Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de ... · Dentro del plazo de presentación de...

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe N° 063-2013-GART

Estudio Tarifario para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de

Transmisión del Área de Demanda 3 Regulación para el período 2013-2017

(Prepublicación)

Lima, febrero 2013

OSINERGMIN Informe N° 063-2013-GART

Estudio Tarifario para los SST y SCT del Área de Demanda 3 Periodo 2013-2017 (prepublicación) Página i

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (en adelante “GART”) del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”) para la Fijación de Peajes y Compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) comprendidos en el Área de Demanda 31, para el período de vigencia mayo 2013 - abril 2017, habiéndose considerado para el efecto los estudios técnico – económicos presentados por las empresas concesionarias, el resultado del análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a los mismos, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

En el Área de Demanda 3 se encuentran instalaciones de transmisión pertenecientes a las empresas concesionarias: Electro Norte Medio S.A. (en adelante “HIDRANDINA”), Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), Consorcio Energético de Huancavelica S.A. (en adelante “CONENHUA”), Proyecto Especial Chavimochic (en adelante “CHAVIMOCHIC”) y Etenorte S.R.L. (en adelante “ETENORTE”), en adelante y en conjunto llamadas “TITULARES”.

La Fijación de Peajes y Compensaciones del SST y SCT para el período 2013-2017, se viene desarrollando según lo establecido en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada mediante Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, cuyo Texto Único Ordenado (TUO) aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD se modificó con Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD2, donde en su Anexo B2 se señala específicamente las etapas a seguirse para la fijación de

1 Área de Demanda 3: Abarca los departamentos de La Libertad, Ancash y parte de Cajamarca.

Las Áreas de Demanda fueron establecidas mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD y modificadas por las Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.

2 Aplicable para el presente proceso, en mérito a la Disposición Complementaria Transitoria de la Norma “Procedimiento para Fijación de Precios Regulados”, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 080-2012-OS/CD.


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Peajes y Compensaciones para los SST y SCT (en adelante “PROCEDIMIENTO”).

Dentro del plazo de presentación de propuestas, establecido en el PROCEDIMIENTO, el 5 de noviembre de 2012, las empresas TITULARES indicadas, con excepción de CHAVIMOCHIC, presentaron por separado su estudio técnico-económico (en adelante “ESTUDIO”) que sustenta la propuesta tarifaria para sus SST y/o SCT comprendidos dentro del Área de Demanda 3.

Hasta la fecha se han llevado a cabo las etapas de: Audiencia Pública para que los TITULARES expongan sus propuestas tarifarias, observaciones a los ESTUDIOS y la presentación de las respuestas a las mismas.

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por los TITULARES en las etapas anteriores, incluyendo en esta evaluación la información complementaria presentada como sustento de las respuestas a las observaciones a los ESTUDIOS.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente dichas observaciones o la información presentada como parte de la subsanación no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a determinar las Tarifas correspondientes con base en lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por OSINERGMIN para tal fin.

De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a las propuestas presentadas por los TITULARES del Área de Demanda 3:

♦ La demanda utilizada para el cálculo de Peajes es la validada por OSINERGMIN en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, afectada por los correspondientes factores de pérdidas de distribución, por Área de Demanda.

♦ La actualización del CMA de los SST se realiza según las fórmulas de actualización establecidas en la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD (modificada y complementada con la Resolución OSINERGMIN N° 279-2009-OS/CD) y descontando las Bajas dadas en el período comprendido del 24 de julio 2006 al 31 de diciembre de 2012.

♦ La actualización del CMA de los SCT se realiza según la estructura de costos de cada Elemento de transmisión puesto en servicio en el período comprendido entre el 24 de julio 2006 y el 31 de diciembre 2012, y se establecen las fórmulas de actualización aplicables.

♦ El Ingreso Tarifario de las instalaciones MAT y/o MAT/MAT para las cuales corresponde este cálculo y los Factores de Pérdidas Medias se determinan mediante un cálculo de flujos de potencia empleando la demanda actualizada correspondiente y según los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS.


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♦ Para el caso del sistema Trujillo Norte – Cajamarca Norte – Pajuela de CONENHUA, tipo SSTL3, según lo establecido en la normativa vigente, se ha considerado que terceros participaran del pago conjuntamente con la Compañía Minera Yanacocha.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, los Peajes por los SST y SCT, ha ser pagados por todos los usuarios del Área de Demanda 3, son los que se muestran en el siguiente cuadro:

PEAJES POR NIVEL DE TENSIÓN ÁREA DE DEMANDA 3 Para el periodo 2013-2017

(Ctm. S/./kWh)

Titular Acumulado en

MAT Acumulado en

AT Acumulado en

MT

CHAVIMOCHIC - 0,0025 0,0051

CONENHUA - 0,0025 0,0025

ETENORTE 0,0061 0,0230 0,0303

HIDRANDINA 0,0770 0,3716 0,6772

REP 0,0027 0,1951 0,1960

TOTAL ÁREA 0,0859 0,5947 0,9111

El Peaje total indicado en el cuadro anterior debe aplicarse a la energía vendida a todos los clientes regulados y libres comprendidos en el Área de Demanda 3, acumulados al nivel de tensión correspondiente a su punto de conexión al SEIN (Punto de Suministro4), debiendo el monto resultante transferirse a cada uno de los TITULARES que la conforman en proporción a los peajes parciales fijados para cada uno de ellos.

Asimismo, los factores de pérdidas medias de potencia y energía, que deben ser aplicados para reflejar los precios de potencia y energía fijados en las Barras de Referencia de Generación del SEIN a las demás barras de los SST y SCT comprendidos en el Área de Demanda 3, son:

Factores de Pérdidas Medias para el Área de Demanda 3 Para el periodo 2013 - 2017

Factor MAT MAT/AT AT AT/MT

Factor de pérdidas medias de energía (FPMdE) 1,0033 1,0000 1,0115 1,0054

Factor de pérdidas medias de potencia (FPMdP) 1,0041 1,0031 1,0108 1,0027

En cuanto al SSTL Trujillo Norte – Cajamarca Norte - Pajuela, de CONENHUA, el Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE) y Factores de Pérdidas Medias, son los siguientes:

4 Definición según D.S. N° 022-2009-EM


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Subestación Base

Instalaciones Secundarias del CPSEE

Cargo CPSEE

Ctm. S/./kW.h

Responsabilidad de Pago

Trujillo Norte LT 220 kV Trujillo Norte – Cajamarca

Norte 0,6049

Clientes Libres Yanacocha, Gold Mill y

Gold Fields

Cajamarca Norte

Transformador 220/60/10 kV en SET Cajamarca Norte

0,0025 Área de Demanda 3 (*) 0,1489 Yanacocha

LT 60 kV Cajamarca Norte - Pajuela 0,0814 Yanacocha (*) Agregado al Peaje del Área de Demanda 3




Los valores mostrados en los cuadros anteriores han sido determinados con un Tipo de Cambio de 2,578 S/./US$, que corresponde al 31 de enero de 2013, los que serán actualizados al último día hábil de marzo 2013 en la etapa de publicación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT prevista efectuarse el 15 de abril de 2013.


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INDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 1

1.1 UBICACIÓN .............................................................................................................3

1.2 ASPECTOS REGULATORIOS ......................................................................................4

2. PROPUESTA INICIAL ................................................................................................. 8

2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA .................................................................................8

2.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ........................................................................9

2.2.1 Instalaciones del SST ................................................................................9

2.2.2 Instalaciones del SCT ................................................................................9

2.3 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ........................................................................... 10

2.4 INGRESO TARIFARIO .............................................................................................. 10

2.5 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN ................................................................. 11

2.5.1 CMA SST ................................................................................................. 11

2.5.2 CMA SCT ................................................................................................. 11

2.5.3 Peajes propuestos ................................................................................... 11

2.5.4 Fórmula de Actualización ......................................................................... 12

3. AUDIENCIA PÚBLICA .............................................................................................. 13

4. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 14

4.1 OBSERVACIONES DE OSINERGMIN A LAS PROPUESTAS DE REGULACIÓN DE SST Y SCT .................................................................................................................. 14

4.2 OBSERVACIONES RELEVANTES .............................................................................. 15

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 16

5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 16

5.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ...................................................................... 17

5.2.1 Instalaciones del SST .............................................................................. 17

5.2.2 Instalaciones del SCT .............................................................................. 17


5.4 INGRESO TARIFARIO .............................................................................................. 18

5.5 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN ................................................................. 19

5.5.1 CMA SST ................................................................................................. 19

5.5.2 CMA SCT ................................................................................................. 19

5.5.3 Peajes propuestos ................................................................................... 19

5.5.4 Fórmula de Actualización ......................................................................... 20

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 21

6.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 21

6.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ...................................................................... 22

6.2.1 Instalaciones del SST .............................................................................. 22

6.2.2 Instalaciones del SCT .............................................................................. 22


6.3.1 Criterios normados ................................................................................... 22

6.3.2 Procedimiento de Cálculo de los FPMdP ................................................. 25

6.3.3 Procedimiento de Cálculo de los FPMdE ................................................. 25

6.3.4 Factores de Pérdidas Medias Resultantes ............................................... 26

6.4 PEAJES Y FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN ............................................................... 26

6.4.1 CMA de SST ............................................................................................ 27

6.4.2 CMA de SCT ............................................................................................ 28

6.4.3 Ingreso Tarifario ....................................................................................... 30

6.4.4 Cálculo de Peajes .................................................................................... 31

6.4.5 Fórmulas de Actualización ....................................................................... 32


Estudio Tarifario para los SST y SCT del Área de Demanda 3 Periodo 2013-2017 (prepublicación) Página vi

6.5 REVISIÓN DE ALÍCUOTAS ....................................................................................... 33

6.6 CASO DEL SISTEMA TRUJILLO-CAJAMARCA-PAJUELA ............................................... 33

6.6.1 Asignación de la Responsabilidad de Pago ............................................. 34

6.6.2 CMA y Cargo Unitario del SSTL Trujillo Norte – Cajamarca Norte - Pajuela 35

6.6.3 Factores de Pérdidas Medias del SSTL de CONENHUA ......................... 36

6.7 CASO PARTICULAR DE SISTEMAS AISLADOS ............................................................ 36

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 37

8. ANEXOS .................................................................................................................... 39

Anexo A Tablas de Elementos del SST dados de Baja - Según Propuesta ............ 40

Anexo B Tablas de Elementos del SCT dados de Alta - Según Propuesta ............. 42

Anexo C Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL ............................................................................. 46

Anexo D Instalaciones del SST dadas de Baja, según validación de OSINERGMIN................................................................................................................. 90

Anexo E Instalaciones del SCT dadas de Alta, según validación de OSINERGMIN92

Anexo F Revisión de Alícuotas ............................................................................... 96

Anexo G Cuadros Comparativos .......................................................................... 105

9. REFERENCIAS ....................................................................................................... 107


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1. Introducción

La norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (en adelante “NORMA TARIFAS”), aprobada mediante Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, la cual ha sido modificada y complementada con la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD, se ha implementado para cumplir con lo establecido en el marco legal vigente relacionado con la regulación de los SST y SCT.

Por excepción, según la Disposición Complementaria Transitoria de la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 080-2012-OS/CD, el presente proceso de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT, se viene desarrollando según el cronograma consignado en el Anexo B2 de la Resolución OSINERGMIN N° 049-2011-OS/CD.

Así, con fecha 05 de noviembre de 2012, las empresas concesionarias HIDRANDINA, REP, CONENHUA y ETENORTE, presentaron ante OSINERGMIN, por separado, su ESTUDIO que contiene la Propuesta de Peajes para sus instalaciones que forman parte de los SST y/o SCT ubicados en el Área de Demanda 3, para el período comprendido entre mayo 2013 y abril 2017.

Hasta la fecha se han llevado a cabo las etapas de: Audiencia Pública para que los agentes expongan sus propuestas tarifarias, observaciones a los estudios técnicos económicos presentados por los TITULARES como sustento a sus propuestas tarifarias y la presentación de las respuestas a las mismas.

En la siguiente Figura N° 1.1, se muestran las etapas del presente proceso regulatorio:



Figura 1.1.- Proceso de Fijación de Peajes y Compensaciones de los SST y SCT (Período 2013-2017)

05-nov-12 08-nov-12 15-nov-12 13-dic-12 16-ene-13 18-ene-13 20-feb-13 22-feb-13 01-mar-13 15-mar-13 15-abr-13 07-may-13 14-may-13 21-may-13 28-may-13 18-jun-13 21-jun-13

Fecha de actualización: 11 de enero de 2013 (considera Decreto Supremo N° 123-2012-PCM)El presente cronograma tiene carácter referencial, basado en el Anexo B2 del Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD, y la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

Publicación del Proyecto de Resolución que fija los peajes y

compensaciones, la Relación de Información que la sustenta

y convocatoria a Audiencia Pública.Presentación de

las propuestas de Peajes y

Compensaciones

Publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a

audiencia pública.

Respuestas a las Observaciones.

Observaciones a las propuestas de Peajes y Compensaciones

para SST y SCT.

Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART.

Opiniones y sugerencias de los

interesados respecto a la Prepublicación.

Publicación de las Resoluciones de Peajes

y Compensaciones.

Publicación de los Recursos de Reconsideración y

convocatoria a Audiencia Pública.

Audiencia Pública para sustentar Recursos de

Reconsideración.

Audiencia Pública de los Titulares de

los SST y SCT.

5d 20d 20d 2d 10d 19d 15d 5d

Publicación en página Web de OSINERGMIN de

las respuestas a las observaciones.

21d 5d

Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser

el caso).

a

d

fi k

m

c

e

g

j

l

n

5d 15d 3d

Publicación de las Resoluciones que

resuelven Recursos de Reconsideración.

q

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de

Reconsideración.

o

Resolución de Recursos de Reconsideración.

p

3d

b

2d 5d

Publicación en página Web de OSINERGMIN del

proyecto de Resolución.

h



1.1 Ubicación

En el siguiente Gráfico N° 1.1 se muestra la ubicación geográfica del área de Demanda 3.

GRÁFICO N° 1.1



Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 1.2 se muestra el trazo de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 3.

GRÁFICO N° 1.2

1.2 Aspectos Regulatorios

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la Ley5 de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”).

Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 288326.

5 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.

(...)

Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.

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

(...)



Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE7, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.

De forma similar el Artículo 62° de la LCE, modificado con la Ley 288328, establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por OSINERGMIN.

Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, el Artículo 49° de la LCE, modificado por la Ley N° 288329, establece que en las barras del SST el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema, el mismo que será determinado según lo establecido en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE10.

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

(...) 7 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de

Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.

(...) 8 Artículo 62º.- Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o

del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG.

(...) 9 Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el correspondiente

peaje de dicho sistema. 10 Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en Barra de energía, a que se refiere el Artículo 49º de la

Ley, el sistema de transmisión a considerar comprenderá todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven en forma exclusiva a la demanda y hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación.

Artículo 139º.-

(…)

Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44° y 62° de la Ley; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente:

a) Criterios Aplicables

I) El pago mensual que efectúen los generadores por las instalaciones de transmisión se denomina compensación.

II) Las instalaciones de transmisión a que se refiere este artículo comprenden tanto las pertenecientes al Sistema Secundario de Transmisión como al Sistema Complementario de Transmisión, salvo que se indique lo contrario.

III) El Plan de Transmisión se refiere al definido en el Artículo 21° de la Ley N° 28832.

IV) El pago que realicen los consumidores se denomina Peaje que se aplicará como un cargo por unidad de energía consumida. Para el caso de instalaciones que comprenden el sistema de transmisión, a que se refiere el Artículo 128°, el pago incluirá además del Peaje, la aplicación de los factores nodales de energía y los factores de pérdidas de potencia.

V) El Plan de Inversiones está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación dentro de un periodo de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión de transmisión considerando un horizonte mínimo de diez (10) años, hasta un máximo establecido por OSINERGMIN, que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.

VI) El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión corresponde al monto anual que permite retribuir los costos de inversión, operación y mantenimiento.



El concepto de Costo Medio Anual (en adelante “CMA”) al que hace referencia el Artículo 139° del Reglamento de la LCE, está definido en el literal b), numeral I) del Decreto Supremo N° 027-2007-EM para el caso de los SST, y para los demás casos corresponde a la suma de la anualidad de los costos de inversión y el costo anual de operación y mantenimiento, en condiciones de eficiencia (en adelante “@CI” y “COyM”, respectivamente).

El Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”) al que hace referencia el Artículo 139° del Reglamento de la LCE en su literal c), numeral II), también se encuentra definido en el Anexo de la LCE11 y corresponde al sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y la demanda.

Por otro lado, las nuevas instalaciones que se requieran para atender las demandas estimadas en el horizonte de análisis de 10 años, se consideran como instalaciones del SCT definidas en el Artículo 27.1 de la Ley N° 2883212, las mismas que en cumplimiento del inciso b) del Artículo 27.2 de dicha Ley13 se regulan según los criterios establecidos en la LCE.

El Sistema Eléctrico a Remunerar (en adelante “SER”) al que hace referencia el literal c) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, es la configuración del sistema de transmisión considerado para la determinación de los Peajes y Compensaciones de cada titular.

VII) Los costos de explotación son los definidos en el Artículo 1° de la Ley N° 28832.

VIII) Los Ingresos Esperados Anuales corresponden al monto que se debe liquidar anualmente.

