustible y los stocks(almacenamiento) para cada central eléctrica. En este sentido, esposible tomar como referencia la información del Cuadro No. 3.6(precios del combustible en Lima) y calcular un valor denominado“Otros” para relacionar el precio del combustible en cada central conrespecto al precio en Lima. Este resultado se muestra en el CuadroNo. 3.7.



Cuadro No. 3.1



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

Cuadro No. 3.2



3.2.4 Costo de RacionamientoSe mantiene el costo de racionamiento establecido por el OSINERGpara la anterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ porkWh.

3.2.5 Precio Básico de la PotenciaEl Precio Básico de Potencia para la presente fijación se hadeterminado a partir de la utilización de los costos correspondientes auna unidad GT11N2 Alstom, tipo de unidad de punta propuesta por elCOES-SINAC a la cual se le ha efectuado las correcciones necesariascomo se indica más adelante.

Como resultado de la revisión de los costos, factores y estimacionesinvolucrados, se tuvo lo siguiente:

• Factores de Corrección de Potencia: (i) Se ha utilizado el factor decorrección de potencia por temperatura ambiente de 0,96,empleando para ello la información suministrada por el COES-SINAC; (ii) se excluyen los factores de corrección porenvejecimiento o deterioro irreversible y por pérdidas en eltransformador. Como resultado se tiene que el factor de ubicaciónes igual a 1,065 y la potencia efectiva de la unidad con combustiblediesel N° 2 es de 109,37 MW.

• Precio FOB del Turbogenerador: Se utiliza el valor tal comoaparece en la publicación “Gas Turbine World 2001-2002Handbook” (US$ 24 100 000).

• Costo Fijo de Operación y Mantenimiento de la Turbina: Se utiliza elprocedimiento empleado por el COES-SINAC en su EstudioTécnico-Económico utilizando una proyección lineal de los costostomando como referencia los valores informados por el COES-SINAC. El valor resultante es 912 432 US$/año.

• Precio del Transformador de la Subestación Eléctrica: Se haempleado el costo total de la subestación utilizado por el OSINERGen regulaciones anteriores, el cual se basa en un diseño queresponde a una ingeniería conceptual y cuyas características ycostos no están relacionados con una unidad especifica, salvo lacorrespondiente a la capacidad.

• Adicionalmente a estas correcciones correspondió incorporar elefecto de la variación de la tasa arancelaria para la importación deturbinas a gas que fuera modificada con posterioridad a lapreparación del estudio Técnico-Económico presentado por elCOES-SINAC para la regulación tarifaria de mayo 2002.

El Cuadro No. 3.9 muestra los costos utilizados para la unidad y ladeterminación del Precio Básico de la Potencia.



Cuadro No. 3.1

3.2.6 Precio Básico de la EnergíaEn la determinación del Precio Básico de la Energía se ha corregido elprograma de mantenimiento de la central Cañón del Pato propuestopor el COES-SINAC por haberse identificado un programa demantenimiento inapropiado.

Este programa intenta representar el efecto de los sólidos ensuspensión sobre el costo del mantenimiento, retirando las unidadespara mantenimiento de tal forma que se ocasione un incremento de losprecios que contribuya a pagar dichos costos. La corrección efectuadarepresenta el fenómeno del costo ocasionado por los sólidos ensuspensión sin que sea necesario alterar los programas demantenimiento regulares de la planta.

El Cuadro No. 3.10 presenta el Precio Básico de la Energía en la barrabase Lima, el cual se determinó de la optimización y simulación de laoperación del SEIN para los próximos 48 meses.



Cuadro No. 3.1



4. Cargos por Transmisión enel SPT

4.1 Sistema Principal de TransmisiónEl Sistema Principal de Transmisión (SPT) del SEIN comprende unconjunto de instalaciones que han sido calificadas por el Ministerio deEnergía y Minas (MEM). Este sistema, redefinido a inicios de 2001, nonecesariamente forma una red continua. Por un lado, se tienen granparte de las redes del sistema costero en 220 kV, que se extiendedesde Lima hasta Talara. Por otro lado, comprende la línea detransmisión Mantaro – Socabaya en 220 kV, junto con las líneasTintaya – Azángaro y Cerro Verde – Mollendo, ambas en 138 kV, laslíneas Socabaya – Montalvo, Montalvo – Tacna y Montalvo – Puno, en220 kV. Asimismo, comprende las líneas Tingo María – Huánuco –Paragsha II en 138 kV y la línea Vizcarra – Paramonga Nueva en 220kV.

4.1.1 Instalaciones que se incorporan al SPTLas siguientes instalaciones que han sido calificadas por el MEM comoparte del Sistema Principal de transmisión del SEIN, pasan aincorporarse durante el presente período tarifario:

• La L.T. 138 kV Paragsha II – Huánuco (L-120) a partir del mes demayo de 2002; de acuerdo con la Resolución Ministerial N° 085-2001-EM/VME del 21 de febrero de 2001 (publicada en el DiarioOficial El Peruano el 02.03.2001).

• La L.T. 220 kV Pachachaca – Oroya – Carhuamayo – Paragsha –Vizcarra (L-224, L-2259, L-2258, L-2254) a partir de su entrada enoperación comercial prevista para el último semestre del año 2002;de acuerdo con la Resolución Ministerial N° 432-2000-EM/VME del



16 de noviembre del año 2000 (publicada en el Diario Oficial ElPeruano el 25.11.2000).