IX) La Tasa Mensual para el cálculo de las Tarifas y Compensaciones; así como, para la actualización de los ingresos mensuales de la liquidación anual, se determina aplicando fórmulas de interés compuesto y la Tasa de Actualización anual establecida en el Artículo 79° de la LCE.

b) (…)

e) Responsabilidad de Pago

(…)

III) Para las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión no contempladas en ninguno de los casos anteriores, OSINERGMIN definirá la asignación de responsabilidad de pago a la generación o a la demanda, o en forma compartida entre ambas. Para ello, deberá tener en cuenta el uso y/o el beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o demanda, así como, lo dispuesto por el cuarto párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832.

11 SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO: Es aquel sistema eléctrico en el que existe una

correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del servicio.

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

12 27.1 Se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión aquellas que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios Agentes. Además, son parte del Sistema Complementario de Transmisión todas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión.

13 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente:

(…)

b) OSINERG establecerá el monto máximo a reconocer como costo de inversión, operación y mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

(…)



Para la determinación y asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139° del Reglamento de la LCE, establece el procedimiento a ser seguido por OSINERGMIN para definir la asignación de compensaciones a la generación o a la demanda o en forma compartida entre la demanda y la generación, tomando en cuenta el uso y/o beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios.

Para cumplir con estos mandatos de la LCE y, considerando el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, de acuerdo con lo establecido en la Ley N° 27838 – Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, mediante la Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD, se aprobó el Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, la cual fuera aprobada por Resolución OSINERG N° 001-2003-OS/CD, publicada el 11 de enero de 2003. Últimamente, mediante Resolución OSINERGMIN N° 080-2012-OS/CD, se ha aprobado la nueva versión de la misma norma, en cuyo Anexo A.2.2 se establece el “Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los SST y SCT”.

Con Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD, publicada el 14 de enero de 2008, se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios tarifarios que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los titulares de SST y SCT (NORMA TARIFAS). La nueva versión de la NORMA TARIFAS se aprobó con Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, la que a su vez se ha modificado mediante Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD.

Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS:

• Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 022-2008-OS/CD y modificado por Resolución OSINERGMIN N° 269-2010-OS/CD.

• Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD, la cual fue sustituida por Resolución OSINERGMIN N° 244-2010-OS/CD.

• Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N° 634-2007-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resoluciones OSINERGMIN N° 487-2008-OS/CD, N° 016-2009-OS/CD y N° 058-2009-OS/CD.

• Norma de Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 635-2007-OS/CD.

• Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, cuya última modificación se ha aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 013-2012-OS/CD y N° 050-2012-OS/CD.

• Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.



2. Propuesta Inicial

En cumplimiento del cronograma establecido en el PROCEDIMIENTO, con fecha 05 de noviembre de 2012, las empresas HIDRANDINA, REP, CONENHUA y ETENORTE, presentaron los Estudios Técnicos Económicos que sustentan sus propuestas con relación a la fijación de Tarifas de SST y SCT del Área de Demanda 3, para el periodo mayo 2013-abril 2017 (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1]

2.1 Proyección de la Demanda

La proyección de la demanda que utiliza HIDRANDINA en su PROPUESTA INICIAL, es la misma que validó OSINERGMIN en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, la cual se resume en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 2-1 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 3

Proyección de la Demanda (GWh) - HIDRANDINA AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

2010 1 215 642 1 655 3 512

2011 1 248 650 1 809 3 707

2012 1 248 732 2 061 4 041

2013 1 248 869 2 398 4 515

2014 1 249 857 2 649 4 755

2015 1 249 865 2 886 5 000

2016 1 249 913 3 024 5 186

2017 1 250 954 3 152 5 356

(1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117.

Por su parte ETENORTE ha utilizado en su PROPUESTA INICIAL una demanda distinta a la aprobada por OSINERGMIN, la cual se muestra en el siguiente cuadro:




Proyección de la Demanda (GWh) - ETENORTE AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

2010 1 225 642 1 655 3 522

2011 1 254 650 1 809 3 713

2012 1 254 732 2 086 4 071

2013 1 254 869 2 409 4 532

2014 1 255 857 2 588 4 700

2015 1 255 865 2 822 4 942

2016 1 255 913 2 960 5 128

2017 1 256 954 3 088 5 298


Asimismo, la proyección de la demanda que utilizan REP y CONENHUA en la PROPUESTA INICIAL, también es la misma que validó OSINERGMIN para el Área de Demanda 3 en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, siendo por tanto los mismos valores mostrados en el Cuadro 2-1 anterior.

2.2 Sistema Eléctrico a Remunerar

2.2.1 Instalaciones del SST

Los TITULARES del Área de Demanda 3 presentaron en su PROPUESTA INICIAL, la siguiente información correspondiente a las instalaciones del SST existentes al 31 de diciembre de 2012:


Información de Instalaciones SST INFORMACION/TITULARES HIDRANDINA REP ETENORTE CONENHUA

Formato de Bajas SI NO NO NO

Nota: El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta.

Sólo HIDRANDINA complementa ésta información, con la relación de instalaciones de transmisión tipo SSTD, que han sido dadas de Baja.

2.2.2 Instalaciones del SCT

Los TITULARES del Área de Demanda 3 presentaron en su PROPUESTA INICIAL, la siguiente información correspondiente a las instalaciones del SCT existentes al 31 de diciembre de 2012:




Información de Instalaciones SCT INFORMACION/TITULARES HIDRANDINA REP ETENORTE CONENHUA

Formato de Bajas NO NO NO NO

Formato de Altas SI SI NO NO

Nota: El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria.

2.3 Factores de Pérdidas Medias

En esta etapa de la PROPUESTA INICIAL, tanto REP, ETENORTE como CONENHUA no presentaron factores de pérdidas medias correspondientes. Sólo HIDRANDINA presentó esta información, la cual se muestra en el siguiente cuadro:


Factores de Pérdidas Medias

FACTOR HIDRANDINA

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) en MAT

1,0012

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) en MAT/AT

1,0022

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) en AT

1,0081

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE en AT/MT

1,0031

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) en MAT

1,0019

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) en MAT/AT

1.0026

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) en AT

1,0089

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP en AT/MT

1,0038

Nota: El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria.

2.4 Ingreso Tarifario

En el Área de Demanda 3 no existen instalaciones que cumplan lo establecido en el numeral 22.114 de la NORMA TARIFAS por lo que no corresponde determinar Ingresos Tarifarios.

14 22.1 “El IT se calcula únicamente para instalaciones de MAT o MAT/MAT de los SST o SCT asignados parcial o totalmente a la demanda, que se encuentren directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra.”



2.5 Peajes y Fórmula de Actualización

2.5.1 CMA SST Los CMA actualizados, por cada una de las partes del SST equivalente, correspondientes al SER de la PROPUESTA INICIAL, son los que se muestran a continuación:


CMA SST (Nuevos Soles)

Titular MAT MAT/AT AT AT/MT Total

HIDRANDINA1 9 228 061 1 147 844 25 902 576 14 675 198 50 953 678 REP2 442 592 285 184 38 963 126 632 893 372 ETENORTE3 1 191 813 1 108 855 847 214 471 160 3 619 041 CONENHUA - - - - -

(1) HIDRANDINA ha utilizado 2,598 S/./US$, como tipo de cambio al 30.10.2012 (2) REP ha utilizado 2,578 S/./US$, como tipo de cambio al 12.10.2012 (3) ETENORTE no ha efectuado la correspondiente actualización de su CMA del SSTD El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria.

2.5.2 CMA SCT Los CMA actualizados, por cada una de las partes del SCT equivalente, correspondientes al SER de la PROPUESTA INICIAL, son los que se muestran a continuación:


CMA DEL SCT (Nuevos Soles)


HIDRANDINA1 17 376 968 6 688 059 14 894 704 31 457 554 70 417 284 REP2 348 056 6 329 176 - 233 700 6 910 932 ETENORTE - - - - - CONENHUA - - - - -

(1) HIDRANDINA ha utilizado 2,598 S/./US$, como tipo de cambio al 30.10.2012 (2) REP ha utilizado 2,578 S/./US$, como tipo de cambio al 12.10.2012 El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria.

2.5.3 Peajes propuestos

Los Peajes acumulados por nivel de tensión del SST y SCT del Área de Demanda 3, correspondientes al SER de la PROPUESTA INICIAL, son los que se muestran a continuación:




PEAJES ACUMULADOS POR NIVEL DE TENSIÓN (Ctm. S/./kWh)

Titular Acumulado

en MAT Acumulado

en AT Acumulado

en MT

HIDRANDINA 0.1696 0,5859 1,1061 REP 0,0050 0,0620 0,0660 ETENORTE1 0,0077- 0,0221 0,0275 CONENHUA - - -

TOTAL ÁREA2 0,1801 0,6186 1,2358 (1) ETENORTE propuso peajes unitarios. (2) Propuesto por HIDRANDINA El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria.

2.5.4 Fórmula de Actualización Los parámetros a, b, c y d, correspondientes a las Fórmulas de Actualización, de la PROPUESTA INICIAL, son los que se resumen a continuación:


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DE CMA DE SST

Titular a b c d

HIDRANDINA 0,3305 0,5854 0,0276 0,0565

REP 0,6124 0,3368 0,0508 0,0000

ETENORTE - - - -

CONENHUA - - - - El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria.


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DEL CMA DE SCT

Titular a b c d

HIDRANDINA 0,1405 0,7953 0,0346 0,0296

REP 0,3561 0,5880 0,0000 0,0559

ETENORTE - - - -



FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN PEAJES

Titular a b c d

HIDRANDINA 0,2387 0,6868 0,0310 0,0435

REP - - - -

ETENORTE - - - -




3. Audiencia Pública

Con la finalidad de promover, en un entorno de mayor transparencia, la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.), como parte del PROCEDIMIENTO, OSINERGMIN convocó a una Audiencia Pública que se desarrolló el 15 de noviembre de 2012.

El objetivo de esta audiencia fue que los titulares de los Sistemas de Transmisión expongan el sustento técnico - económico de sus propuestas de tarifas y compensaciones para los SST y SCT.

En esta oportunidad, respecto a la exposición hecha por los titulares de transmisión del Área de Demanda 3, que presentaron propuesta tarifaria, no surgieron comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en dicha Audiencia Pública.



4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

4.1 Observaciones de OSINERGMIN a las Propuestas de Regulación de SST y SCT

A través de los Oficios N° 910, 911, 914 y 923-2012-GART, de fecha 13 de diciembre de 2012, OSINERGMIN remitió a las empresas HIDRANDINA, CONENHUA, ETENORTE y REP, los Informes N° 573, 574, 577 y 586-2012-GART, respectivamente; los cuales contienen las observaciones a los ESTUDIOS presentados por las mismas como sustento de su propuesta tarifaria para SST y SCT – [Ver referencia 2].

Al igual que en el caso de la propuesta presentada por los TITULARES, dichos documentos de observaciones han sido consignados en la página Web de OSINERGMIN, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los mismos y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados.

Las observaciones hechas a los estudios, se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas. Asimismo, se indicó que las absoluciones de las observaciones específicas, deberán sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales.

Las observaciones se organizaron en los rubros siguientes:

o Aplicación del marco normativo;



o Información de la demanda;

o Costos de Inversión;

o Costos de Operación y Mantenimiento;

o Factores de Pérdidas Medias e Ingresos Tarifarios;

o Costo Medio Anual (CMA), Peajes, y Fórmula de Actualización.

Se señaló, además, que los sustentos e información que sean presentados como parte de las respuestas a las observaciones, serán evaluados a fin de verificar la consistencia y trazabilidad de la propuesta; así como, el cumplimiento de la normatividad pertinente y del criterio de eficiencia que exige el marco regulatorio para las instalaciones de transmisión.

De igual manera, se señaló que los comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en la Audiencia Pública, también sean absueltos, en lo que corresponda, por la respectiva empresa Titular de los SST y SCT. Para tal efecto, se consignó el video de la citada Audiencia Pública en la página Web: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, y en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Procedimiento para Fijación de Peajes y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión - Periodo 2013 – 2017”, “Audiencia Pública de los Titulares de los SST y SCT”.

4.2 Observaciones Relevantes

Entre otras, las observaciones relevantes hechas a la PROPUESTA INICIAL, son las siguientes:

- No se han considerado las modificaciones a la NORMA TARIFAS dadas a través de la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD y demás normativa relacionada.

- No se han aplicado correctamente los criterios de cálculo para la determinación del CMA, principalmente en lo concerniente a las Altas y Bajas de Elementos de transmisión a considerarse, actualización del valor del CMA correspondiente, entre otros.

- No se ha presentado la totalidad de los archivos electrónicos que sustenten el detalle del cálculo del CMA, Peajes, Factores de Pérdidas Medias y Fórmulas de Actualización.

Se requirió que el Titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado como parte del informe de observaciones, pues de detectarse en las siguientes etapas del proceso regulatorio, podrían constituirse en razones para modificar la propuesta presentada en su última versión.

En el Anexo C del presente documento, se realiza el análisis de cada una de las respuestas dadas por los TITULARES a las observaciones realizadas a sus propuestas tarifarias.



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con cartas GR-0057-2013, ETN-002-2013, GG-007-2013 y CS-006-13011142, las empresas HIDRANDINA, ETENORTE, CONENHUA y REP, respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, acompañando en algunos casos nueva información o la subsanación de la originalmente presentada, las mismas que para efectos del presente proceso regulatorio se consideran como la PROPUESTA FINAL correspondiente.

Al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN, en la página Web: http://www2.osinerg.gob.pe/gart.htm, y en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “Respuestas a las Observaciones”, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. – [Ver referencia 3].

A continuación se resumen los valores contenidos en la PROPUESTA FINAL.


La proyección de la demanda de la PROPUESTA FINAL se resume en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 3

Proyección de la Demanda (MWh)

Año HIDRANDINA

(1) REP (2)

CONENHUA (3)

ETENORTE (4)

2010 3 511 929 3 511 929 - - 2011 3 706 892 3 706 892 - - 2012 4 040 934 4 040 934 4 040 934 - 2013 4 515 193 4 515 193 4 515 193 4 515 193 2014 4 755 183 4 755 183 4 755 183 4 755 183 2015 5 000 287 5 000 287 5 000 287 5 000 287 2016 5 186 452 5 186 452 5 186 452 5 186 452 2017 5 356 134 5 356 134 5 356 134 5 356 134

Notas (1), (2), (3) y 4) Es la misma proyección de demanda, validada por OSINERGMIN en el

proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 3.

El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria. Cabe señalar que la proyección de demanda presentada tanto por HIDRANDINA como el de REP en la etapa de PROPUESTA FINAL no difiere de los valores presentados en la etapa de PROPUESTA INICIAL.


5.2.1 Instalaciones del SST

La información sobre las instalaciones del SST del Área de Demanda 3, al 31 de diciembre de 2012, presentada por los TITULARES, en la etapa de PROPUESTA FINAL, es la misma que presentaron como PROPUESTA INICIAL y conforme se señala en el siguiente cuadro:


Información de SST al 31 de diciembre de 2012 INFORMACION/TITULARES HIDRANDINA REP ETENORTE CONENHUA

Formato de Bajas SI NO NO NO

El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria.


La información sobre las instalaciones del SCT del Área de Demanda 3, al 31 de diciembre de 2012, presentada por los TITULARES, en la etapa de PROPUESTA FINAL, es la misma que presentaron como PROPUESTA INICIAL y conforme se señala en el siguiente cuadro:




Información de SCT al 31 de diciembre de 2012 INFORMACION/TITULARES HIDRANDINA REP ETENORTE CONENHUA

Formato de Bajas NO NO NO NO

Formato de Altas SI SI NO NO



En esta etapa de la PROPUESTA FINAL, tanto ETENORTE como CONENHUA no presentaron los factores de pérdidas medias correspondientes. Solo HIDRANDINA y REP presentaron esta información, las cuales se muestran a continuación:

Cuadro Nº 5-4

PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 3 Factores de Pérdidas Medias

FACTOR HIDRANDINA REP

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MAT

1,0012 1,0044

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en AT

1,0115 1,0155

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) Acumulado en MT

1,0146 1,0190

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MAT

1,0019 1,0071

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en AT

1,0139 1,0216

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) Acumulado en MT

1,0179 1,0259


5.4 Ingreso Tarifario

En el Área de Demanda 3 no existen instalaciones que cumplan lo establecido en el numeral 22.115 de la NORMA TARIFAS por lo que no corresponde determinar Ingresos Tarifarios.

15 22.1 “El IT se calcula únicamente para instalaciones de MAT o MAT/MAT de los SST o SCT asignados parcial o totalmente a la demanda, que se encuentren directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra.”



5.5 Peajes y Fórmula de Actualización

5.5.1 CMA SST Los CMA actualizados, por cada una de las partes del SST equivalente, correspondientes al SER de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación:




HIDRANDINA1 9 228 061 1 147 844 25 902 576 14 675 198 50 953 678 REP2 402 964 259 112 35 273 137 627 834 977 ETENORTE3 1 181 470 1 099 232 839 862 467 071 3 553 570 CONENHUA - - - - -

(1) HIDRANDINA ha utilizado 2,551 S/./US$, como tipo de cambio al 28.12.2012. (2) REP ha utilizado 2,579 S/./US$, como tipo de cambio al 03.12.2012. (3) ETENORTE ha utilizado 2,551 S/./US$, como tipo de cambio al 04.01.2013. El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria.

5.5.2 CMA SCT Los CMA actualizados del SCT, por año y por cada una de las partes del sistema eléctrico correspondientes al SER de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación:




HIDRANDINA 5 839 188 2 453 413 6 127 459 14 574 264 28 994 323 REP 346 980 2 217 076 - 232 977 2 797 033 ETENORTE - - - - - CONENHUA - - - - -

El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria

5.5.3 Peajes propuestos

Los Peajes acumulados por nivel de tensión, correspondientes al SER de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación:




PEAJES ACUMULADOS POR NIVEL DE TENSIÓN (Ctm. S/./kWh)

Titular Acumulado

en MAT Acumulado

en AT Acumulado

en MT

HIDRANDINA 0,0961 0,4010 0,7309 REP 0,0057 0,0272 0,0314 ETENORTE1 0,0075 0,0241 0,0294 CONENHUA - - 0,0054 TOTAL ÁREA2 0,1065 0,4337 0,8546

(1) ETENORTE propuso peajes unitarios. (2) Propuesto por HIDRANDINA El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria

5.5.4 Fórmula de Actualización Los parámetros a, b, c y d correspondientes a la Fórmula de Actualización, de la PROPUESTA FINAL, son los que se resumen a continuación:


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DE CMA DE SST

Titular a b c d

HIDRANDINA 0,3293 0,5866 0,0279 0,0562

REP 0,6124 0,3368 0,0508 0,0000

ETENORTE - - - -

CONENHUA - - - - El Titular CHAVIMOCHIC no presentó propuesta tarifaria


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DEL CMA DE SCT

Titular a b c d

HIDRANDINA 0,1213 0,8210 0,0419 0,0158 REP 0,3561 0,5880 0,0000 0,0559

ETENORTE - - - -


Cuadro Nº 5-10 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 3 FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN PEAJES

Titular a b c d

HIDRANDINA 0,2476 0,6787 0,0334 0,0403

REP - - - -

ETENORTE - - - -




6. Análisis de OSINERGMIN

OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos presentados por los TITULARES, tanto en la PROPUESTA INICIAL como en la PROPUESTA FINAL. Para esta evaluación se ha tomado en cuenta el Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL, que se desarrolla en el Anexo C del presente informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones o la información presentada ha resultado inconsistente o no ha sido debidamente sustentada, OSINERGMIN ha procedido a establecer los valores finales de CMA, los Ingresos Tarifarios para las instalaciones que corresponda, los Factores de Pérdidas Medias, los Peajes y Fórmulas de Actualización, a fin de fijar las tarifas y compensaciones de SST y SCT para el período mayo 2013 – abril 2017, dentro del marco regulatorio vigente.

Para efectos del presente informe, el análisis realizado por OSINERGMIN y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis, se denominará en adelante PROPUESTA OSINERGMIN.


Según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda que OSINERGMIN utiliza para la determinación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT del Área de Demanda 3, es la misma que se validó en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, cuyos valores se muestran en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 6-1 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 3

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA (MWH) AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

2013 1 248 355 869 336 2 397 502 4 515 193

2014 1 248 712 857 227 2 649 244 4 755 183

2015 1 249 099 864 759 2 886 429 5 000 287

2016 1 249 398 912 635 3 024 419 5 186 452

2017 1 249 704 954 174 3 152 256 5 356 134



OSINERGMIN ha procedido a determinar el Sistema Eléctrico a Remunerar (SER), en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y en base a la mejor información disponible.

6.2.1 Instalaciones del SST Según la información reportada por los TITULARES y validada con la información disponible en OSINERGMIN, se consideran las instalaciones existentes al 31 de diciembre de 2012 que conforman el SST del Área de Demanda 3, teniendo en cuenta las instalaciones que pertenecían al SST, dadas de Baja desde el 24 de julio 2006. Dichas Bajas se resumen en el Anexo D del presente informe


Según la información reportada por los TITULARES y validada con la información disponible en OSINERGMIN, se consideran las instalaciones existentes al 31 de diciembre de 2012 que conforman el SCT del Área de Demanda 3.

Para el efecto, se toman en cuenta las instalaciones que se han dado de Alta desde el 24 de julio 2006, debidamente validadas en los correspondientes procedimientos de Liquidación Anual de Ingresos por aplicación de los Peajes de SST y SCT.

En el Anexo E del presente informe, se muestra el resumen de estas instalaciones.


Se ha procedido a determinar los factores de pérdidas medias conforme a los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS, que se resumen a continuación:

6.3.1 Criterios normados

• De acuerdo al Artículo 19º de la NORMA TARIFAS, los Factores de Pérdidas Medias (en adelante “FPMd”) se emplean exclusivamente para la expansión de los Precios en Barra desde las Barras de



Referencia de Generación hasta las correspondientes barras de MAT, AT y MT de los SST o SCT.

Los FPMd son dos: o Factores de Pérdidas Medias de Potencia (FPMdP) y o Factores de Pérdidas de Medias de Energía (FPMdE)

En ese sentido, para los SST y SCT asignados a la demanda, los FPMd se calculan de manera desagregada para cada parte del sistema eléctrico equivalente de cada Área de Demanda: MAT, MAT/AT, AT y AT/MT.

• Para el período de vigencia de los Peajes, se determina un único valor de los FPMd, para cada parte del sistema eléctrico equivalente de cada Área de Demanda y nivel de tensión.

• Para el caso del sistema Malacas-Talara, que corresponde al tipo SSTL al ser usado únicamente por el Cliente Libre Refinería Talara de PETROPERU, se determinan los FPMd específicos para éste sistema en particular.

• En este sentido, las partes del sistema eléctrico equivalente que se tomaron en cuenta para el cálculo de los FPMd, son:

o Red de Muy Alta Tensión (MAT) o Transformación MAT/AT o Red de Alta Tensión (AT) o Transformación AT/MT

Gráfico Nº 1 Esquema ilustrativo de las partes del Sistema Eléctrico

Equivalente

DM

MAT

AT

MT

DAT B

DMAT

pat/mt = pérdidas totales AT/MT

pat = pérdidas totales AT

pmat = pérdidas totales

MAT

Retiro AT/MT = DMT

Retiro MAT/AT = Retiro AT + DAT A+

pat

Retiro MAT = Retiro MAT/AT + DMAT B+

pmat/at

Retiro AT = Retiro AT/MT + DAT B +

pat/mt

pmat/at = pérdidas totales

MAT/AT

DMAT

DAT A



• Se emplea la siguiente nomenclatura con respecto:

o A la Demanda:

DMT = Demanda acumulada en MT.

DAT A = Sumatoria de las demandas conectadas en las barras AT de las SET’s MAT/AT o MAT/AT/MT y que no pueden alimentarse total o parcialmente a través de las líneas AT en caso de salida de servicio de la transformación de la SET correspondiente.

DAT B = Sumatoria de las demandas conectadas en AT no incluidas en DAT A.

DMAT A = Sumatoria de las demandas conectadas en las Barras de Referencia de Generación en MAT.

DMAT B = Sumatoria de las demandas conectadas en MAT no incluidas en DMAT A.

o A las Pérdidas:

pat/mt : Pérdidas totales en transformación AT/MT

pat : Pérdidas totales en redes AT

pmat/at : Pérdidas totales en transformación MAT/AT

pmat : Pérdidas totales en redes MAT

o A los Retiros:

Retiro AT/MT : DMT

Retiro AT : Retiro AT/MT + DAT B + pat/mt

Retiro MAT/AT: Retiro AT+ DAT A + pat

Retiro MAT : Retiro MAT/AT+ DMAT B + pmat/at

• Sólo para los casos en donde existan inyecciones de potencia y

energía provenientes de plantas de generación aguas abajo, cuyo régimen de producción se mantiene durante el año, estas inyecciones se descuentan de los correspondientes retiros en el sistema eléctrico equivalente para la determinación de los FPMd.

• Debido a que el proceso de presentación de la información en cada Área de Demanda es por sistema eléctrico, los FPMd se ponderaron en función a la demanda de los diferentes sistemas eléctricos que la conforman, con el fin de determinar los FPMd promedio aplicables a toda el Área de Demanda.

• En este cálculo no se deben incluir los Elementos de SST y SCT que se encuentren directamente conectados a dos Barras, para las cuales el OSINERGMIN fije Precios en Barra.



6.3.2 Procedimiento de Cálculo de los FPMdP Para el cálculo de los FPMdP de cada sistema eléctrico se siguió el proceso que se describe a continuación:

• A partir de los flujos de carga para las condiciones de demanda coincidente con la máxima demanda anual del SEIN, se calcularon las pérdidas totales de potencia para cada nivel de tensión y el porcentaje de pérdidas respecto a la potencia total retirada.

• Se determinaron los FPMdP para cada año, con base en los resultados de los flujos de potencia del punto anterior, utilizando la siguiente ecuación:

[ ]PpFPMdP /1+=

Donde:

p = Pérdidas medias totales para la carga total P.

P = Potencia total que se retira de cada parte del sistema eléctrico

6.3.3 Procedimiento de Cálculo de los FPMdE Para el cálculo de los FPMdE de cada sistema eléctrico se siguió el proceso que se describe a continuación:

• A partir de los flujos de carga para las condiciones de máxima demanda anual de cada sistema eléctrico, se calcularon las pérdidas totales de potencia para cada nivel de tensión y el porcentaje de pérdidas respecto a la potencia total retirada.

• Se determinaron los FPMdE para cada año, con base en los resultados de los flujos de potencia del punto anterior y empleando la siguiente ecuación.

[ ].).(1 uppeFPMdP +=

Donde:

pe(p.u.) = p(p.u.) x (fperd/fcarga) = “Pérdidas de energía en valores por unidad” fperd = 0,3 x fcarga + 0,7 x(fcarga)2 =

“factor de pérdidas del sistema eléctrico”. p(p.u.) = “Pérdidas de potencia en valores por unidad” fcarga = “Factor de carga del sistema eléctrico” El factor de carga anual, para cualquier año “i”, se calcula como:

TiP

EiFCi

×=

max



Donde:

T = Número de horas del año. Pmaxi = Potencia máxima del año “i”. Ei = Energía del año “i”. Donde los valores de Pmaxi y Ei se obtienen a partir de las proyecciones anuales.

6.3.4 Factores de Pérdidas Medias Resultantes Los factores de pérdidas medias de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 6-2

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 3 Factores de Pérdidas Medias

FACTOR FPMd

Área de Demanda 3

FPMd Sistema CPSEE

CONENHUA Factores de Pérdidas Medias en

Energía (FPMdE) MAT 1,0033 1,0000

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) MAT/AT

1,0000 1,0019

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) AT

1,0115 1,0000

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) AT/MT

1,0054 1,0000

Factores de Pérdidas Medias en

Potencia (FPMdP) MAT 1,0041 1,0000

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdE) MAT/AT

1,0031 1,0017

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) AT

1,0108 1,0000

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) AT/MT

1,0027 1,0000

6.4 Peajes y Fórmulas de Actualización

Conforme al análisis de las respuestas dadas por los TITULARES a las observaciones formuladas a sus propuestas, se han mantenido errores en la actualización del CMA del SSTD, del CMA del SCT y, en la determinación del Peaje y Fórmulas de Actualización.

En consecuencia, el regulador ha procedido a determinar el valor definitivo del CMA, Peajes y Fórmulas de Actualización para las instalaciones de SST y SCT que conforman el Área de Demanda 3, así como del sistema tipo SSTL Malacas-Talara, con base en los resultados de la valorización definitiva de la Inversión y COyM, realizada en los respectivos procedimientos de Liquidación Anual de Ingresos por aplicación de los Peajes de SST y SCT y, aplicando lo dispuesto en el marco regulatorio vigente.



6.4.1 CMA de SST

Conforme a lo establecido en la normativa vigente, el CMA es fijado por única vez, por lo que en el presente proceso regulatorio sólo corresponde la actualización del CMA de los SST de cada empresa (fijados en la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD, la cual fue modificada y complementada con la Resolución OSINERGMIN N° 279-2009-OS/CD), según la fórmula de actualización establecida en el numeral 28.3 de la NORMA TARIFAS:

+++=

oo Pal

Pald

Pc

Pcc

IPM

IPMb

Tc

TcaFA

oo

Donde:

a : Porcentaje de participación del costo de procedencia extranjera (sin incluir el componente Cobre y Aluminio).

b : Porcentaje de participación del costo de procedencia nacional (sin incluir el componente Cobre y Aluminio).

c : Porcentaje de participación de costos del Cobre.

d : Porcentaje de participación de costos del Aluminio.

Siendo los valores iniciales de los índices de actualización, según dicha Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD, los siguientes:

oTc = 3,161 S/./US$

oIPM = 191,563075

oPc = 265,984167

oPal = 2240,72037

Mientras que los valores de los coeficientes a, b, c y d, son los que se consignaron en el Cuadro 2.2 del Anexo 2 de la misma Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD, los cuales fueron modificados con la Resolución OSINERGMIN N° 279-2009-OS/CD:


Coeficientes de la Fórmula de Actualización de SST Área de

Demanda a b c d

3 0,3299 0,586 0,0279 0,0562

Para determinar el CMA del SST, de cada TITULAR, a utilizarse en el presente proceso regulatorio, se deduce el valor del CMA de los Elementos pertenecientes al SST dados de Baja entre el 24 de julio 2006 y el 31 de diciembre 2012, actualizados con la misma fórmula de actualización fijada para el CMA inicial del SST.

Preliminarmente se han considerado todas las Bajas declaradas por los TITULARES, a diciembre de 2012, en cumplimiento del “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión”, aprobado con Resolución OSINERGMIN N° 244-2010-OS/CD; así como las Bajas, que de oficio, han sido calificadas por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERGMIN.



Las subsiguientes actualizaciones de los SST, que por Ley debe realizarse en cada fijación tarifaria, se efectuarán con la misma fórmula de actualización. El CMA del SSTD de REP se calcula separadamente del resto de los TITULARES, bajo las condiciones contractuales específicas.

Los resultados de la actualización del CMA de los SST asignados al Área de Demanda 3, se muestran en el siguiente cuadro:




CHAVIMOCHIC - - 95 553 75 730 171 283

CONENHUA - 95 794 - - 95 794

ETENORTE 316 203 494 759 152 911 215 010 1 178 883

HIDRANDINA 2 741 316 414 165 8 102 510 5 366 230 16 624 221

REP 139 129 113 261 12 677 25 945 291 011

TOTAL ÁREA 3 196 648 1 117 978 8 363 651 5 682 914 18 361 192

(*) Se ha utilizado 2,578 S/./US$, como tipo de cambio al 31.01.2013

6.4.2 CMA de SCT

Los CMA de las instalaciones de transmisión que forman parte de los SCT existentes a diciembre de 2012, se han venido determinando en los correspondientes procesos de Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de SST y SCT, según procedimiento aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN N° 022-2008-OS/CD y modificado por Resolución OSINERGMIN N° 269-2010-OS/CD.

Toda vez que conforme a lo dispuesto en el numeral II), literal d), del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, el CMA de los SCT, se establecieron de forma definitiva en cada proceso de Liquidación Anual de Ingresos, con base en los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial; en el presente proceso regulatorio sólo corresponde la actualización del CMA de cada instalación del SCT que se ha dado de Alta posteriormente al 23 de julio de 2006 en que se emitió la Ley N° 28832.

Al respecto, es del caso señalar que en la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD (modificada y complementada por la Resolución OSINERGMIN N° 279-2009-OS/CD) se establecieron fórmulas de actualización para el CMA del SCT de cada Área de Demanda, considerando las instalaciones implementadas desde el 24 de julio de 2006 y las previstas para el período 2009-2013 en el primer Plan de Inversiones de SCT, estableciendo su eventual aplicación durante la vigencia del periodo tarifario bajo las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en más de 5% respecto al valor del mismo factor correspondiente a la última actualización. Durante el periodo tarifario vigente (noviembre 2009 – abril 2013) no se aplicó ninguna de estas fórmulas de actualización, ya que no se han dado las condiciones de aplicación mencionadas.



Asimismo, dado que no se ha cumplido con la implementación de las instalaciones previstas en el Plan de Inversiones para el período 2009- 2013, dichas fórmulas de actualización devienen en inaplicables para la actualización del CMA del SCT existente, que por Ley debe realizarse en cada fijación tarifaria, ya que no reflejan la composición de costos del conjunto de instalaciones que sí se han ejecutado.

En este orden de ideas, sin variar el valor de los CMA fijados en cada proceso de Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de SST y SCT realizados, corresponde estructurar las fórmulas de actualización de los CMA de las instalaciones del SCT existente a diciembre de 2012, bajo los siguientes criterios:

• Se actualiza al 30 de marzo de 2013, el CMA de cada instalación dada de Alta en el período comprendido entre el 24 de julio de 2006 y el 31 de diciembre de 2012, considerando en la fórmula de actualización: como índices iniciales ( , , y ) los que corresponden al 31 de diciembre del año anterior al de la aprobación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión, vigente en la fecha de la puesta en servicio del Elemento y como coeficientes (a, b, c y d) los que reflejen la propia estructura de costos del mismo.

• Las subsiguientes actualizaciones, a realizarse en cada fijación tarifaria, se efectuarán con la misma fórmula de actualización de cada Elemento.

En el Anexo E del presente informe, se presentan los coeficientes y los índices iniciales de las fórmulas de actualización de los CMA que forman parte de los SCT, establecidas bajo los criterios señalados.