Por consiguiente, durante el presente periodo de regulación, lasinstalaciones que se muestran en el Cuadro N° 4.1 pasarán a formarparte del Sistema Principal de Transmisión:

Cuadro No. 4.1

Los cargos de transmisión, que se fijan para entrar en vigencia duranteel mes de mayo, incluyen los que corresponden por la línea ParagshaII – Huánuco en 138 kV. En el caso de la línea Oroya – Carhuamayo –Paragsha – Vizcarra en 220 kV, los cargos correspondientes, serándeterminados mediante resolución expresa, una vez que dichainstalación entre en operación comercial.

4.2 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)En cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77° de la Ley16, elVNR de las instalaciones de transmisión que fuera, en algunos casosactualizado y en otros determinado por primera vez, en la últimaFijación Tarifaria Mayo 2001, se mantendrá en sus valores vigentes.

En el caso de la línea en 138 kV Paragsha II – Huánuco, que seincorpora al SPT a partir, de la presente regulación, el VNR ha sidodeterminado considerando los criterios que se señalan en los Artículos76° y 78° de la Ley17 y en el Artículo 158° del Reglamento 18 de la Ley.

16 Artículo. 77º.- Cada cuatro años, la Comisión de Tarifas de Energía procederá a actualizar el ValorNuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, con la información presentadapor los concesionarios.

En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas de Energía incorporará o deducirá surespectivo Valor Nuevo de Reemplazo.

17 Artículo. 76º.- El Valor Nuevo de Reemplazo, para fines de la presente Ley, representa el costo derenovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y preciosvigentes, considerando además:

a) Los gastos financieros durante el periodo de la construcción, calculados con una tasa de interés queno podrá ser superior a la Tasa de Actualización, fijada en el Artículo 79 de la presente Ley;

b) Los gastos y compensaciones por el establecimiento de las servidumbres utilizadas; y,

c) Los gastos por concepto de estudios y supervisión.

Para la fijación del Valor Nuevo de Reemplazo, los concesionarios presentarán la informaciónsustentatoria, pudiendo la Comisión de Tarifas de Energía rechazar fundadamente la incorporación debienes innecesarios.

Artículo 78º.- El Valor Nuevo de Reemplazo, ingresos y costos orientados exclusivamente para elcálculo de las tarifas no serán considerados por ningún motivo para efectos tributarios de las empresas.



Por otra parte, de acuerdo con lo señalado en el Contrato BOOT19

suscrito por Redesur, en esta oportunidad, se ha procedido a actualizarel VNR correspondiente a sus instalaciones que pertenecen al SPT.

Finalmente, con relación al VNR fijado para los Centros de Control deEtecen y Etesur, en la componente que se asigna al SPT, el mismo hamerecido una revisión debido a los siguientes aspectos:

• El traslado de la función de coordinación de la operación delsistema en tiempo real al COES-SINAC. Esta función era ejercidaantes a través del centro de control de Etecen.

• La Incorporación de la línea en 138 kV Paragsha II – Huánuco, depropiedad de Etecen, a formar parte del SPT, originando que elnúmero de puntos de supervisión, control y medición de estesistema se incremente.

• La valorización del centro de control de Etesur, en la regulación demayo 2001, fue de carácter transitorio debido a que la empresa detransmisión no había completado de suministrar toda la informaciónrequerida para dicho fin.

4.2.1 Instalaciones de Transmisión y TransformaciónA continuación se resumen los criterios utilizados en la determinacióndel VNR de cada una de las empresas de transmisión eléctrica.

4.2.1.1 Etecen y EtesurEn la regulación de tarifas de mayo de 2001, se revisó el VNR de lasinstalaciones de transporte y transformación de propiedad de Etecen yEtesur, que para entonces formaban parte del SPT. Por lo tanto,corresponde efectuar la actualización del mismo, en la fijación de mayode 2005.

Con relación a la línea en 138 kV Paragsha II – Huánuco, que ha sidoincorporada al SPT a partir de la presente regulación tarifaria, ladeterminación del VNR de esta instalación ha sido efectuada tomandoen cuenta la información suministrada en la propuesta presentada porel COES-SINAC y los resultados de los estudios efectuados por elOSINERG con el apoyo de consultores.

De acuerdo con la metodología que viene siendo empleadapermanentemente por OSINERG, la valorización de este tipo deinstalaciones de transmisión se ha efectuado sobre la base de módulosestándares de líneas de transmisión con sus respectivas celdas de

18 Artículo 158º. El período de construcción a considerarse, para la fijación del Valor Nuevo deReemplazo, será determinado teniendo en cuenta la magnitud de la obra y las condiciones geográficasen que ésta se desarrolla.

19 Build Own Operate and Transfer



conexión, diseñados para operar en las mismas condicionesgeográficas y altitudes sobre las cuales están instalados los bienesfísicos existentes. Estos módulos están conformados por elementosdiseñados con tecnología actual y costeados a partir de preciospromedios de mercado.

Para la aplicación de los módulos estándares, se han considerado dostramos de línea: uno de longitud 33,54 km ubicado en sierra a unaaltura entre 3500 y 4500 msnm y otro de 52,67 km ubicado en selvaalta. En ambos casos, se han utilizado líneas de transporte conestructuras metálicas y conductores de tipo AASC. En el caso de lassubestaciones de Huánuco y Paragsha II, se han utilizado módulos deceldas y equipos complementarios para una disposición de simplebarra. En el siguiente cuadro se muestra un resumen del VNRcalculado para la línea Paragsha II – Huánuco.