Así, los CMA del SCT, por cada una de las partes del sistema eléctrico equivalente, correspondientes al SER del Área de Demanda 3 actualizado, son los que se muestran a continuación:




CHAVIMOCHIC - - - - -

CONENHUA - - - - -

ETENORTE - - - - -

HIDRANDINA 1 237 773 957 057 1 862 521 3 560 191 7 617 542

REP - 7 279 831 - - 7 279 831

TOTAL ÁREA 1 237 773 8 236 888 1 862 521 3 560 191 14 897 373

(*) Se ha utilizado 2,578 S/./US$, como tipo de cambio al 31.01.2013 NOTA: CMA de las instalaciones implementadas desde el 24 de julio de 2006.



6.4.3 Ingreso Tarifario De acuerdo al Artículo 22º de la NORMA TARIFAS, el Ingreso Tarifario (IT) se calcula solamente para instalaciones de MAT o MAT/MAT de los SST o SCT asignados parcial o totalmente a la demanda, que se encuentren directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra.

Para la determinación de los IT por potencia y energía, se aplican los mismos procedimientos establecidos para el Sistema Principal de Transmisión.

La fórmula de cálculo de aplicación es la siguiente para los IT por potencia

1Flujo1Precio-2Flujo2PrecioPotenciaIT ××=

Donde:

Precio1 y Precio2 : Precios de potencia de las barras a las que se encuentra directamente conectado el Elemento (línea o transformador).

Flujo 1 y Flujo 2 : Valores de potencia en los extremos del Elemento conectado directamente a las barras (1 y 2), los cuales resultan del cálculo de Flujo de Potencia para condiciones de máxima demanda coincidente con el SEIN.

La fórmula de cálculo de aplicación es la siguiente para los IT por energía:

1Flujo1Precio-2Flujo2PrecioEnergíaIT ××=

Donde:

Precio1 y Precio2 : Precios de energía de las barras a las que se encuentra directamente conectado el Elemento (línea o transformador).

Flujo 1 y Flujo 2 : Valores de la energía, en los extremos del Elemento conectado directamente a las barras (1 y 2), los cuales se determinan mediante el modelo PERSEO.

Si los valores de IT resultan negativos se consideran como iguales a cero.

Finalmente, se calcula el valor de los Ingresos Tarifarios Anualizados por cada elemento, los que resultan de la sumatoria de los Totales Anualizados respectivos, para cada año considerado en el cálculo de los Peajes, empleando la Tasa de Actualización anual establecida en el Artículo 79º de la LCE.

Sin embargo, en el Área de Demanda 3 no existen Elementos MAT o MAT/MAT directamente conectados entre dos barras para las cuales se hayan fijado Precios en Barra.



6.4.4 Cálculo de Peajes Para cada Área de Demanda se determina el Peaje de cada parte del sistema eléctrico equivalente, como el cociente del valor presente del flujo de CMA menos el IT anual entre el valor presente de las demandas mensuales para un horizonte de 4 años, conforme la siguiente expresión:

∑

∑×

=

=

+

+

−

=añomes

mesmes

mes

añoaño

añoaño

D

ITCMA

PU

1

4

1

)1(

)1(

β

α

Donde: PU : Peaje Unitario expresado en ctms S/./kWh CMA : Costo Medio Anual o parte del CMA asignado a los

Usuarios, expresado al 30 de abril de cada año, en miles S/.

α : Tasa de Actualización anual, según el Art. 79° de la LCE o el que la sustituya

β : Tasa de actualización mensual calculada con la tasa de actualización anual, obtenida mediante la siguiente expresión:

1)1(

12/1 −+= αβ año : Horizonte para cálculo de peaje, equivalente a 4 años Dmes: Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh año : Índice de variación del año mes : Índice de variación del mes

El cálculo anterior se efectúa para cada uno de los siguientes componentes, según el nivel de tensión:

PUMAT : Peaje Unitario de la Red de Muy Alta Tensión (MAT) PUMAT/AT : Peaje Unitario de la Transformación Muy Alta Tensión a

Alta Tensión (MAT/AT) PUAT : Peaje Unitario de la Red de Alta Tensión (AT) PUAT/MT : Peaje Unitario de la Transformación Alta Tensión a Media

Tensión (AT/MT)

El CMA considerado en este cálculo incluye el CMA de las instalaciones del SSTD y del SCTD existentes al 31 de diciembre de 2012, debidamente validadas en los procesos de Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de Transmisión de SST y SCT y actualizados mediante las fórmulas correspondientes.

El peaje acumulado por cada nivel de tensión, resulta de agregar los peajes correspondientes según la secuencia de los niveles de tensión en el sentido del flujo de la energía.

Peaje Acumulado MAT = PUMAT Peaje Acumulado AT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT Peaje Acumulado MT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT+ PUAT/MT



Los Peajes acumulados por nivel de tensión de la PROPUESTA OSINERGMIN, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 6-6 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 3 PEAJES ACUMULADOS POR NIVEL DE TENSIÓN

(Ctm. S/./kWh)


MAT Acumulado en

AT Acumulado

en MT


CONENHUA - 0,0025 0,0025

ETENORTE 0,0061 0,0230 0,0303

HIDRANDINA 0,0770 0,3716 0,6772

REP 0,0027 0,1951 0,1960

TOTAL ÁREA 0,0859 0,5947 0,9111

(*) Se ha utilizado 2,578 S/./US$, como tipo de cambio al 31.01.2013

El peaje total indicado en el cuadro anterior debe aplicarse a la demanda de todos los clientes regulados y libres de los sistemas eléctricos comprendidos en el Área de Demanda 3, acumulados al nivel de tensión correspondiente a su punto de conexión con el SEIN (Punto de Suministro16), debiendo el monto resultante transferirse a cada uno de los TITULARES que la conforman, en proporción a los peajes parciales fijados para cada uno de ellos por nivel de tensión.

6.4.5 Fórmulas de Actualización Con base en los criterios que al respecto se han desarrollado en el anterior numeral 6.3 y según la normativa vigente, los parámetros a, b, c y d, correspondientes a las Fórmulas de Actualización de la PROPUESTA OSINERGMIN, de cada elemento dado de Alta son los que se consignan en el Anexo E del presente informe, mientras que las correspondientes a toda el Área de Demanda 3, son los siguientes:

Cuadro Nº 6-7 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 3 FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DE CMA DE SST

Titular a b c d

TOTAL ÁREA 0,3299 0,586 0,0279 0,0562

16 Definición según D.S. N° 022-2009-EM



Cuadro Nº 6-8 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 3 FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DEL CMA DE SCT

Ver Anexo E


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN PEAJES

Titular a b c d

TOTAL ÁREA 0,2254 0,6786 0,0593 0,0366

6.5 Revisión de Alícuotas

Con base a verificaciones in situ y en la actualización de la información referente a las instalaciones de SST y SCT, se ha encontrado que existen Elementos que forman parte del SST que no fueron considerados en la etapa de fijación de los porcentajes de participación de cada Elemento respecto al CMA equivalente del SST existente al 23 de julio de 2006 en que se emitió la Ley N° 28832 y otros que, sin existir, fueron incluidos debido a información imprecisa proporcionada por las concesionarias correspondientes.

Ante esta situación, y dado que dicho valor porcentual influye en las deducciones que se deben realizar para la actualización del CMA de los SST cuando uno de sus Elementos sea dado de Baja; de oficio, OSINERGMIN ha procedido a realizar la revisión de tales Alícuotas. Para el Área de Demanda 3 amerita dicha revisión debido a los siguientes casos:

ITEM SITUACIÓN PROBLEMA REVISIÓN

1

En la SET Nepeña se consideró dos (2) celdas de línea en 138 kV hacia la SET Chimbote Sur, cuando sólo existe una. Asimismo, no se consideró en esta SET la celda de transformación 138 kV.

Se modificó la celda de línea a celda de transformación.

En consecuencia, las Alícuotas de los Elementos del SST del Área de Demanda 3, recalculadas, son las que se muestran en el Anexo F del presente informe.

6.6 Caso del sistema Trujillo-Cajamarca-Pajuela

En la regulación de los SST y SCT correspondiente al período 2009-2013, se incluyó el SST Trujillo-Cajamarca-Pajuela de propiedad de CONENHUA como un SST remunerado de manera exclusiva por la demanda de la Compañía Minera Yanacocha S.A. (en adelante “Yanacocha”); sin embargo, para la presente regulación CONENHUA se ha considerado la incorporación a este SST cargas tanto del Servicio Público de Electricidad (reguladas) como de otros Clientes Libres además de Cia. Minera Yanacocha.



Para una mejor referencia, a continuación se muestra el diagrama correspondiente al SST Trujillo Norte – Cajamarca Norte – Pajuela:

HIDRANDINA HIDRANDINA

Cajamarca

60 kV

TRUJILLO NORTE

220 kV

137 km

CAJAMARCA NORTE

220 kV

KIMAN AYLLU

220 kV

10 km

10 km

YANACOCHA

(La Pajuela)

GOLD MILL

ELECTRONORTE

22.9 kVGOLD FIELDS

CERRO CORONA

220 kV

10 kV

220 km

6.6.1 Asignación de la Responsabilidad de Pago

Para establecer la asignación de responsabilidad de pago por el SST Trujillo Norte-Cajamarca Norte – Pajuela, se debe tener presente que antes de la emisión de la Ley N° 28832, en el período agosto 2005 - julio 2006 este SST venía siendo pagado únicamente por el Cliente Libre Yanacocha, por lo que según lo dispuesto en el numeral VIII) del literal e) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE17 y la definición 4.1.4 de la NORMA TARIFAS, se trata de un SST de demanda tipo SSTL, por lo que de haberse incorporado otras cargas a este sistema, la asignación de responsabilidad de su pago debe determinarse de acuerdo al procedimiento establecido en el numeral 6.2.2 de la NORMA TARIFAS.

Bajo este orden legal y según el porcentaje de participación de las cargas que pertenecen al Servicio Público de Electricidad, la línea 220 kV Trujillo Norte – Cajamarca Norte y sus celdas conexas debe ser pagada por los Clientes Libres Yanacocha, Gold Mill y Gold Fields (puesto que la máxima demanda de la carga regulada, conformada por la ciudad de Cajamarca, Hidrandina 10

17 Numeral agregado mediante Decreto Supremo N° 014-2012-EM

VIII) Parael uso por parte de terceros de instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión que a la fecha de entrada en vigencia de la Ley N° 28832, eran pagadas y/o usadas por el titular y/o por Usuarios Libres, OSINERGMIN establecerá la responsabilidad de pago en proporción a la demanda de dichos usuarios y de los terceros que se conecten a partir de dicha fecha, bajo el criterio de buscar la eficiencia económica. Los terceros que pertenezcan al Servicio Público de electricidad participarán en la responsabilidad de pago sólo si su demanda supera el 5% de la demanda total de dicho sistema Secundario de Transmisión, según el procedimiento aprobado por OSINERGMIN. En este caso la parte que corresponda a dichos terceros será incluida en el cálculo del Peaje del Sistema Secundario de Transmisión a ser pagado por todos los Usuarios del Área de Demanda correspondiente.



kV y Electronorte 22,9 kV, no alcanza el 5% respecto de la Máxima Demanda de dicha línea); el transformador 220/60/10 kV y sus tres celdas conexas, deben ser pagadas por Yanacocha y las cargas reguladas que se alimentan del mismo (puesto que la máxima demanda de la ciudad de Cajamarca e Hidrandina 10 kV alcanza el 14,1% de la máxima demanda del total de cargas que se alimentan de este transformador) y la línea 60 kV en doble terna Cajamarca Norte – Pajuela debe ser pagada únicamente por Yanacocha.

6.6.2 CMA y Cargo Unitario del SSTL Trujillo Norte – Cajamarca Norte - Pajuela

Conforme a lo dispuesto en el numeral I), literal b), del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, el CMA del SSTL Trujillo Norte – Cajamarca Norte - Pajuela se fijó en la regulación anterior (2009-2013), mediante la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD (modificada y complementada por la Resolución OSINERGMIN N° 279-2009-OS/CD) por lo que para la presente regulación corresponde su actualización según la fórmula de actualización fijada mediante las mismas resoluciones referidas:

Cuadro Nº 6-10 Coeficientes de la Fórmula de Actualización

Área de Demanda a b c d SSTL CONENHUA en 3 0,3988 0,475 0,0103 0,1159

En consecuencia, siendo los índices iniciales de actualización los mismos que se fijaron en la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD, los CMA actualizados del SSTL Trujillo Norte – Cajamarca Norte - Pajuela, para el período 2013-2017, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 6-11 Titular


CMA S/.

CONENHUA LT 220 kV Trujillo Norte – Cajamarca Norte 4 406 785 CONENHUA Transformador 220/60/10 kV en SET Cajamarca Norte (*) 678 326 CONENHUA LT 60 kV Cajamarca Norte - Pajuela 318 562

(*) El 14,1% de este CMA es pagado a través del Peaje del Área de Demanda 3

En base a todo lo cual, los CPSEE del SSTL de CONENHUA, para el período 2013-2017, son los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 6-12 Subestación

Base Instalaciones

Secundarias del CPSEE

Cargo CPSEE

Ctm. S/./kW.h



Norte 0,6049


Gold Fields

Cajamarca Norte



LT 60 kV Cajamarca Norte - Pajuela 0,0814 Yanacocha (*) Corresponde ser agregado al Peaje del Área de Demanda 3

Es del caso señalar que la fórmula para la actualización del CBPSE del SSTL Trujillo Norte – Cajamarca Norte - Pajuela, es la misma que la fijada en la



regulación de SST y SCT 2009-2013, estando su aplicación sujeta a las mismas condiciones que las establecidas para la actualización de los Peajes.

6.6.3 Factores de Pérdidas Medias del SSTL de CONENHUA

Conforme los resultados del cálculo de flujos de carga, correspondientes al SSTL Trujillo Norte – Cajamarca Norte - Pajuela, los Factores de Pérdidas Medias resultantes para el período 2013-2017 son los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6-13 PROPUESTA OSINERGMIN SSTL de CONENHUA

Factores de Pérdidas Medias Factor MAT MAT/AT AT AT/MT



6.7 Caso particular de Sistemas Aislados

Debido a que pueden integrarse al SEIN sistemas aislados durante el periodo de vigencia de la fijación tarifaria, se requiere incorporar el CMA correspondiente al SSTD de estos sistemas, para lo cual se asume el siguiente criterio: Con base al principio de equidad se tiene en cuenta el criterio establecido en el Reglamento de la LCE en el sentido que se debe determinar un monto de CMA equivalente para remunerar los SSTD del mismo, por lo que se toma en cuenta que dicho monto debe ser un monto que refleje el ingreso del TITULAR por las instalaciones de SSTD al 23 de julio de 2006. En ese sentido, el CMA del SSTD a considerarse para estos casos, corresponde al monto, en soles, que se señala en la última fijación de precios en barra. En el caso del Área de Demanda 3, no se incluye ningún sistema aislado en esta modalidad.



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas HIDRANDINA, ETENORTE, CONENHUA y REP, así como a los análisis de oficio correspondiente a las instalaciones de las titulares que no han presentado propuesta y que pertenecen al Área de Demanda 3, se concluye lo siguiente:

a) Los Peajes por los SST y SCT, a ser pagados por todos los usuarios del Área de Demanda 3, son los que se muestran en el siguiente cuadro:

PEAJES POR NIVEL DE TENSIÓN ÁREA DE DEMANDA 3 Para el periodo 2013 - 2017

(Ctm. S/./kWh)


MAT Acumulado

en AT Acumulado

en MT


CONENHUA - 0,0025 0,0025

ETENORTE 0,0061 0,0230 0,0303

HIDRANDINA 0,0770 0,3716 0,6772

REP 0,0027 0,1951 0,1960

TOTAL ÁREA 0,0859 0,5947 0,9111

b) Los factores de pérdidas medias de potencia y energía, que deben ser aplicados para reflejar los precios de potencia y energía fijados en las Barras de Referencia de Generación del SEIN a las demás barras de los SST y SCT comprendidos en el Área de Demanda 3, son:



Factores de Pérdidas Medias para el Área de Demanda 3 Para el periodo 2013 - 2017




c) En cuanto al SSTL Trujillo Norte – Cajamarca Norte - Pajuela, de CONENHUA, el Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE) y Factores de Pérdidas Medias, son los siguientes:

Subestación Base


Cargo CPSEE

Ctm. S/./kW.h



Norte 0,6049


Gold Fields

Cajamarca Norte



LT 60 kV Cajamarca Norte - Pajuela 0,0814 Yanacocha (*) Corresponde ser agregado al Peaje del Área de Demanda 3




d) Se recomienda la emisión de una resolución fijando las Tarifas conformadas por los valores contenidos en los cuadros referidos en los literales anteriores, los cuales se mantendrán vigentes desde el 01 de mayo de 2013 hasta el 30 de abril de 2017.



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Tablas de Elementos del SST dados de Baja del Área de Demanda 3 - Según Propuestas.

Anexo B Tablas de Elementos del SCT dados de Alta - Según Propuestas.

Anexo C Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL.

Anexo D Instalaciones del SST dadas de Baja, según validación de OSINERGMIN.

Anexo E Instalaciones del SCT dadas de Alta, según validación de OSINERGMIN.

Anexo F Revisión de Alícuotas.