Cuadro No. 4.1

4.2.1.2 Eteselva, Electroperú (Transmisión) y Egemsa (Transmisión)Como en la mayoría de los casos, en la regulación de tarifas de mayode 2001, se revisó el VNR de las instalaciones de transporte ytransformación de propiedad de Eteselva, Electroperú (transmisión) yEtesur (transmisión), que para entonces fueron incorporadas al SPT.Por lo tanto, en la fijación de mayo de 2005 corresponderá efectuar laactualización respectiva.

4.2.1.3 TransmantaroDe acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT de Transmantarocon el Gobierno del Perú, el VNR de sus instalaciones será ajustadopor el regulador en cada período de revisión de los sistemas detransmisión; es decir, cada cuatro años tal como lo establece el Artículo77° de la Ley.



4.2.1.4 RedesurDe acuerdo con lo establecido en la cláusula 5.2.5 20 y en concordanciacon la cláusula 1421 del Contrato BOOT de Redesur con el GobiernoPeruano, el VNR de sus instalaciones de transmisión ha sido ajustadoutilizando el índice de precios denominado “Finished Goods Less Foodand Energy”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of LaborStatistics del US Department of Labor. En este sentido, el VNR basede las etapas I (set 2000)22 y II (feb 2001)23; han sido ajustados amarzo de 2002. Los índices, así como los valores ajustados obtenidosse muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro No. 4.1

4.2.2 Centros de ControlEn la mayoría de las empresas citadas anteriormente, el VNR de suscentros de control está incorporado en el VNR determinado para laempresa; sin embargo, en el caso de las empresas Etecen y Etesur seha requerido determinar en forma explícita la proporción quecorresponde reconocer para la función SPT de estos centros decontrol. A continuación se explica el procedimiento seguido.

Una parte de los costos del sistema de transmisión corresponde alcosto del Centro de Control requerido para la supervisión en tiemporeal de la operación del sistema. El Centro de Control se refiere tanto a

20 Cláusula 5.2.5.1 (i) (a).- La tarifa comprenderá la anualidad de la inversión que será calculadaaplicando el VNR determinado por el organismo regulador el que será siempre igual al Monto de laInversión del Adjudicatario, ajustado en cada período de revisión por la variación del Finished GoodsLess Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el departamento de Trabajo de losEstados Unidos de América.

21 Cláusula 14 (i).- Conforme al sistema legal de Tarifas vigente en el Perú, cuyo órgano regulador es laComisión de Tarifas Eléctricas, la Sociedad Concesionaria tiene derecho a cobrar al conjunto deconcesionarios de generación que entregan electricidad al Sistema Principal de Transmisión, las sumasnecesarias para cubrir el valor efectivo de su Costo Total de Transmisión, reajustado anualmente segúncontempla la cláusula 5.2.5.1.(i) de este contrato.

22 Corresponde a la L.T 220 kV Montalvo – Socabaya.23 Corresponde a las L.T. 220 kV Montalvo – Tacna y Montalvo – Puno.



la Estación Maestra de Control (EMC), a las Unidades TerminalesRemotas (UTR) ubicadas en cada una de las subestacionescontroladas, así como al Sistema de Telecomunicaciones (STEL)necesario para interconectar la EMC con las UTR.

Para fines de la regulación de tarifas se considera que el Centro deControl tiene las siguientes funciones:

• Supervisión y Control del Sistema Principal de Transmisión(SCSPT)

• Supervisión y Control del Sistema Secundario de Transmisión(SCSST)

• Coordinación de la Operación en Tiempo Real del Sistema deGeneración – Transporte (CCOS)

En el caso del Centro de Control de Etecen, éste prestaba serviciostanto al Sistema Principal como al Sistema Secundario de Transmisión(SST), además de desempeñar la función de Coordinador de laOperación en Tiempo Real. Sin embargo, con fecha 17 de setiembrede 2001, Etecen transfirió la función de Coordinador al COES-SINACde acuerdo a lo dispuesto en el Decreto Supremo N° 039-2001-EM(modificación del Artículo 92° del Reglamento de la LCE24).

En el caso del Centro de Control de Etesur, adicionalmente a laprestación de servicios al Sistema Principal y Secundario deTransmisión, éste continúa desempeñándose como Coordinador

24 Artículo 92º.- La operación en tiempo real de las unidades generadoras, de los sistemas detransmisión, de distribución y de los clientes libres de un sistema interconectado, será efectuadadirectamente por sus titulares, bajo su propia responsabilidad. Para los alcances del presente artículo,en los sistemas interconectados donde exista un COES, dicha operación se hará ciñéndose a losprogramas establecidos por la Dirección de Operaciones, siendo de cumplimiento obligatorio para todoslos integrantes del Sistema. Entiéndase por Integrante del Sistema a las entidades que conforman unCOES, a los distribuidores, a los clientes libres y a los generadores no integrantes de un COES.

La coordinación de la operación en tiempo real del Sistema será efectuada por el COES, enrepresentación de los integrantes del Sistema, en calidad de “Coordinador de la Operación en TiempoReal del Sistema”, al que se le denominará “Coordinador”, para lo cual contará con el equipamientonecesario para el cumplimiento de sus funciones.

El Coordinador, en resguardo de la calidad y seguridad del sistema eléctrico supervisará y controlará elsuministro de electricidad. Los integrantes del Sistema sólo podrán apartarse de la programación a quese refiere el Artículo 93° del Reglamento, por salidas intempestivas del servicio debidas a fuerza mayoro caso fortuito, o variaciones significativas de la oferta y/o demanda respecto a la programación diaria.En este caso la operación del Sistema también será efectuada por el Coordinador, de acuerdo con loque señale el Estatuto y los procedimientos técnicos del COES, así como las normas que la Direcciónestablezca para la coordinación de la operación en tiempo real.

Para el cumplimiento de estas funciones los integrantes del Sistema deberán proporcionar alCoordinador la información en tiempo real requerida por éste.

El Coordinador cumplirá sus funciones considerando lo dispuesto por la Ley de Concesiones Eléctricasy su Reglamento, las normas que la Dirección establezca y los procedimientos técnicos del COES. Encaso que alguna situación operativa no esté normada, dispondrá acciones que a su juicio y criteriotécnico operativo considere adecuadas, en base a la información que los integrantes del Sistema leproporcionen, siendo estas disposiciones supervisadas por el OSINERG, las mismas que seránpublicadas en la página Web del COES conforme a lo dispuesto en el inciso m) del Artículo 91 delReglamento.

El OSINERG determinará el costo eficiente que se reconocerá al Coordinador por la coordinación de laoperación, teniendo en cuenta las necesidades tecnológicas de control y comunicaciones para laoptimización de la operación del Sistema.



Regional de la Operación en Tiempo Real, según un acuerdo quemantiene con el COES-SINAC.

En este sentido, corresponde en la presente regulación tarifaria larevisión de los costos del centro de control que corresponden asignaral SPT.

Como resultado de la revisión de la información suministrada por lasempresas, se han establecido los valores para la realización de lasfunciones inherentes al centro de control. Para el caso de Etecen, loscostos de la Estación Maestra del Centro de Control, EstacionesTerminales Remotas y el Sistema de Telecomunicaciones han sidorepartidos entre las funciones SCSPT y SCSST en proporción alnúmero de puntos de medición, alarma, control y estado de lasinstalaciones de transmisión.

Para el caso de Etesur, el costo de la Estación Maestra del Centro deControl, ha sido distribuido entre las funciones SCSPT, SCSST yCCOS. Los costos de las Estaciones Terminales Remotas y el Sistemade Telecomunicaciones han sido repartidos entre las funciones SCSPTy SCSST en proporción al número de puntos de medición, alarma,control y estado de las instalaciones de transmisión. En los siguientescuadros se muestran los costos de inversión reconocidos para loscentros de control de Etecen y Etesur, así como el VNR que esasignable al SPT en cada uno de los casos.

Cuadro No. 4.1



Cuadro No. 4.2

Los valores del VNR correspondientes a la presente regulación semuestran en el Cuadro No. 4.6.



Cuadro No. 4.3

4.3 Costos de Operación y Mantenimiento delSistema Principal de Transmisión (COyM)Se ha revisado la información suministrada por el COES-SINAC sobreel Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal deTransmisión y se ha corregido, en lo pertinente, según los criterios demantener la esencia de la operación y mantenimiento y no poner enriesgo los equipos.



Es importante destacar que el COyM no se determina para unainstalación en particular sino para toda la empresa ya que existenprocesos y/o actividades de operación y gestión que están asociadas atodo el conjunto de instalaciones de la misma.

4.3.1 Instalaciones de Transmisión y TransformaciónA continuación se presenta una discusión sobre las particularidadesmás importantes, sobre el COyM, de cada una de las empresas detransmisión eléctrica.

4.3.1.1 Etecen y EtesurEl costo de operación y mantenimiento de Etecen ha sido determinadocomo un costo eficiente esperado de mediano plazo. La informaciónsuministrada por el COES-SINAC corresponde, en gran parte, a lainformación que fuera presentada en la fijación tarifaria de mayo 2001,la misma que fue evaluada y observada por el OSINERG en aquellaoportunidad.

Con relación a los cambios propuestos en el COyM de esta empresade transmisión, el sustento presentado por el COES-SINAC paramodificar los costos de operación y de gestión obedecen a recientesvariaciones en el número de personal que operan las subestaciones yal cambio estructural en la organización de la empresa transmisora. Alrespecto, los montos fijados por OSINERG han sido determinadossobre la base de una empresa estándar con un número fijo de personaly una organización definida, de manera tal, que no se ve afectada porlas referidas variaciones.

Con relación al COyM de las instalaciones del Sistema Principal deEtesur, la información de sustento presentada por el COES-SINAC hasido muy agregada y no ha permitido evaluar en detalle las actividadesy procesos adoptados en la operación y mantenimiento, ni tampoco hasido posible cuantificar sus costos individuales. En tal sentido, losmontos fijados por el OSINERG, que con ocasión de la regulacióntarifaria de mayo 2001, han sido determinados sobre la base de unaempresa estándar, se mantendrán vigentes en la presente regulación.

4.3.1.2 EteselvaLa información proporcionada sobre el COyM del SPT perteneciente aEteselva es, esencialmente, la misma que fuera presentada por elCOES-SINAC con ocasión de la fijación tarifaria de mayo 2001, con laúnica diferencia que el rubro del costo de los seguros de infraestructuraha sido incrementado.

El siguiente cuadro muestra un resumen de las propuestas efectuadaspor el COES-SINAC en las fijaciones tarifarias de mayo de 2001 y2002. Tal como se observa en dicho cuadro, el rubro de seguros ha



sufrido un incremento del orden de 60,7%, equivalente a US$ 120 723(ciento veinte mil setecientos veinte tres Dólares Americanos) por año.