Anexo G Cuadros Comparativos.



Anexo A Tablas de Elementos del SST dados de Baja -

Según Propuesta

OSINERGMIN-GART Informe N° 00XX-2013-GART


TABLA A1: ELEMENTOS DEL SST CORRESPONDIENTE AL TITULAR HIDRANDINA

Nombre del Elemento Instalación

TRUJILLO SUR - VIRU -

L-1116 CHIMBOTE 2 - SANTA -

Celda Alimentadoren SE Trujillo Norte Trujillo Norte

Celda Alimentadoren SE Trujillo Norte Trujillo Norte

Celda de Linea a SE Santa Chimbote2

Celda Linea-Transformador a SE Chimbote2 Santa

Transformadoren SE Florida Florida

Transformadoren SE Carhuaz Carhuaz

OSINERGMIN-GART Informe N° 063-2013-GART


Anexo B Tablas de Elementos del SCT dados de Alta -

Según Propuesta



MAYO 2006 – ABRIL 2009 (TITULAR HIDRANDINA)

Año Mes Nombre del Elemento Instalación

2006 10 Transformador de Potencia-Tr3 csl_Trapecio, RESERVA SET MAT/MT TRAPECIO

2007 2 Transformador de Potencia-Tr3 csl_TrujilloSur SET MAT/MT TRUJILLO SUR

2007 4 Transformador de Potencia-Tr2 csl_Charat SET AT/MT CHARAT

2007 8 Celda de Línea-Lne csl_Trujillo Sur-Viru SET MAT/MT TRUJILLO SUR

2007 8 Celda de Línea-Lne csl_Trujillo Sur-Viru SET AT/MT VIRU

2007 8 Celda de Transformador-tr3 NuevaViru SET AT/MT VIRU

2007 8 Celda de Transformador-tr3 NuevaViru SET AT/MT VIRU

2007 8 Transformador de Potencia-Tr3 csl_Viru_2 SET AT/MT VIRU

2007 8 TRUJILLO SUR - VIRU TRUJILLO SUR - VIRU

2008 4 Transformador de Potencia-Tr2 csl_Malabrigo SET MAT/MT MALABRIGO

2009 4 Celda de Alimentadores SET AT/MT VIRU



MAYO 2009 – ABRIL 2013 (TITULAR HIDRANDINA) Año Mes Nombre del Elemento Instalación

2009 10 Transformador de Potencia-Tr2 csl_Carhuaz SET AT/MT CARHUAZ

2010 4 Celda de Línea-Lne csl_Viru-Chao SET AT/MT VIRU

2010 4 Celda de Transformador-Tr3 csl_Chao SET AT/MT CHAO

2010 4 Celda de Transformador-Tr3 csl_Chao SET AT/MT CHAO

2010 4 Celda de Línea - Transformador-Tr3 csl_Chao SET AT/MT CHAO

2010 4 Celda de Alimentadores SET AT/MT CHAO




2010 4 Transformador de Potencia-Tr3 csl_Chao SET AT/MT CHAO

2010 4 VIRU - CHAO VIRU - CHAO

2010 6 Celda de Alimentadores SET MAT/MT TRUJILLO SUR



2010 6 Celda de Alimentadores SET MAT/MT SANTA

2010 6 Celda de Alimentadores SET MAT/MT SANTA

2010 10 Celda de Línea-Lne csl_Trujillo-Trujillo Oeste SET MAT/MT TRUJILLO OESTE

2010 10 Celda de Transformador-tr3 csl_Trujillo Oeste SET MAT/MT TRUJILLO OESTE



2010 10 Celda de Alimentadores SET MAT/MT TRUJILLO OESTE


2010 10 Transformador de Potencia-Tr3 csl_Trujillo Oeste SET MAT/MT TRUJILLO OESTE

2010 10 Transformador de Potencia-RESERVA SET MAT/MT TRUJILLO OESTE

2010 10 Celda de Línea-Lne csl_Trujillo-Trujillo Oeste SET MAT/MT TRUJILLO NORTE




2010 10 Transformador de Potencia-Tr2 csl_Malabrigo2 SET MAT/MT MALABRIGO

2010 10 Celda de Línea-Lne csl_Pierina-Huaraz SET MAT/AT PIERINA

2010 10 Celda de Transformador-Tr2 csl_Pierina Hidrandina SET MAT/AT PIERINA

2010 10 Celda de Transformador-Tr2 csl_Pierina Hidrandina SET MAT/AT PIERINA

2010 10 Transformador de Potencia-Tr2 csl_Pierina Hidrandina SET MAT/AT PIERINA

2010 10 Celda de Alimentadores SET AT/MT PALLASCA

2010 10 Transformador de Potencia-Tr3 csl_Pallasca SET AT/MT PALLASCA

2010 10 Celda de Línea-Lne csl_Pierina-Huaraz SET AT/MT HUARAZ

2010 10 Celda de Línea a Santa SET MAT/MT CHIMBOTE-01

2010 10 Celda de Alimentadores SET MAT/MT TRAPECIO

2010 10 TRUJILLO NORTE - TRUJILLO OESTE TRUJILLO NORTE - TRUJILLO OESTE

2010 10 PIERINA - HUARAZ PIERINA - HUARAZ

2010 10 CHIMBOTE 1 - SANTA CHIMBOTE 1 - SANTA

2011 2 Celda de Línea-Lne csl_Pomabamba-Huari SET AT/MT POMABAMBA

2011 2 Celda de Transformador-tr3 csl_Huari SET AT/MT HUARI

2011 2 Celda de Transformador-tr3 csl_Huari SET AT/MT HUARI

2011 2 Celda de Línea - Transformador-Lne csl_Pomabamba-Huari SET AT/MT HUARI

2011 2 Celda de Alimentadores SET AT/MT HUARI





2011 2 Transformador de Potencia-Tr3 csl_Huari SET AT/MT HUARI

2011 2 POMABAMBA - HUARI POMABAMBA - HUARI


2011 10 Transformador de Potencia-Tr2 csl_Cajamarca SET AT/MT CAJAMARCA


2011 10 Celda de Alimentadores SET MAT/MT CHIMBOTE SUR

2011 10 Celda de Línea-Lne csl_Guadalupe-Guadalupe2 SET MAT/AT GUADALUPE

2011 10 Celda de Línea - Transformador SET AT/MT GUADALUPE-02

2011 10 Celda de Alimentadores SET AT/MT GUADALUPE-02

2011 10 CHIMBOTE SUR - NEPEÑA CHIMBOTE SUR - NEPEÑA

2011 10 NEPEÑA - SAN JACINTO NEPEÑA - SAN JACINTO

2011 10 NEPEÑA - CASMA NEPEÑA - CASMA

2011 10 GUADALUPE - GUADALUPE 2 GUADALUPE - GUADALUPE 2



2012 5 Celda de Acoplamiento Longitudinal SET AT/MT CAJAMARCA

2012 10 Celda de Transformador SET MAT/AT CAJAMARCA NORTE



2012 10 Transformador de Potencia 220/60/10 kV, 75 MVA SET MAT/AT CAJAMARCA NORTE

2012 10 Celda de Transformador SET AT/MT TICAPAMPA




2012 10 Celda Alimentador SET AT/MT TICAPAMPA

2012 10 Transformador de Potencia 60/23/10 kV, 9 MVA SET AT/MT TICAPAMPA

2012 10 Celda de Línea a Chimbote Sur SET MAT/MT TRAPECIO

2012 10 Celda de Transformador SET MAT/MT TRAPECIO



2012 5 Transformador de Potencia 33/10 kV, 3 MVA SET AT/MT LA FLORIDA



Anexo C Análisis de las Respuestas a las

Observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL



El análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a la PROPUESTA INICIAL se ha realizado sobre la base de los siguientes documentos:

1. Informes N° 573, 574, 577 y 586-2012-GART, sobre Observaciones a los ESTUDIOS presentados por HIDRANDINA, CONENHUA, ETENORTE y REP, respectivamente.

2. Cartas GR-0057-2013, ETN-002-2013, GG-007-2013 y CS-006-13011142, las empresas HIDRANDINA, ETENORTE, CONENHUA y REP, respectivamente, mediante las cuales presentaron las respuestas a las observaciones hechas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, acompañando en algunos casos nueva información o la subsanación de la originalmente presentada.

3. El análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a la propuesta de REP con relación a Sistemas Asignados a la Generación o Generación-Demanda, se desarrolla en informe aparte.

En los casos en que se considere que la observación ha sido subsanada, no significa necesariamente que se acepta los resultados y conclusiones contenidas en la propuesta de la empresa, ya que, como resultado de los análisis efectuados por OSINERGMIN se puede concluir que la metodología, procedimientos y valores contienen errores de aplicación o de cálculo.

A continuación se presenta el análisis de dichas respuestas, conservando la numeración original de las observaciones.



Análisis de las Respuestas a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de la Empresa HIDRANDINA

Observaciones Generales

Aplicación del Marco Normativo.

1. Observación

La propuesta de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT del Área de Demanda 3, presentada por HIDRANDINA, no ha considerado las modificaciones a la NORMA TARIFAS dadas mediante la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD y normativa vigente relacionada con la presente etapa regulatoria de SST y SCT.

HIDRANDINA debe adecuar su propuesta, dando estricto cumplimiento a lo requerido en la normativa vigente.

Respuesta:

En la oportunidad de elaboración de la propuesta tarifaria cuyo plazo de entrega vencía el 05 de noviembre, estuvo vigente la Norma de Tarifas aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 050-2011-OS/CD, la cual recién se modificó el 15 de octubre mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 229-2012-OS/CD, a su vez, esta última resolución tuvo una fe de erratas, la cual fue publicada el 21 de octubre. Teniendo en cuenta que los titulares de transmisión han venido elaborando el estudio desde mucho antes que se publique la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD bajo una estructura ya definida mediante la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, además que, el plazo fue muy corto para adecuar toda una estructura de cálculo y formatos a la nueva normativa, y por la seguridad de mantener los enlaces y vínculos en el proceso de cálculo, se optó por mantener la Normativa aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD. No obstante, en atención a lo observado, se ha procedido a adecuar los cálculos y formatos a la normativa vigente aprobada mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 229-2012-OS/CD.

Análisis de OSINERGMIN

En su respuesta a esta observación, HIDRANDINA no toma en cuenta que la publicación del proyecto de modificación de la NORMA TARIFAS se realizó el 28 de agosto de 2012, mediante Resolución OSINERGMIN Nº 190-2012-OS/CD, teniendo por tanto conocimiento desde aquella oportunidad de los alcances de la modificación de la NORMA TARIFAS que fue publicada finalmente el 15 de octubre de 2012.

Además, analizada la información que HIDRANDINA presenta como parte de su respuesta a esta observación, se ha verificado que no ha considerado en el cálculo del Peaje, Elementos que no cuentan con su respectiva acta de Alta, así como Elementos del Plan de Inversiones anterior reprogramados para el período 2013-2017, sin tener presente lo establecido en los numerales 24.6 y 24.9 de la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD, donde se indica que para el cálculo del Peaje se debe considerar sólo las Altas y Bajas validadas a través de los procesos de Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT.



Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera como no subsanada.

Demanda

2. Observación

No se ha presentado toda la información necesaria para sustentar la información consignada en los formatos F-500. Asimismo, no se ha tenido en cuenta la modificación de la NORMA TARIFAS en lo que respecta a la información mínima requerida para la presentación de los formatos de demanda, por lo que HIDRANDINA debe presentar toda la información de sustento y adecuar los formatos “F-500” según lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

Se considera la observación como válida solo en la parte donde se menciona que no se ha tomado en cuenta la última modificación de la NORMA TARIFAS, sin embargo se menciona que dicha norma fue publicada en pleno proceso de la elaboración de la propuesta de Peajes, según los argumentos justificatorios que se indican en la respuesta de la observación 1.

Respecto a la información mínima empleada en el estudio para la presentación de los formatos de demanda, dicha información validada, concordada y trazable aprobada por el regulador, está publicada en la página Web de OSINERGMIN, los cuales son parte del sustento del Plan de Inversión del periodo mayo 2013 – abril 2017 aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 217-2012-OS/CD.


Si bien, mediante esta respuesta HIDRANDINA reitera haber utilizado la misma demanda validada por OSINERGMIN en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, debió dar cumplimiento a la presentación de todos los formatos que según la NORMA TARIFAS deben de ser presentados en esta etapa regulatoria.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera como parcialmente subsanada.

Costos de Inversión

3. Observación

No se han presentado los formatos que corresponden a la valorización de los elementos de transmisión (F-300). Al respecto, es necesario que HIDRANDINA presente dichos formatos teniendo en cuenta las modificaciones realizadas en la NORMA TARIFAS.



Respuesta:

En la propuesta se ha considerado los formatos F-300 ya aprobados por el regulador. En efecto, en el proceso de regulación del Plan de Inversiones, aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 217-2012-OS/CD, se indica las instalaciones que modifican parte del CMA de los SCT para el periodo mayo 2009 – abril 2013 y las instalaciones totales del CMA de los SCT para el periodo mayo 2013 – abril 2017.

Los archivos de valorización fueron publicados por el organismo regulador en la página Web del OSINERGMIN, cuyos formatos F300 ya se encuentran vinculados.

Por otra parte, las demás instalaciones que completan los CMA de los SCT para el periodo julio 2006 – abril 2012 fueron publicadas en su oportunidad como hoja de cálculo en la anterior regulación tarifaria fijado con la Resolución OSINERMIN 184-2009-OS/CD y modificado con Resolución OSINERGMIN Nº 279-2009-OS/CD.

Por tanto, dado que el cálculo de peaje solo necesita del formato F-308 con los CMA de los SCT debidamente actualizados, tal como lo indica la NORMA TARIFAS, consideramos que el formato F-308 de la propuesta tarifaria mantiene la transparencia, la cual está justificada según lo indicado en los párrafos anteriores.


En el numeral 24.6 de la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD se menciona lo siguiente.

“En cada fijación tarifaria, se incluye el CMA debidamente actualizado de las instalaciones que estando aprobadas en el anterior Plan de Inversiones y/o Contratos de Concesión de SCT, se hayan puesto en servicio y no fueron incluidos en el proceso de Liquidación Anual de Ingresos anterior a tal fijación tarifaria”.

En ese sentido, para los Elementos que se hayan puesto en servicio durante los años 2009-2013 y que no fueron considerados en la Liquidación Anual de Ingresos, corresponde realizar la valorización de dichos Elementos considerando para ello las variaciones en fecha y características, respecto a su valorización preliminar en el PI 2009-2013 ó PI 2013-2017.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera no subsanada.

4. Observación

No se presenta la justificación de los Elementos de reserva, que se consideran como parte de la propuesta de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT. HIDRANDINA debe presentar dicha justificación acompañada del Plan de Contingencia de la Transmisión para el Área de Demanda 3.



Respuesta:

Al respecto debemos mencionar que las instalaciones SST y SCT que se considera en el cálculo de peajes, donde se incluye las instalaciones de RESERVA; provienen de los archivos de cálculo publicados en su oportunidad en la regulación tarifaria mayo 2009 – abril 2013, considerando los cambios en el Plan de Inversiones para dicho periodo según se indica en el Anexo 1 del Informe No.0460-2012-GART que sustenta la Resolución OSINERGMIN Nº 217-2012-OS/CD.

Por lo descrito, los Elementos de Reserva considerados en el estudio son parte del Plan de Inversiones ya aprobados por el regulador.


En el análisis efectuado para la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017, el transformador de reserva 60/23/10 kV, 30 MVA aprobado en el Plan de Inversiones 2009-2013 se considera como instalado en la SET Castilla, por lo que HIDRANDINA deberá gestionar su acta de Alta conforme se indica en el Informe N° 456-2012-GART.

Consideración que se ha verificado HIDRANDINA ha tomado en cuenta para el cálculo de Peajes, donde no incluye Elementos de Reserva.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada.

Costo de Operación y Mantenimiento

5. Observación

En mérito a las correcciones que se realicen en lo correspondiente a la valorización de las inversiones, HIDRANDINA debe efectuar el recálculo del COyM respectivo.

Respuesta:

Debido a que el CMA de los SCT del anterior Plan de Inversiones, ya contiene en su cálculo la componente del COyM, es implícito que se ha procedido con el recálculo de dicho Costo de Operación y Mantenimiento (COyM).


Según el análisis de la respuesta a la Observación 3, HIDRANDINA no ha efectuado una debida actualización del CMA, por lo que es implícito que el COyM tampoco ha sido correctamente actualizado.



Conclusión


Factores de Pérdidas Medias e Ingreso Tarifario

6. Observación

No se han presentado los archivos fuente que sustentan los Factores de Pérdidas Medias de Potencia y Energía. Al respecto, es necesario que HIDRANDINA presente dichos archivos con la finalidad de verificar la demanda utilizada, las pérdidas en transmisión y los Elementos a excluir.

Respuesta:

En la etapa de presentación de propuestas, los cálculos de los Factores de perdidas medias se presentaron en el archivo “F_500_FactPerd_Area_03.xls”, en la propuesta final se incluyen dichos formatos, así como, los archivos fuente (archivos PFD) que corresponden a los archivos del DigSilent que sustenta la información empleada para la determinación de las pérdidas medias.