Cuadro No. 4.1

El grueso del sustento de la propuesta del COES-SINAC ha sidoanalizado con profundidad en su oportunidad por el OSINERG y, sobrela base de este análisis, se han fijado en el año 2001 los montos quedeben ser asignados al SPT.

Con relación al incremento propuesto en el rubro de seguros, Eteselvaha ampliado la información proporcionada por el COES-SINACmediante la presentación de la copia del contrato de pólizas de segurode infraestructura y facturas de pago por dicho concepto. Así mismo,se ha constatado que los montos de seguro se han incrementado en elmercado, por lo tanto, corresponde actualizar los valores fijadosanteriormente. En este sentido el monto anual del COyM quecorresponde pagar por el SPT de esta empresa asciende aUS$ 788 861 (Setecientos Ochenta y Ocho Mil Ochocientos Sesenta yUno Dólares Americanos).

4.3.1.3 Transmantaro y RedesurEl costo de operación y mantenimiento de estas empresas fuedeterminado en el segundo semestre del año 2000, poco antes de laentrada en operación comercial de las respectivas instalaciones.Dichos costos fueron determinados como un costo eficiente esperadode mediano plazo y que incluye actividades de mantenimiento que sonrealizadas con periodicidad de varios años y, sólo serán revisados unavez que se disponga de información confiable de la experiencia de laoperación de estas empresas.

Por este motivo, se ha aceptado la propuesta del COES-SINAC, lamisma que no modifica los valores aprobados en las regulacionesanteriores.

4.3.1.4 Electroperú (Transmisión) y Egemsa (Transmisión)En la regulación tarifaria de mayo 2001 se asumió, en el caso deElectroperú, que el porcentaje del Costo de Operación yMantenimiento, de sus instalaciones que forman parte del SPT, con



respecto de su VNR, es del mismo orden que el porcentaje de COyMde Etecen.

De igual forma, para el caso de Egemsa, se asumió que el porcentajedel COyM era del mismo orden que el porcentaje del COyM de Etesur.

En esta oportunidad al haberse modificado el COyM de Etecen yEtesur, y en consecuencia sus porcentajes con respecto al VNR,corresponde modificar los montos de las empresas Electroperú yEgemsa.

Se debe señalar que el COES-SINAC no ha presentado un estudio oun análisis para determinar los costos estándares de operación ymantenimiento de estas instalaciones. Debido a la aproximaciónmencionada, los montos de COyM de estas empresas son de carácterprovisional, y serán modificados, en la oportunidad que corresponda,una vez que el OSINERG haya completado los estudios encargadospara este fin.

4.3.2 Centros de ControlEn la mayoría de las empresas citadas anteriormente, el COyMcorrespondientes a sus centros de control ha sido incorporado en elmonto anual del COyM de la empresa.

En el caso de Etecen y Etesur, se ha requerido determinar en formaexplícita la proporción que corresponde reconocer para la función SPTde estos centros de control. La asignación de los costos de operación ymantenimiento de las instalaciones de la EMC, que corresponde a lafunción de supervisión y control del Sistema Principal de Transmisión,ha sido efectuada de manera similar a la asignación del VNR.

En el caso de la asignación de los costos de operación ymantenimiento de las UTR y del STEL, se han aplicado los porcentajesrespectivos que resultan del análisis de los costos de inversión y de loscostos de operación y mantenimiento de la EMC.

En el Cuadro N° 4.8 se resumen los costos de operación ymantenimiento de las instalaciones de transmisión que pertenecen alSPT.



Cuadro No. 4.1

4.4 Factores de PérdidasLos factores de pérdidas utilizados para expandir los precios depotencia y energía a partir de las barras de referencia se han calculadoconsiderando el despacho económico del sistema. En este sentido, enel caso de los factores de pérdidas marginales de energía se hautilizado el modelo Perseo que permite una ponderación apropiada delos factores de pérdidas determinados para las diferentes situacioneshidrológicas, para los diferentes meses y para los diferentes niveles decarga en el sistema.

Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se ha empleado eldespacho en la hora de máxima demanda del sistema utilizando unflujo de carga AC; sin embargo, debe tenerse en cuenta que para estecaso el despacho de las unidades debe considerar apropiadamente laseguridad del sistema. Los resultados de los factores de pérdidas sepresentan en el Cuadro No. 4.9.



Cuadro No. 4.1



4.5 Ingreso TarifarioLos Ingresos Tarifarios (IT) de energía de las líneas de transmisión ysubestaciones de transformación que forman parte del SistemaPrincipal de Transmisión han sido determinados con el modelo Perseo.En el Cuadro No. 4.10 se presentan los ingresos tarifarios totales, esdecir, los correspondientes a la energía más los de potencia.

Cuadro No. 4.1

4.6 Peaje por Conexión al Sistema Principal deTransmisiónEl Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión se calculacomo sigue:

Peaje aVNR COyM IT= + −



Donde:

aVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo en el SPT

COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual

IT = Ingreso Tarifario

4.6.1 Liquidación de contratos BOOTPara el caso de las instalaciones pertenecientes a TransMantaro y/oRedesur es necesario tomar en cuenta la siguiente expresión para ladeterminación del Peaje por Conexión:

ITCOyMLaVNRPeaje A −++= )(

El nuevo término que aparece en la expresión anterior (LA)corresponde a la liquidación anual que es necesario determinar encumplimiento de lo dispuesto por las Resoluciones N° 020-2000P/CTE, N° 003-2001 P/CTE y N° 006-2001 P/CTE. Por conveniencia,el monto de la liquidación se muestra junto con la anualidad del ValorNuevo de Reemplazo correspondiente. A continuación se detallan loscálculos efectuados para determinar la liquidación:

4.6.1.1 Liquidación de TransMantaroPara la liquidación correspondiente al período marzo 2001 a febrero2002, se aplica la Resolución N° 006-2001 P/CTE. La fecha de iniciode la operación comercial de la línea de transmisión Mantaro-Socabayafue el 14 de octubre del año 2000; por lo tanto, el período a liquidarcorresponde entre el 01 de marzo del año 2001 al 28 de febrero delaño 2002 y el monto a liquidar resulta US$ 117 837,25 de acuerdo conel detalle que se muestra en el Cuadro N° 4.11.

Cuadro No. 4.1



Para la liquidación antes mencionada se ha actualizado el VNR inicialal mes de marzo de 2001 con el índice de precios denominado“Finished Goods Less Food and Energy”, Serie WPSSOP3500,publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department ofLabor, posteriormente se calcula la anualidad del VNR (aVNR) la cualestá referida al mes de marzo de 2002. El Costo de Operación yMantenimiento (COyM) mantiene su valor en dólares.

4.6.1.2 Liquidación Anual de RedesurEl Contrato BOOT de Redesur consta de dos etapas. La primera seinicia con la puesta en operación comercial de la línea de transmisiónSocabaya-Montalvo a partir del 22 de octubre del año 2000 y lasegunda etapa se inicia con la puesta en operación comercial de laslíneas de transmisión Moquegua-Tacna y Moquegua-Puno a partir delal 14 de marzo del año 2001. De acuerdo con lo establecido en elContrato BOOT la puesta en operación comercial se inicia en la fechaen que se emite el “Acta de Pruebas”.

Para la liquidación de marzo 2001 a febrero 2002, se tienen tresperiodos:

• Período 1: 01 Marzo 2001 – 14 Marzo 2001 08 a.m.

• Período 2: 14 Marzo 2001 08 a.m. – 30 abril 2001

• Período 3: 1 de mayo 2001 – 28 de febrero 2002

Para el primer período se aplica la Resolución N° 020-2000 P/CTE ypara el segundo período la Resolución N° 003-2001 P/CTE queestablece el Ingreso Tarifario y el Peaje por Conexión que debepercibir Redesur en el período 2001 – 2002.

Para el tercer período se aplica la Resolución N° 006-2001 P/CTE y seconsidera el VNR del SPT en dos etapas: en octubre de 2000 (25% delVNR total) y marzo de 2001 (100% VNR del SPT).

La suma de los montos de los períodos 1, 2 y 3 se compara con losmontos facturados por REDESUR según los cálculos de transferenciasefectuadas por el COES-SINAC, dando como resultado una liquidaciónde US$ -170 614,66 de acuerdo con el detalle que se muestra en elCuadro 4.12.



Cuadro No. 4.1

Para la liquidación antes mencionada se ha actualizado los VNR de lasetapas en mención al mes de marzo de 2001 con el índice de preciosdenominado “Finished Goods Less Food and Energy”, SerieWPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del USDepartment of Labor, posteriormente se calcula la anualidad del VNR(aVNR) el cual esta referida al mes de marzo de 2002. El Costo deOperación y Mantenimiento (COyM) mantiene su valor en dólares.

4.6.2 Determinación del Peaje por ConexiónEl Peaje por Conexión Unitario se calcula dividiendo el Peaje porConexión entre la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregadaa los clientes. Para el presente caso se ha considerado una MáximaDemanda anual esperada igual a 2689,75 MW.

Con el VNR reconocido para el sistema de transmisión y los costos deoperación y mantenimiento señalados anteriormente, el Peaje porConexión al sistema principal de transmisión resulta: 22,670 US$/kW-año.

Los Cuadros No. 4.13 y No. 4.14 muestran el resultado del cálculo delPeaje por Conexión y del Peaje por Conexión Unitario para el periodoque va desde mayo 2002 hasta abril 2003.



Cuadro No. 4.1

Cuadro No. 4.2

Debe señalarse que el Peaje por Conexión fijado en esta oportunidadno incluye todavía el cargo por la línea de transmisión Pachachaca -Oroya – Carhuamayo – Paragsha – derivación Antamina, por cuantoesta línea está prevista para entrar en servicio recién en el segundosemestre de 2002, y como se señaló previamente, el cargocorrespondiente será fijado mediante resolución expresa.



5. Tarifas en Barra enSubestaciones Base

La barra de referencia para la aplicación del Precio Básico de laEnergía es la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa yChavarría a 220 kV). Lima representa alrededor del 50% de lademanda del SEIN y es un punto al cual convergen los sistemassecundarios de los principales centros de generación. Para el PrecioBásico de la Potencia se considera como referencia la ciudad de Limaen 220 kV, por ser ésta la ubicación más conveniente para instalarcapacidad adicional de potencia de punta en el SEIN. De acuerdo alúltimo análisis realizado por el OSINERG y por el COES-SINAC, secoincide en señalar que el lugar más conveniente para instalarcapacidad adicional de punta es la ciudad de Lima.

5.1 Tarifas TeóricasLas tarifas teóricas de potencia y energía en cada Subestación Basefueron obtenidas expandiendo los precios básicos con los respectivosfactores de pérdidas y se muestran en el Cuadro No. 5.1 . En el mismocuadro se presentan los correspondientes cargos por transmisión25.