Los archivos fuente presentados por HIDRANDINA, son inconsistentes en los órdenes de magnitud de la demanda considerada; asimismo, en dichos archivos no es posible verificar la demanda utilizada para determinar los factores de pérdidas medias de potencia y energía.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera parcialmente subsanada, toda vez que se da cumplimiento con la presentación sin embargo no son correctos los resultados.

7. Observación

No se han presentado los cálculos correspondientes para determinar los ingresos tarifarios. Al respecto, es necesario que HIDRANDINA presente dichos cálculos teniendo en cuenta la normativa vigente.

Respuesta:

La empresa no dispone de instalaciones que cumplen la característica de tener líneas de transmisión en MAT y que las barras que la conectan tengan precios en barra, por tanto, la determinación de ingresos tarifarios no corresponde a HIDRANDINA. Sin embargo, para fines del cálculo del peaje se ha considerado los valores de ingresos tarifarios del Área de Demanda, los cuales corresponden a otros titulares con valores similares a la regulación anterior como mejor dato disponible.




Conforme se indica en el numeral 5.4 de la NORMA TARIFAS, los cálculos realizados para determinar los Ingresos Tarifarios corresponden a los contenidos mínimos de los Estudios a presentarse en la etapa de aprobación de Peajes y Compensaciones de los SST y SCT. Al respecto, HIDRANDINA debe incluir en sus cálculos de Peaje los ingresos tarifarios de las instalaciones bajo estas características, del Área de Demanda 3, independientemente de quien sea el Titular.

Conclusión


Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización

8. Observación

Se ha determinado el CMA del SST y SCT sin tener en cuenta las modificaciones de la NORMA TARIFAS, específicamente lo señalado en los numerales 24.6 y 24.9 de la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD.

Al respecto, HIDRANDINA debe efectuar las correcciones del caso teniendo presente que el CMA de los SST y SCT está conformado sólo por los elementos existentes, es decir considerando las Bajas y Altas debidamente validadas según lo establecido en la normativa vigente.

Respuesta:

En esta nueva propuesta se ha tomado en cuenta los cambios que indica la Resolución OSINERGMIN Nº 229-2012-OS/CD con respecto a las consideraciones de los numerales 24.6 y 24.9 de la NORMA TARIFAS.


Según el análisis realizado a la respuesta de la observación 1, no es correcto lo señalado por HIDRANDINA en esta respuesta.

Conclusión


9. Observación

No se ha realizado correctamente la actualización del CMA de los SST conforme se indica en el numeral I) del literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE. Al respecto, HIDRANDINA debe efectuar las correcciones del caso.



Respuesta:

En el numeral 24.5 del Artículo 24º de la NORMA TARIFAS se indica que los CMA de las instalaciones existentes se actualizarán en cada fijación tarifaria y el numeral 24.6 del mismo articulo indica que los CMA de las instalaciones del anterior Plan de Inversiones deben actualizarse en cada fijación tarifaria de peajes. Esto además se menciona en el numeral I) del literal b) del Artículo 139º del RLCE.

La aplicación de los factores de actualización dependen básicamente de los indicadores macroeconómicos del tipo de cambio, índices de precio al por mayor, precio del cobre y precio del aluminio. El factor de actualización debe ser evaluado considerando los indicadores base, los indicadores actuales a la fecha y los coeficientes a, b, c, y d.

Por lo indicado, HIDRANDINA ha calculado correctamente los factores de actualización, el valor obtenido y aplicación del mismo corresponde a las condiciones que se indica en el párrafo del cuadro 1.15 de la Resolución OSINERGMIN Nº 184-2009-OS/CD el cual se transcribe:

Dicho FA se aplicará en las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en más de 5% respecto al valor del mismo factor correspondiente a la última actualización.


En efecto, en el pie de Cuadro 1.15 de la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD (modificada y complementada por la Resolución OSINERGMIN N° 279-2009-OS/CD) se establecieron fórmulas de actualización para el CMA del SST de cada Área de Demanda, para su eventual aplicación durante la vigencia del periodo tarifario bajo las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en más de 5% respecto a la última actualización, con el propósito de prever alguna volatilidad en los costos que podría originar un significativo desequilibrio económico en el transcurso del periodo tarifario vigente (noviembre 2009 – abril 2013), lo cual no fue necesario, ya que no se dieron las condiciones de aplicación mencionadas.

No obstante, la actualización del CMA del SST existente al 23 de julio de 2006, por Ley, debe realizarse en cada fijación tarifaria; en este caso aplicando la fórmula de actualización establecida para el SST del Área de Demanda 3 y teniendo presente las Bajas acontecidas desde el 24 de julio de 2006 al 31 de diciembre de 2012; sin embargo, HIDRANDINA no ha realizado correctamente esta actualización al suponer que no corresponde actualización alguna por no haberse superado el +/- 5%.

Conclusión




10. Observación

No se ha realizado correctamente la actualización del CMA de los sistemas complementarios de transmisión conforme se indica en el numeral II) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE. Al respecto, HIDRANDINA debe efectuar las correcciones del caso.

Respuesta:

En esta nueva propuesta se ha revisado la actualización de los CMA de los SCT tal como indica la observación, cuyos resultados finales se incluyen en la nueva propuesta.


En correlación con el análisis de la respuesta a la observación anterior, para el caso de los SCT también se estableció en la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD (modificada y complementada por la Resolución OSINERGMIN N° 279-2009-OS/CD) fórmulas de actualización para el SCT de cada Área de Demanda, bajo las mismas condiciones de aplicación señaladas en el Cuadro 1.15 referidas en el análisis de la respuesta a la Observación anterior, considerando en su formulación las instalaciones implementadas desde el 24 de julio de 2006 y las previstas para el período 2009-2013 en el primer Plan de Inversiones de SCT. No fue necesaria la aplicación de ninguna fórmula de actualización de SCT durante el periodo tarifario vigente (noviembre 2009 – abril 2013) ya que no se dieron las condiciones de aplicación mencionadas.

Sin embargo, dado que no se ha cumplido con la implementación de las instalaciones previstas en el Plan de Inversiones para el período mayo 2009-abril 2013, dichas fórmulas de actualización devienen en inaplicables para la actualización del CMA del SCT existente, ya que no reflejan la composición de costos del conjunto de instalaciones que sí se han ejecutado. No obstante, HIDRANDINA las ha aplicado para la actualización del CMA del SCT y para algunos casos concluye incorrectamente que no amerita la actualización porque no supera el +/- 5%.

Conclusión


Reformulación de propuesta

11. Observación

En mérito a las observaciones contenidas en el presente informe, se debe recalcular el CMA y determinar donde corresponda las Fórmulas de Actualización, determinar los Factores de Pérdidas Medias, así como los Peajes y sus Fórmulas de Actualización, correspondientes a los SST y SCT del Área de Demanda 3.

Se requiere por tanto que HIDRANDINA presente su nueva versión del ESTUDIO donde se incluyan las correcciones necesarias, acompañando al



mismo los sustentos requeridos con base en la normatividad vigente y archivos electrónicos correspondientes.

Respuesta:

Se procedió a realizar las modificaciones y consideraciones según las observaciones planteadas por OSINERGMIN, las cuales se incluyen en la nueva propuesta.


En mérito a los análisis efectuados a las respuestas de las anteriores observaciones, los recálculos referidos a la actualización del CMA, Fórmulas de Actualización, Factores de Pérdidas Medias y Peajes; no han sido correctamente calculados.

Conclusión


Observaciones Específicas

Proyección de la Demanda

Deficiencias en la presentación de los Formatos

12. Resumen de la Proyección de la Demanda de Usuarios Menores y Mayores

En el formato F-121 donde se consigna el resumen de la proyección de la demanda de energía total, de Usuarios Menores y Mayores, los datos han sido presentados como valores. Al respecto, HIDRANDINA debe presentar los archivos debidamente vinculados y sustentados conforme lo establece la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

La información de demanda es la misma aprobada por OSINERGMIN en la etapa del Plan de Inversiones, lo cual no es modificable, por lo tanto, el sustento que señalan en su observación es la información de demanda publicada en la página Web de OSINERGMIN cuyos datos consignados en los formatos 100 presentados en la propuesta son los mismos valores que los publicados.


Se verifica que HIDRANDINA ha recogido la información publicada por OSINERGMIN como ventas a Usuarios Menores (F-110) y la proyección de



demanda de Nuevas Demandas y/o Usuarios Mayores (F-116) cuyo total es utilizado en el formato F-50318 tal como señala la NORMA TARIFAS.

Conclusión


13. Registros mensuales de energía del año representativo

No se han presentado los registros mensuales de energía del año representativo (Formato F-501). Al respecto, es necesario se presente dicha información con la finalidad de determinar los factores estacionales de energía consignados en el formato F-502 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

Se ha procedido a determinar los valores del formato F-502 con la mejor información comercial disponible que se proporciona a OSINERGMIN.


HIDRANDINA no ha presentado el formato F-501 por lo que no se puede efectuar la trazabilidad de los valores que ha consignado en el formato F-502.

Conclusión


14. Factores Estacionales de Energía

Además, en correlación con la observación anterior, los factores estacionales de energía presentados en el formato F-502 están consignados en valores, lo que no permite su trazabilidad. Al respecto, es necesario que HIDRANDINA presente los archivos debidamente sustentados conforme lo establece la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

En relación a la respuesta dada a la observación anterior, se reitera que la inclusión de los valores del formato F-502 se ha realizado con la mejor información comercial disponible que se proporciona al OSINERGMIN.


Los valores del formato F-502 se volvieron a presentar en valores, por lo que no se puede verificar si dicha información ha sido correctamente determinada.

18 El TOTAL debe corresponder a la suma de los valores de los formatos F-110 y F-116 multiplicada por los factores de estacionalidad del formato F-502.



Conclusión


15. Demanda Mensual de Energía

Se ha presentando la demanda mensual de energía en el formato F-503 que forma parte de la versión anterior de la NORMA TARIFAS. Al respecto, con la finalidad de obtener correctamente los cálculos requeridos en los formatos F-500, es necesario disponer de la data conforme se indica en la normativa vigente. Asimismo, se debe tomar en cuenta que la demanda acumulada en media tensión (DMT) debe incluir las pérdidas correspondientes obtenidas con la aplicación de los respectivos porcentajes de pérdidas consignados en el formato F-109.

Respuesta:

Se ha procedido a reformular el formato F-503, considerando las modificaciones de la NORMA TARIFAS.


No se ha desagregado los retiros del sistema conforme al acápite 19.5 de la NORMA TARIFAS ni se ha identificado aquellas centrales de generación que se conectan aguas abajo y cuyo régimen de producción sería permanente durante el año, lo cual tiene influencia en los resultados del análisis de flujos de carga con fines del cálculo de los Factores de Pérdidas Medias.

Conclusión


Costos de Inversión

16. Formatos desde F-301 hasta F-307

No se han presentado los formatos correspondientes a la valorización de los Elementos de trasmisión (desde F-301 hasta F-307). Al respecto, es necesario que HIDRANDINA presente dichos formatos consignando los datos requeridos según la modificación de la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

En la propuesta se ha considerado los formatos F-300 ya aprobados por el regulador. En efecto, en el proceso de regulación del Plan de Inversiones, aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 217-2012-OS/CD, se indica las instalaciones que modifican parte del CMA de los SCT para el periodo mayo 2009 – abril 2013 y las instalaciones totales del CMA de los SCT para el periodo mayo 2013 – abril 2017.

Los archivos de valorización fueron publicados por el organismo regulador en la página Web de OSINERGMIN, cuyos formatos F300 ya se encuentran vinculados.



Por otra parte, las demás instalaciones que completan los CMA de los SCT para el periodo julio 2006 – abril 2012 fueron publicadas en su oportunidad como hoja de cálculo en la anterior regulación tarifaria fijado con la Resolución OSINERMIN 184-2009-OS/CD y modificado con Resolución OSINERGMIN Nº 279-2009-OS/CD.

Por tanto, dado que el cálculo de peaje sólo necesita del formato F-308 con el CMA de los SCT debidamente actualizado, tal como lo indica la NORMA TARIFAS, consideramos que el formato F-308 de la propuesta tarifaria mantiene la transparencia, la cual está justificada según lo indicado en los párrafos anteriores.


El análisis de la respuesta a la observación 3 es válido como análisis de la presente respuesta.

Conclusión

Por las mismas razones expuestas en el análisis de la respuesta a la observación 3, la presente respuesta se considera no subsanada.

17. Formato F-308

Se ha presentado el formato “F-308” en valores, lo que no permite realizar el seguimiento de la determinación de los costos de inversión. Asimismo, dicho formato no contiene las modificaciones a la NORMA TARIFAS indicadas en la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD. Al respecto, es necesario que HIDRANDINA incluya los nuevos campos consignados en dicha modificación de la NORMA TARIFAS y que los valores se encuentren debidamente vinculados a sus archivos fuente.

Respuesta:

El formato F-308 ha sido readecuado según el nuevo formato aprobado en la Resolución OSINERGMIN Nº 229-2012-OS/CD.

Con respecto a la observación de que el formato F-308 se presenta en valores, debemos mencionar que las instalaciones SCT para el periodo julio 2006 – abril 2012 fueron publicadas en su oportunidad como hoja de cálculo en la anterior regulación tarifaria, dada con la Resolución OSINERMIN 184-2012-OS/CD y modificada con la Resolución OSINERGMIN Nº 279-2012-OS/CD.

Además, en el proceso de regulación del Plan de Inversiones, aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 217-2012-OS/CD, se indican las instalaciones que modifican parte del Plan de Inversiones de las instalaciones SCT para el periodo mayo 2009 – abril 2013, dichos elementos están sustentados en las hojas de cálculo publicadas en la página Web del ente regulador.

Por tanto, dado que la información contenida en el formato F-308 ya ha sido publicada por OSINERGMIN según lo indicado en los párrafos anteriores, el cálculo de Peaje solo necesita del formato F-308 con el CMA de los SCT debidamente actualizado, tal como lo indica la NORMA TARIFAS. En este



sentido, se ha tomado dicha información y sobre ésta se ha considerado las actualizaciones respectivas.

De lo expuesto, consideramos que el formato F-308 de la propuesta tarifaria mantiene la transparencia que se requiere para esta nueva fijación de peajes secundarios.


Se ha revisado el formato F-308 presentado por HIDRANDINA como parte de la subsanación de la presente observación, sin embargo, los valores consignados en el campo “Código Parte del Sistema” no se han llenado correctamente, conforme se indica en la descripción del formato del Artículo 39° de la NORMA TARIFAS.

Respecto a la vinculación del formato F-308, cabe indicar que para los elementos que entraron en operación durante los años 2009-2013 y no fueron considerados en las liquidaciones anuales, corresponde realizar la valorización respectiva considerando las fechas y características reales según se indica en el Acta de Puesta en Servicio. En efecto, se genera el formato F-308 vinculado para dichos elementos.

Los elementos que no necesitan ser valorizados, corresponden a aquellos Elementos cuyo CMA fueron fijados en las Liquidaciones Anuales de Ingresos por el servicio de SST y SCT, de los años 2011 y 2012.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera parcialmente subsanada.

Costo de Operación y Mantenimiento

18. Se requiere corregir el cálculo del COyM

Dado que el costo de operación y mantenimiento resulta de aplicar a la inversión el porcentaje fijado para cada nivel de tensión y tipo de región en donde se ubica cada elemento de transmisión, en mérito a las correcciones que se realicen en lo correspondiente a la valorización de las inversiones, HIDRANDINA debe efectuar el recálculo del COyM respectivo.

Respuesta:

La actualización del CMA de los SCT a abril 2013, actualiza implicitamente el costo de operación y mantenimiento con los porcentajes vigentes que fueron publicados con la Resolución OSINERGMIN Nº 635-2007-OS/CD, dado que es una componente que forma parte del CMA. Por lo tanto, se ha recalculado los valores correspondientes.


Debido a que no se han absuelto a cabalidad las observaciones relacionadas con la valorización de los Elementos y la actualización del formato F-308, según se requiere en la modificación de la NORMA TARIFAS, no resulta implícitamente correcto el recálculo del COyM.



Conclusión


Factor de Pérdidas Medias e Ingreso Tarifario

19. Sobre el Factor de Pérdidas Medias

No se han presentado los archivos fuente (archivos PFD) que sustentan los valores consignados en los archivos “BDFlujosSein.xls”, “BDFlujosSistema.xls” y “Sist_Barra_Excluir.xls”. Al respecto, es necesario que HIDRANDINA presente los archivos de flujos de carga con la finalidad de verificar la demanda utilizada, las pérdidas en la transmisión y los Elementos a excluir.

Respuesta:

HIDRANDINA dispone de información de demanda validada para su área de concesión, mas no para toda el Área de Demanda. Esta información la administra OSINERGMIN, por lo tanto, le corresponde al regulador publicar el formato de demanda que se emplea para la determinación de los factores de pérdidas para las áreas de demanda en su totalidad, lo cual, no lo ha realizado hasta la fecha, sí habiendo publicado este tipo de información para otras áreas de demanda. Por lo expuesto, en el estudio tarifario se consideró los mismos factores de pérdidas aprobados mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 184-2009-OS/CD.


Esta respuesta es contradictoria con la respuesta dada por HIDRANDINA a la observación 6, donde indica que como parte de su propuesta final incluye los formatos y los archivos fuente (archivos PFD) que sustenta la información empleada para la determinación de las pérdidas medias.

Por otro lado, los archivos fuente presentados por HIDRANDINA, presentan errores en su ejecución; asimismo, en dichos archivos no es posible verificar la demanda utilizada para determinar los factores de pérdidas medias de potencia y energía.

Conclusión


20. Cálculo de los Ingresos Tarifarios

No se han presentado los formatos correspondientes a los ingresos tarifarios por potencia y energía consignados en los formatos F-511 y F-512, respectivamente.

HIDRANDINA se ha limitado a presentar una hoja auxiliar “F-513 Aux”, donde se muestran en valores los ingresos tarifarios anualizados, sin embargo no se presentan las hojas de cálculo para sustentar los resultados obtenidos para los años 2013, 2014, 2015 y 2016.



Al respecto, es necesario que HIDRANDINA presente sus cálculos realizados con la finalidad de sustentar dichos resultados. Asimismo, producto de los cálculos realizados es necesario se presenten los formatos F-511, F-512 y F-513 correctamente vinculados.

Respuesta:

La empresa no dispone de instalaciones que cumplen la característica de tener líneas de transmisión en MAT y que las barras que la conectan tengan precios en barra, por tanto, la determinación de ingresos tarifarios no corresponde a HIDRANDINA. Sin embargo, para fines del cálculo del peaje se ha considerado los valores de ingresos tarifarios del Área de Demanda 3, los cuales corresponden a otros titulares, con valores similares a la regulación anterior como mejor dato disponible.


Conforme se indica en el numeral 5.4 de la NORMA TARIFAS, los cálculos para la determinación de los Ingresos Tarifarios, corresponden al contenido mínimo de los Estudios a presentarse en la etapa de aprobación de Peajes y Compensaciones de los SST y SCT. Al respecto, HIDRANDINA debió presentar como parte de su propuesta, los Ingresos Tarifarios correspondiente a las instalaciones del Área de Demanda 3 con fijación de Precios de barra en sus extremos, indiferentemente de quién sea el Titular.

Conclusión


Determinación del CMA, Peajes, y Fórmulas de Actualización

21. Elementos considerados en el CMA SSTD

HIDRANDINA ha considerado como Baja la celda línea-transformador ubicada en la SET Santa, no obstante estar previsto que dicho Elemento será utilizado para la nueva LT 138 kV Chimbote 1-Santa.

Al respecto, dado que esto influye en el cálculo CMA del SSTD a considerarse en la hoja “F-514” de los formatos F-500, HIDRANDINA debe explicar las razones por las que considera como Baja dicho Elemento.

Respuesta:

Los elementos de transmisión que cuentan con Actas de retiro y que han sido considerados para la determinación del CMA, tienen como motivación principal atender el crecimiento de la demanda en el sistema eléctrico, motivo por el cual no podrían darse de Baja en la fecha prevista, porque pondrían en riesgo la continuidad de la operación del servicio eléctrico.


El numeral 24.9 de la Resolución OSINERGMIN 229-2012-OS/CD, indica lo siguiente.



“El CMA para el cálculo del Peaje de una Área de Demanda será el que resulte de la sumatoria del CMA de los SSTD y los CMA de cada Elemento de los SCT existentes considerando para el efecto sólo las Bajas y Altas debidamente validadas a través de la Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT, realizada el mismo año de fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT”.

En ese sentido, no corresponde considerar la Baja de la celda línea-transformador ubicada en la SET Santa, dado que no cuenta con su respectica Acta de Retiro Definitivo de Operación.

Conclusión


22. Actualización del CMA SSTD

Se descuenta el valor del CMA de las Bajas consideradas, sin afectarlo por el mismo factor de actualización aplicado al CMASSTD total del SSTD. Al respecto, es necesario que HIDRANDINA explique las razones por las que no ha considerado la actualización del CMA de los elementos dados de Baja al ser descontados del CMA total del SSTD previamente actualizado.

No se ha realizado correctamente la actualización del CMA del SST conforme se indica en el numeral I) del literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE. Al respecto, es necesario que HIDRANDINA explique las razones por las que ha considerado el valor “1,000” como factor de actualización del CMASSTD.

Respuesta:

Con respecto a esta observación, la cual también se incluye en las observaciones generales, se menciona lo siguiente:

En el numeral 24.5 del Artículo 24° de la NORMA TARIFAS se indica que los CMA de las instalaciones existentes se actualizarán en cada fijación tarifaria y el numeral 24.6 del mismo artículo indica que los CMA de las instalaciones del anterior Plan de Inversiones deben actualizarse en cada fijación tarifaria de peajes. Esto además se menciona en el numeral I) del literal b) del Artículo 139 del RLCE.

La aplicación de los factores de actualización dependen básicamente de los indicadores macroeconómicos del tipo de cambio, índices de precio al por mayor, precio del cobre y precio del aluminio. El factor de actualización debe ser evaluado considerando los indicadores base, los indicadores actuales a la fecha y los coeficientes a, b, c y d.

HIDRANDINA ha calculado correctamente los factores de actualización, el valor obtenido y aplicación del mismo corresponde a las condiciones que se indica en el párrafo del cuadro 1.15 de la Resolución OSINERGMIN Nº 184-2009-OS/CD el cual se transcribe:

Dicho FA se aplicará en las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en



más de 5% respecto al valor del mismo factor correspondiente a la última actualización.

Dado que el factor de actualización resulta con una variación porcentual dentro del rango +/- 5%, esto implica que se mantiene el factor de actualización base, el cual resulta igual a 1,0000.


No es correcto el razonamiento de HIDRANDINA para considerar como factor de actualización de CMA de los SSTD, el valor de 1,0000.

Al respecto, el análisis realizado a la respuesta de la observación 9, también es válido como análisis de la presente respuesta.

Conclusión


23. Elementos considerados en el CMA del SCT

Se han considerado elementos de transmisión previstos en el Plan de Inversiones 2009-2013, que no han sido implementados, cuando debe considerarse únicamente aquellos elementos puestos en servicio validados a través de las liquidaciones anuales de ingresos por el servicio de transmisión de SST y SCT y; aquellos elementos puestos en servicio, validados con sus respectivas actas de Alta, que no fueron incluidos en el proceso de liquidación anual de Ingresos anterior a la fijación tarifaria en curso.

Asimismo, se observa que se ha considerado para el CMA de SCT los Elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017, sin tener en cuenta que para efecto del cálculo de Peajes sólo se consideran los Elementos debidamente dados de Alta.

Al respecto, es necesario que HIDRANDINA modifique sus cálculos, donde corresponda, según la normativa vigente.

Respuesta:

Se ha considerado las instalaciones SCT que se fijaron en el Plan de Inversiones 2009-2013 aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 141-2009-OS/CD y las instalaciones que modifican el Plan de inversiones 2009-2013 aprobado con la Resolución OSINERGMIN Nº 217-2012-OS/CD.

Por lo tanto, considerando que OSINERGMIN realiza las Liquidaciones Anuales de los SST y SCT los cuales ya incluye las Altas y Bajas, se da por descontado que ambas resoluciones se complementan para tener una única relación de Elementos SCT que son necesarios para la determinación de los peajes secundarios de transmisión.


Se ha verificado que HIDRANDINA ha considerado solo los Elementos que cuentan con su respectiva acta de Alta. conforme a la normativa vigente.



Conclusión


24. Actualización del CMA del SCT

HIDRANDINA ha realizado la actualización del CMASCTD considerando los indicadores iniciales (TC0, IPM0, Cu0 y Al0) correspondientes a la fecha en la que se fijó de manera preliminar el CMA de cada instalación; sin embargo, dado que en cada una de las liquidaciones anuales de ingresos por el servicio de los SST y SCT se fijó el CMA real de cada elemento, los indicadores iniciales a considerarse son aquellos que corresponden a la fecha de entrada en operación comercial de cada Elemento.

Asimismo, en algunos casos no se ha realizado la actualización del CMA conforme se indica en el numeral II) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.

Al respecto, donde corresponda, HIDRANDINA debe corregir la actualización de los CMA según lo observado.

Respuesta:

En atención a lo observado, para la determinación de la actualización de los CMA de los SCT se está considerando el indicador económico (TC, IPM, Cu, Al) vigente según el año y mes en el momento que la instalación SCT se haya implementado conforme indica la observación.

Además, en los otros casos se ha calculado correctamente los factores de actualización. En efecto, el valor obtenido y aplicación del mismo corresponde a las condiciones que se indica en el párrafo del cuadro 1.15 de la Resolución OSINERGMIN Nº 184-2009-OS/CD el cual se transcribe:

“Dicho FA se aplicará en las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en más de 5% respecto al valor del mismo factor correspondiente a la última actualización.”

Dado que el factor de actualización resulta con una variación porcentual dentro del rango +/- 5%, esto implica que se mantiene el factor de actualización base, el cual resulta igual a 1,0000.


Si verifica que HIDRANDINA ha corregido los indicadores iniciales, los cuales corresponden a la fecha de entrada en operación comercial de cada Elemento, sin embargo no ha efectuado la actualización porque supone que no corresponde actualización alguna por no haberse superado el +/- 5%.

De manera complementaria, el análisis de la respuesta a la observación 10 también es válido como análisis a la presente respuesta.



Conclusión


25. Cálculo del CMA del SCT

HIDRANDINA debe revisar el cálculo del CMA desarrollado en el archivo “F_500_Peaje_AREA_03.xls”, teniendo presente que la remuneración de un nuevo Elemento se realiza desde su entrada en operación comercial, por lo que tanto su inversión como el correspondiente COyM deben ser expresados al 30 de abril siguiente a dicha puesta en operación comercial.

Respuesta:

Efectivamente, la forma como se está tratando las inversiones y costos de operación y mantenimiento (COyM) es llevar el costo al 30 de abril siguiente de los sistemas SCT que van entrando en operación comercial.


Se ha verificado que HIDRANDINA ha aplicado al CMA de nuevas instalaciones la tasa anual de 12% para expresarlo al 30 de abril siguiente a la fecha de la puesta en operación, sin embargo no ha tomado en cuenta que el CMA es un valor expresado a fines del periodo anual.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera no absuelta.

26. Bajas de Instalaciones

No se ha presentado el formato F-601, donde se consignan todos los elementos dados de Baja. Al respecto, es necesario que HIDRANDINA presente la relación de bajas que han sido consideradas para el cálculo del Peaje del Área de Demanda 3.

Por otro lado, es necesario indicar que según la normativa vigente, se consideran como bajas, sólo aquellos elementos que cuentan con su respectiva Acta de retiro definitivo de operación.

Respuesta:

En el presente proceso de cálculo de Peajes se está considerando las Bajas de las instalaciones SSTD que se han dado en el periodo mayo 2012 – abril 2013, así como los proyectos de baja para el periodo mayo 2013 – abril 2017 por las instalaciones secundarias asignadas a la demanda de la empresa.

Las Bajas consideradas se muestran en la siguiente tabla.



Nombre Elemento Código Elemento Tipo de Elemento Instalación Código de Estandar

Módulo Año Mes

TRUJILLO SUR - VIRU Trujillo y Trujillo Rural Línea - LT-

033COR0PCS0C1150A 2007 8

L-1116 CHIMBOTE 2 - SANTA Chimbote y Casma Rural Línea -

LT-138COR0PMS0C5127A 2012 6

Celda Alimentadoren SE Trujillo Norte

Trujillo y Trujillo Rural

Celda Alimentador Trujillo Norte CE-010COU1MCISBAL 2011 1

Celda Alimentadoren SE Trujillo Norte

Trujillo y Trujillo Rural

Celda Alimentador

Trujillo Norte CE-010COU1MCISBAL 2011 1

Celda de Linea a SE Santa Chimbote y Casma Rural

Celda de Linea

Chimbote2 CE-138COR1C1EIMLI 2012 6

Celda Linea-Transformador a SE Chimbote2

Chimbote y Casma Rural

Celda Linea-Transformador Santa CE-138COR1C1ESBLT 2012 6

Transformadoren SE Florida Trujillo y Trujillo Rural Transformador Florida TP-033010-002SI2E 2010 5

Transformadoren SE Carhuaz Caraz-Carhuaz-Huaraz

Transformador Carhuaz TP-060010-003SI2E 2012 10


El análisis de la respuesta a la observación 21, también es válido como análisis de la presente respuesta.

Conclusión

Por las mismas razones expuestas en el análisis de la respuesta a la observación 21, esta observación se considera no subsanada.

27. Cálculo del Peaje

Debido a que HIDRANDINA no ha tenido en cuenta la modificación de la NORMA TARIFAS, los formatos F-506, F-508 y F-515 no contienen la totalidad de información requerida. Al respecto, HIDRANDINA debe efectuar los cálculos de Peaje según la normativa vigente.

Respuesta:

Se ha procedido a considerar las modificaciones de la NORMA TARIFAS para los factores de pérdidas medias y determinación de los peajes secundarios el cual contiene los formatos observados.


Se ha verificado que HIDRANDINA ha considerado los formatos modificados mediante la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera subsanada



Análisis de la Respuesta a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de la Empresa ETENORTE

Observaciones Generales

Aplicación del Marco Normativo.

1. La propuesta de fijación de Peajes y Compensaciones presentada por ETENORTE, con relación al SST de sus instalaciones de transmisión, no ha considerado los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS (actualizada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD). Al respecto, ETENORTE debe adecuar su propuesta, dando estricto cumplimiento a lo requerido en la normativa vigente.

Respuesta:

Debido a la falta de información del resto de los Agentes del sistema, en la propuesta inicial se consideró conveniente mantener los formatos de la versión original publicada mediante Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD. Para esta etapa, con la información disponible para el resto de empresas obtenidas de sus respectivos estudios tarifarios, ETENORTE reformula su propuesta a fin de cumplir con las observaciones realizadas por OSINERGMIN.


Se verifica que ETENORTE ha procedido a adecuar su propuesta tarifaria teniendo en cuenta la modificación de la NORMA TARIFAS. No obstante, respecto a las otras empresas perteneciente al Área de Demanda 3, no se ha dado cumplimiento a lo establecido en los numerales 24.6 y 24.9 de la Resolución OSINERGMIN N ° 229-2012-OS/CD.

Conclusión


Información de la Demanda

2. No se ha presentado la información que sustenta la demanda de energía utilizada como base para el cálculo de peajes del SSTD. ETENORTE debe presentar toda la información de sustento y adecuar los formatos “F-500” según lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

Como se mencionó en el punto anterior, debido a la falta de información (mayor detalle) en lo referente a la proyección de energía del Área de Demanda 3, nos limitamos en utilizar datos publicados en la Resolución OSINERGMIN N° 065-2012-OS/CD que aprueba el Plan de Inversiones para el período mayo 2013-abril 2017. Para esta etapa se está utilizando los resultados de proyección de demanda determinados por HIDRANDINA y presentados en su propuesta de tarifas para el período mayo 2013-abril 2017. Asimismo, en el archivo “F_500_Peaje_AREA_03.xls” se está



complementando los formatos “F-500” de la NORMA TARIFAS. Sin embargo, dado que el Área de Demanda 3 está conformada por varios Agentes, sólo se está actualizando lo correspondiente a ETENORTE.


ETENORTE ha presentado la demanda mensual de energía en el formato F-503 que forma parte de la versión anterior de la NORMA TARIFAS.

Conclusión


Asignación de la Responsabilidad de Pago

3. Para la asignación de responsabilidad de pago de sus instalaciones tipo SSTG, no se ha tomado en cuenta lo establecido en el tercer párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 2883219. Al respecto, ETENORTE debe explicar las razones por las cuales, en este aspecto, no ha tenido presente dicha disposición.

Respuesta:

En este punto, la propuesta de ETENORTE se motiva debido a la modificación del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas a través del Decreto Supremo N° 014-2012-EM, el cual agrega el numeral VIII) al literal e) “Responsabilidad de Pago” que textualmente indica:

“e) Responsabilidad de Pago

…

VIII) Para el uso por parte de terceros de instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión que a la fecha de entrada en vigencia de la Ley N° 28832 eran pagadas y/o usadas por el titular y/o usuarios libres, OSINERGMIN establecerá la responsabilidad de pago en proporción a la demanda de dichos usuarios y de los terceros que se conecten a partir de dicha fecha, bajo el criterio de buscar la eficiencia económica. Los terceros que pertenezcan al servicio público de electricidad participaran en la responsabilidad de pago sólo si su demanda supera el 5% de la demanda total de dicho Sistema Secundario de Transmisión, según el procedimiento aprobado por OSINERGMIN. En este caso, la parte que corresponde a dichos terceros será incluida en el cálculo del Peaje del Sistema

19 SEXTA DISPOSICIÓN COMPLEMENTARIA FINAL-LEY N° 28832 (…)

Cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado. La distribución al interior del conjunto de usuarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley.



Secundario de Transmisión a ser pagado por todos los Usuarios del Área de Demanda correspondiente.”

El crecimiento del sistema (demanda regulada y nuevos clientes libres, nuevas centrales eléctricas) conllevó a cambios en la configuración y operación del SEIN; dichos cambios han originado que nuevos Agentes del sistema resulten beneficiados por el uso de las instalaciones de ETENORTE, superando considerablemente el 5% mencionado en el referido numeral. Esto motivó la nueva propuesta presentada por ETENORTE.


La modificación del Artículo 139° al que hace referencia ETENORTE, no es de aplicación para instalaciones que forman parte de los SSTG y SSTGD, ya que a partir de la emisión de la Ley N° 28832, la calificación y forma de asignar la responsabilidad de pago de estos tipos de instalaciones no puede ser variada.