25 Sólo para fines de comparación, en el c uadro siguiente se muestran los peajes secundarios aprobadosmediante la Resolución N° 006-2001P/CTE, debidamente actualizados.



Cuadro No. 5.1



Los precios del cuadro anterior, antes de tomarse como Precios enBarra, deben compararse con el precio promedio ponderado delmercado libre, como se indica a continuación. Este precio promedioponderado se obtiene aplicando a los clientes libres los precios de lafacturación del último semestre.

5.2 Comparación de los Precios Teóricos con elPrecio Promedio Ponderado de los ClientesLibresA fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley deConcesiones Eléctricas26 y Artículo 129º de su Reglamento 27 se hancomparado los precios teóricos con el precio promedio ponderado delmercado libre.

El Cuadro No. 5.2 muestra el resultado de la comparación entre preciosteóricos y libres.

Para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, el precio librepromedio resulta 11,840 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado losprecios teóricos calculados en el numeral 2.3.1, el precio ponderadoresultante es 12,042 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambosprecios resulta 1,0171. Esta relación muestra que los precios teóricosno difieren en más del 10% de los precios libres vigentes, razón por lacual los precios teóricos de la energía son aceptados como Tarifas enBarra definitivas.

Cuadro No. 5.1

5.3 Tarifas en BarraDado que el precio teórico queda dentro del rango del 10% del preciolibre, los valores resultantes no se ajustaron. En el Cuadro No. 5.3 semuestran los precios, en moneda extranjera, aplicables para lapresente fijación de Tarifas en Barra.



El Cuadro N° 5.4 contiene los precios del Cuadro N° 5.3 , expresadosen Nuevos Soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de marzode 2002: 3,446 S/./US$28.

28 Sólo para fines de comparación, en los cuadros siguientes se muestran los peajes secundariosaprobados mediante la Resolución N° 006-2001P/CTE, debidamente actualizados.



Cuadro No. 5.1



Cuadro No. 5.2



6. Actualización de Precios

Para la actualización de los precios deberán utilizarse básicamente lasmismas fórmulas empleadas para las anteriores regulaciones tarifariasde precios en barra. No obstante, para la presente regulación se havisto la necesidad de incorporar una modificación en la especificacióncorrespondiente a las tasas arancelarias que se utilizan en las fórmulasde actualización.

En lo que sigue de esta sección se presentan los factores querepresentan la elasticidad de los precios de la electricidad a lavariación de los insumos empleados para su formación, así como laindicación de los cambios que se deben incorporar en la especificaciónde las partidas arancelarias para la aplicación de las fórmulas deactualización.

6.1 Actualización del Precio de la EnergíaPara determinar la incidencia de cada uno de los factores quecomponen el precio total de la energía del SEIN se debe evaluar elincremento producido en el precio total de la energía ante unincremento de un factor a la vez. La incidencia del tipo de cambio sedetermina como 100% menos la suma de las incidencias del resto defactores.

Para la presente regulación se debe excluir, de la fórmula deactualización, las variaciones relativas a la modificación de las tasasarancelarias porque las mismas no tienen relación con la variación delPrecio Básico de la Energía. El precio de la energía es consecuenciade los costos marginales en el sistema y ellos no tienen relación directacon la variación de los aranceles de ninguna partida específica.



A continuación se presentan los factores de reajuste a utilizar para laactualización del precio de la energía.

Cuadro No. 6.1

6.2 Actualización del Precio de la PotenciaEn el caso del SEIN el tipo de cambio (M.E.) tiene una participación de78,9% del costo total de la potencia de punta, mientras que el Índice dePrecios al por Mayor (M.N.) tiene el restante 21,1%, como sedesprende del siguiente cuadro:

Cuadro No. 6.1

Para calcular el Factor por variación de la Tasa Arancelaria (enadelante “FTA PBP”) que se emplea en la determinación del Factor deActualización del Precio de la Potencia de Punta (FAPPM) se debeusar la siguiente relación:

FTAPBP = (1,0 + TA PBP) / ( 1,0 + TAPBPo)



Donde, la tasa arancelaria TA PBP para la importación del equipoelectromecánico de generación que se utiliza en la fórmulacorresponde a:

TAPBP = TATURBOGENERADOR

TATURBOGENERADOR = Es la tasa arancelaria de la subpartidaarancelaria 8411.82.00.00 (Turbinas a gas depotencia superior a 5000 kW).

6.3 Actualización del Peaje por ConexiónEn este caso, no se modificarán las fórmulas ni sus coeficientes deelasticidad. Los factores correspondientes a las variaciones del tipo decambio y las variaciones en el índice de precios al por mayorcontinuarán siendo 0,52 y 0,48, respectivamente. Sin embargo, esnecesario precisar que se ha retirado de la fórmula de actualización elfactor correspondiente a las variaciones de la tasa arancelaria debido aque su utilización daría lugar indirectamente a la modificación del ValorNuevo de Reemplazo de las instalaciones, valor que no deberíacambiar sino cada cuatro años de acuerdo con el mandato del Artículo77° de la LCE29.

29 Artículo 77º.- Cada cuatro años, la Comisión de Tarifas de Energía procederá a actualizar el ValorNuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, con la información presentadapor los concesionarios.

En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas de Energía incorporará o deducirá surespectivo Valor Nuevo de Reemplazo.



7. Sistemas Aislados

Con la excepción de la creación de un nuevo sistema aislado típicopara la zona de selva con consumo de Diesel N° 2, en el resto de lossistemas aislados abastecidos por centrales no pertenecientes alSistema Eléctrico Interconectado Nacional, se ha efectuadoúnicamente la actualización de las tarifas empleando las fórmulas deindexación de precios establecidas en los estudios realizadosanteriormente.

La metodología empleada en dichos estudios no requiere la revisiónfrecuente de los mismos por cuanto la fórmula de actualizaciónestablecida para los precios de los sistemas aislados recoge demanera adecuada las variaciones que se pudieran producir, de un añoal otro, en los parámetros que determinan la tarifa.

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

Para cada sistema se utiliza el tipo de unidad generadora típica delmismo. Los costos de inversión incluyen la anualidad de la inversión dela unidad de generación, las obras civiles de la central y la subestacióneléctrica de salida de la central. Los costos de operación consideradosincluyen los costos fijos de personal más los costos variablescombustible y no combustible.



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

7.1 Nuevo Sistema Aislado Típico I.- Generacióna base de Centrales Termoeléctricas Diesel enzona de SelvaEl requerimiento para la creación de un nuevo sistema típico sefundamenta en la revisión de los pequeños sistemas termoeléctricoslocalizados en zona de selva para los cuales se ha determinado quelos costos operativos de las empresas concesionarias a cargo superanampliamente la facturación sin contar los costos de gestión yadministración.

Esta nueva tarifa se aplicará a los Sistemas Aislados con generacióntermoeléctrica Diesel (combustible Diesel N° 2) con predominio depotencia efectiva Diesel mayor al 50%, pertenecientes a las empresasElectro-Ucayali o Electro-Oriente, no precisados en los SistemasTípicos C, E, F, G y H.

Entre los sistemas que tendrían esta nueva tarifa se tiene a Aguaytía(Electro Ucayali), Caballococha, Contamana, Indiana, Nauta, Pevas,Requena, Tamshiyacu y Yurimaguas (Electro Oriente), los cualesactualmente están clasificados dentro de los sistemas Típicos A.

En la determinación de la tarifa para el sistema aislado Típico I se hanconsiderado los costos de inversión para instalaciones en selva asícomo los costos del combustible. Los parámetros utilizados para estesistema típico fueron los siguientes:

Central Termoeléctrica y Subtransmisión 323,2 US$/kW

Vida útil de la central termoeléctrica 20 Años

Personal de operación y gestión 35,1 US$/kW-año

Factor de Carga 45%

Margen de Reserva 20%

La tarifa resultante para este caso es:

Precio de Potencia 19,62 S/./kW-mes

Precio de Energía 32,92 ctm. S/./kW.h

Los factores de actualización para la potencia y energía se hanunificado en un solo conjunto que representa la actualización del costomedio de producción. Para el presente caso los factores resultantesson:



CONCEPTO FACTOR

Moneda Extranjera 0,098

Moneda Nacional 0,244

Combustible 0,658



8. Referencias

A continuación se presenta una lista de los documentos técnicos,comprendidos en este proceso, en los que se puede encontrar unmayor detalle para el interesado:

• Estudio Técnico Económico de determinación de Precios dePotencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo2002 (COES-SINAC).

• Informe GART/RGT N° 014-2002 - “Observaciones al InformeTécnico - Económico presentado por el COES-SINAC para laRegulación de Mayo 2002”.

• Absolución de Observaciones al Informe Técnico-Económicopresentado por el COES-SINAC para la Regulación de Mayo 2002(COES-SINAC)

• Informe GART/RGT N° 019-2002 - “Estudio para la fijación deTarifas en Barra (Período mayo - octubre 2002)”.

• Recursos de Reconsideración interpuestos contra la ResoluciónOSINERG N° 0940-2002-OS/CD por el COES-SINAC y por lasempresas Redesur, Transmantaro, Eteselva, Etecen y Egenor.

• Resolución OSINERG N° 1316-2002-OS/CD que resuelve elRecurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa RedEléctrica del Sur S.A. – REDESUR contra la Resolución OSINERG0940-2002-OS/CD

• Resolución OSINERG N° 1317-2002-OS/CD que resuelve elRecurso de Reconsideración interpuesto por el ConsorcioTransmantaro S.A. contra la Resolución OSINERG 0940-2002-OS/CD.



• Resolución OSINERG N° 1318-2002-OS/CD que resuelve elRecurso de Reconsideración interpuesto por la EmpresaETESELVA contra la Resolución OSINERG 0940-2002-OS/CD.

• Resolución OSINERG N° 1319-2002-OS/CD que resuelve elRecurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa deTransmisión Eléctrica Centro norte S.A. – ETECEN contra laResolución OSINERG 0940-2002-OS/CD.

• Resolución OSINERG N° 1320-2002-OS/CD que resuelve elRecurso de Reconsideración interpuesto por el COES-SINACcontra la Resolución OSINERG 0940-2002-OS/CD.

• Resolución OSINERG N° 1321-2002-OS/CD que resuelve elRecurso de Reconsideración interpuesto por la Empresa DukeEnergy International Egenor S.A. contra la Resolución OSINERG0940-2002-OS/CD.

• Resolución OSINERG N° 1322-2002-OS/CD que modifica laResolución 0940-2002-OS/CD que estableció las Tarifas en Barrapara el período mayo – octubre 2002.

Cabe señalar que todos estos documentos se encuentran publicadosen la página WEB del OSINERG: www.cte.org.pe, dentro del rubro“Proceso de Fijación de Tarifas en Barra Periodo Mayo-Octubre 2002”.

proceso de regulación tarifas en barra -...

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