En efecto, según la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832, en la que se ha basado la observación, los SSTG son 100% pagados por los generadores y para los SSTGD la proporción de pago entre la demanda y la generación se mantiene invariable. Asimismo, la distribución del pago al interior del conjunto de los generadores debe mantener el mismo criterio vigente a la fecha de emisión de la Ley N° 28832, lo cual se determina según lo establecido por la norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT” aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 383-2008-OS/CD.

Conclusión


4. Para sus instalaciones del tipo SSTG del Sistema Chimbote – Huallanca no se ha determinado a los Generadores Relevantes responsables del pago para los períodos mayo 2013 – abril 2014 y mayo 2014 – abril 2015. Al respecto, ETENORTE debe explicar las razones de dicha omisión.

Respuesta:

Señala que dicha omisión se debió a un error involuntario, el cual se subsana en el informe adjunto al presente documento.


Se verifica que ETENORTE ha determinado los Generadores Relevantes responsables del pago para los períodos mayo 2013 – abril 2014 y mayo 2014 – abril 2015.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera como subsanada.



Determinación del CMA, Peajes y Compensaciones

5. No se ha realizado la actualización del CMA del SSTD y SCTG conforme lo establece la normativa vigente. Al respecto, ETENORTE debe realizar la actualización del CMA de sus instalaciones ciñéndose a lo establecido en la normativa vigente.

Respuesta:

En la absolución a las observaciones 11 y 12 se explica con detalle la respuesta a esta observación.


Ver análisis de las respuestas a las observaciones 11 y 12.

Conclusión

Por las mismas razones expuestas en el análisis de las respuestas a las observaciones 11 y 12, esta observación se considera como no subsanada.

6. No se han presentado los archivos de cálculo y los formatos correspondientes que justifiquen el valor del CMA y los Peajes mostrados en el numeral 10 del ESTUDIO.

Respuesta:

Señala que el detalle de cálculo y los formatos correspondientes que incluyen además la absolución a las observaciones formuladas por OSINERGMIN, se presentan en informe adjunto a su propuesta.


Se verifica que ETENORTE ha presentado los archivos de cálculo correspondiente a los peajes, sin embargo los valores consignados en dichos archivos no coinciden con los valores mostrados en el numeral 10 del ESTUDIO de la PROPUESTA FINAL.

Conclusión



7. En mérito a las observaciones contenidas en el presente informe, se debe recalcular los CMA, Peajes y Compensaciones, correspondientes a las instalaciones SSTD y SSTG.

Se requiere por tanto que ETENORTE presente su nueva versión del ESTUDIO donde se incluyan las correcciones necesarias, acompañando al mismo los sustentos requeridos con base en la normatividad vigente y archivos electrónicos correspondientes.



Respuesta:

Indica que en informe adjunto a su propuesta, ésta se reformula incluyendo las correcciones indicadas en base a la información presentada por el resto de Agentes en sus propuestas de tarifas, y se recalcula los CMA, Peajes y Compensaciones, correspondientes a las instalaciones SSTD y SSTG.


En mérito a los análisis efectuados a las respuestas de las anteriores observaciones, los recálculos referidos al CMA y Compensaciones; no han sido correctamente realizados.

Conclusión




Deficiencias en la presentación de los Formatos

8. No se han presentado los cálculos de Proyección de la Demanda

No se ha presentado la información que sustenta la demanda de energía utilizada como base para el cálculo de los Peajes de las instalaciones SSTD. Al respecto, ETENORTE debe presentar los archivos y los formatos F-500 correspondientes, conforme lo establece la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

Ver respuesta a la observación 2.


Ver análisis de la respuesta a la observación 2.

Conclusión

Por las mismas razones expuestas en el análisis de la respuesta a la observación 2, esta observación se considera como subsanada.

Asignación de Responsabilidad de Pago

9. Se ha modificado la responsabilidad de pago de las instalaciones tipo SSTG

De acuerdo con lo establecido en el tercer párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N°28832, se señala textualmente lo siguiente:

“Cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley se pagará por Usuarios y Generadores



en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado...”

Al respecto, ETENORTE debe explicar las razones por las cuales, para la asignación de pago de sus instalaciones tipo SSTG, no ha tenido presente dicha disposición.

Respuesta:

Ver respuesta a la observación 3.



Conclusión

Por las mismas razones expuestas en el análisis de la respuesta a la observación 3, esta observación se considera como no subsanada.

10. Generadores Relevantes

Para las instalaciones tipo SSTG del Sistema Chimbote – Huallanca no se ha determinado a los Generadores Relevantes responsables del pago para los períodos mayo 2013 – abril 2014 y mayo 2014 – abril 2015, conforme se indica en el Cuadro N° 1.

Cuadro N° 1: Propuesta de ETENORTE Generadores Relevantes

Al respecto, es necesario que ETENORTE explique las razones de dicha omisión y, de ser el caso, presente la información completa según lo observado.

Respuesta:

Ver respuesta a la observación 4. El cuadro corregido es el siguiente.

Elemento

Generadores Relevantes

May 2013 - Abr 2014

May 2014 - Abr 2015

May 2015 - Abr 2016

May 2016 - Abr 2017

L.T. 220 kV Chimbote - Huallanca (L-1003/1004/1005)

Cañón del Pato Cañón del Pato Aguaytía Cañón del Pato

Cañón del Pato Cahua

Quitaracsa C.T. Sto. Domingo Olleros

C.T. Sto. Domingo Olleros





Conclusión


CMA, Peajes y Compensaciones


No se ha realizado correctamente la actualización del CMA del SST conforme se indica en el numeral I) del literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE. Al respecto, es necesario que ETENORTE explique las razones por las que ha considerado el valor “1,000” como factor de actualización del CMASSTD.

Respuesta:

Se ha recalculado el factor de actualización a diciembre de 2012, dicho valor resultó igual a “0,9913”. Por lo tanto, su CMA actualizado y que se utiliza para el cálculo del Peaje es de S/. 1 181 173.


Se verifica que ETENORTE ha procedido a actualizar el CMA del SSTD conforme se indica en el numeral I) del literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.

Conclusión


12. Actualización del CMA SSTG

No se ha realizado la actualización del CMA del SSTG, según lo establecido en el numeral II) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE. Al respecto, se requiere que ETENORTE explique las razones por las que no ha tomado en cuenta esta disposición y, de ser el caso, efectúe la actualización indicada ciñéndose a la normativa vigente.

Respuesta:

La propuesta de ETENORTE en la determinación del CMA de su SSTG se realizó en base a lo establecido en el Reglamento de la LCE y la Norma Tarifas.

Los SSTD y SSTG forman parte del sistema secundario de transmisión cuya puesta en servicio se realizó antes del 23 de julio de 2006, fecha de entrada en vigencia de la Ley N° 28832. A diferencia de los sistemas SSTD, en el referido numeral no se indica que el CMA de los SSTG se calcula por única vez. Por lo tanto, no es posible determinar un CMA definitivo ya que no se



dispone con una base de costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial.

En ese sentido, la propuesta de ETENORTE se motiva en base a lo indicado en el artículo 11.1° de la Norma Tarifas que establece que el SER de los sistemas SSTG está conformado por el Sistema Económicamente Adaptado, y en el artículo 24.2° que indica que el CMA para las instalaciones de los sistemas distintos al tipo SSTD se calcula como la anualidad de los costos de inversión más los costos de operación y mantenimiento.

Con respecto a la actualización, en el referido numeral - numeral II) del literal d) - no se indica que ésta se efectuará utilizando una fórmula de actualización. Por otro lado, la fórmula de actualización aprobada en la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD, es utilizada para actualizar la compensación mensual del SSTG y su vigencia culmina el 30 de abril de 2013.

Por lo tanto, la propuesta de ETENORTE respecto a este punto es conforme a lo establecido en el Reglamento de la LCE, la Norma Tarifas y las Resoluciones de fijación de tarifas del año 2009.


Es del caso precisar que el numeral 24.2 del Artículo 24º de la NORMA TARIFAS, en concordancia con lo establecido en el numeral II) del literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE20, establece la expresión mediante la cual se calcula el CMA de los sistemas distintos al tipo SSTD, entre los que se encuentran los tipo SSTG, sin embargo no establece la forma de actualizarlos.

Es el numeral II) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE21 el que establece la forma definitiva en que se determina el CMA para este tipo de instalaciones y señala la periodicidad de su actualización.

Bajo este ordenamiento legal, entre otras, las del tipo SSTG están sujetas a estas dos disposiciones; por lo que, dado que las fechas de entrada en operación comercial de éstas datan de antes del 23 de julio de 2006, en que se emitió la Ley N° 28832, su CMA se estableció de forma definitiva mediante la aplicación de los Módulos Estándares de Inversión en Transmisión vigentes al 31 de marzo de 2009, fecha a la cual están referidos todos los valores de CMA, Compensaciones y Tarifas de los SST y SCT que se fijaron en el marco regulatorio establecido por la referida Ley N° 28832.

En consecuencia, los valores de CMA que se fijaron en la regulación del año 2009, deberán ser actualizados en cada fijación tarifaria mediante sus

20 El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión no comprendidas en el numeral anterior, estará conformado por la anualidad de la inversión para un período de recuperación de hasta treinta (30) años, con la tasa de actualización a que se refiere el Artículo 79 de la Ley, y el correspondiente costo anual estándar de operación y mantenimiento según lo especificado en el numeral VI) siguiente.

21 El Costo Medio Anual, de las instalaciones de transmisión, a que se refiere el numeral II) del literal b) del presente Artículo, se establecerá de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial. Este costo se actualizará en cada proceso regulatorio conjuntamente con la fijación de Compensaciones y Peajes.



correspondientes fórmulas de actualización y teniendo en cuenta las Bajas que se han dado a partir del 24 de julio de 2006.

Conclusión


13. Sobre el Cálculo de Compensaciones

Los valores consignados en el formato F-516 reflejan lo observado anteriormente y el tipo de cambio utilizado no toma en cuenta lo establecido en el numeral 28.3 de la NORMA TARIFAS.

Al respecto, ETENORTE debe corregir la actualización de los CMA y recalcular las compensaciones según lo observado, a fin de que el formato F-516 sea presentado de acuerdo a la normativa vigente.

Respuesta:

En base a lo mencionado en la observación anterior, respecto a la determinación del Costo Medio Anual del SST de Generación, ETENORTE mantiene su propuesta inicial la cual fue elaborada en cumplimiento de lo establecido en el Reglamento de la LCE y la NORMA TARIFAS.


Además de mantener su posición respecto a la actualización del CMA, se ha verificado que ETENORTE no ha corregido el tipo de cambio utilizado para el cálculo de la compensación mensual.

Por tanto, el análisis realizado a la respuesta de la observación anterior es válido como análisis de la presente respuesta.

Conclusión


14. Sobre el Cálculo del Peaje de las instalaciones tipo SSTD

No se han presentado los archivos de cálculo y los formatos F-500 que justifiquen el resultado del CMA y los Peajes mostrados en el numeral 10 del ESTUDIO presentado por ETENORTE. Al respecto, es necesario que ETENORTE presente una propuesta de peajes de acuerdo a la normativa vigente.

Respuesta:

En el archivo “F_500_Peaje_AREA_03.xls” se está complementando los formatos “F-500” de la NORMA TARIFAS y se incluye las correcciones indicadas en las observaciones 2,11 y 12 en base a la información presentada por el resto de Agentes en sus respectivas propuestas de tarifas. Sin embargo, dado que el Área de Demanda 3 está conformada por varios Agentes, sólo se está actualizando lo correspondiente al sistema de transmisión de ETENORTE.




Ver análisis de la observación 6.

Conclusión




Análisis de la Respuesta a las Observaciones Formuladas a la Propuesta de la Empresa CONENHUA

Observaciones Generales Aplicación del Marco Normativo

1. La propuesta de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT para sus instalaciones comprendidas dentro de las Áreas de Demanda 3, 5, 6 y 9, presentada por CONENHUA, no ha considerado las modificaciones a la NORMA TARIFAS dadas mediante la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD y normativa vigente relacionada con la presente etapa regulatoria de SST y SCT.

CONENHUA debe adecuar su propuesta, dando estricto cumplimiento a lo requerido en la normativa vigente.

Respuesta:

Se ha tomado en cuenta la observación de OSINERGMIN, en los casos que corresponda, en tal sentido la PROPUESTA MODIFICADA contiene los formatos conforme lo establecido en la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-0S/CD, publicada el 15 de octubre del 2012, la misma que fue modificada por la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-0S/CD (NORMA TARIFAS), publicada en el diario oficial El Peruano el 31 de enero de 2011.


Se verifica que CONENHUA ha procedido a adecuar su propuesta tarifaria teniendo en cuenta la modificación de la NORMA TARIFAS.

Conclusión


Asignación de Responsabilidad de Pago

2. CONENHUA debe desarrollar en detalle lo referente a la asignación de la responsabilidad de pago del SST de CONENHUA ubicado en el Área de Demanda 3, de acuerdo a la normativa vigente.

Respuesta:

Se adicionó una sección en la PROPUESTA MODIFICADA, que contiene el análisis de asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones del SST de CONENHUA en el Área de Demanda 3.

Conforme a dicho análisis le corresponde la siguiente asignación de responsabilidad:

• A los Usuarios del Área de Demanda 15: La línea de transmisión 220 kV Trujillo – Cajamarca Norte (L-2260) y sus respectivas celdas de línea en ambos extremos.



• A los Usuarios del Área de Demanda 3: El 22,1 %de la suma del transformador 220/60/10 kV de 75 MVA conjuntamente con sus 3 celdas de transformación más la celda de alimentador 10 kV, todos en la SET Cajamarca Norte.

• Al CPSEE del SST de CONENHUA: El 77,9% de la suma del transformador 220/60/,10 kV de 75 MVA conjuntamente con sus 3 celdas de transformación más la celda de alimentador 10 kV, todos en la SET Cajamarca Norte y las líneas en 60 kV Cajamarca Norte - La Pajuela (L-6648 y L-6649) y sus respectivas celdas de línea en la SET Cajamarca Norte.


Se verifica que CONENHUA ha presentado lo referente a la participación de pago por parte de terceros que se conectan a sus instalaciones. No obstante, lo propuesto al respecto por CONENHUA en su PROPUESTA FINAL no se ciñe a lo dispuesto en la normativa relacionada.

Conclusión


Demanda

3. No se ha presentado toda la información necesaria para sustentar la información consignada en los formatos F-500. Asimismo, no se ha tenido en cuenta la modificación de la NORMA TARIFAS en lo que respecta a la información mínima requerida para la presentación de los formatos de demanda, por lo que CONENHUA debe presentar toda la información de sustento y adecuar los formatos F-500 según lo establecido en la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

Se ha presentado la información de sustento de la proyección de demanda, que es la misma que fue aprobada por OSINERGMIN para el Plan de Inversiones en Transmisión 2013 - 2017; modificándose los formatos de acuerdo a la versión vigente de la NORMA TARIFAS.


Si bien CONENHUA ha recogido la información publicada por OSINERGMIN como ventas a Usuarios Menores (F-110) y la proyección de demanda de Nuevas Demandas y/o Usuarios Mayores (F-116) cuyo total es utilizado en el formato F-503, tal como señala la NORMA TARIFAS, se aprecia diferencias en los valores totales, por ejemplo para el año 2013 las ventas proyectadas para el sistema Caraz-Carhuaz Huaraz fueron de 1 099,29 GWh (ver F-121) pero en el formato F-503 CONENHUA reporta para este sistema una demanda de 1 037,37 GWh. CONENHUA no explica por qué ha considerado retirar el 7% de ventas en MAT (libro Anexo 12 – Área 3.xlsx) para este sistema.



Así mismo para determinar la demanda del Área 15 CONENHUA se debe ajustar a los criterios y metodología que se establecen en el Capítulo Segundo de la NORMA TARIFAS.

Conclusión


Factores de Pérdidas Medias

4. No se han presentado los cálculos relacionados a los Factores de Pérdidas Medias de Potencia y Energía correspondientes a las Áreas de Demanda 5 y 9. Al respecto, CONENHUA debe explicar las razones por las que no ha presentado dichos cálculos.

Respuesta:

CONENHUA no presenta propuesta de Factores de Pérdidas Medias en esta parte del proceso, toda vez que la gran mayoría de las instalaciones de transmisión que originan el valor de las pérdidas, corresponden a otros titulares, siendo el peso relativo de las instalaciones de CONENHUA en dichos factores muy pequeño, por lo que en la práctica, resultaría que CONENHUA estaría presentando una propuesta para las instalaciones de dichos titulares. No obstante, en caso de observar algún aspecto relevante respecto de estos factores en la etapa de prepublicación de Peajes y Compensaciones, CONENHUA hará llegar sus respectivos comentarios conforme está previsto en el procedimiento que se lleva a cabo.


Conforme se indica en el numeral 5.4 de la NORMA TARIFAS, los cálculos para la determinación de los Factores de Pérdidas Medias, corresponden al contenido mínimo de los Estudios a presentarse en la etapa de aprobación de Peajes y Compensaciones de los SST y SCT. Al respecto, CONENHUA debió presentar como parte de su propuesta, los Factores de Pérdidas Medias correspondientes, indiferentemente de quién sea el Titular de la gran mayoría de las instalaciones.

Conclusión


Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización

5. Para las instalaciones de CONENHUA comprendidas dentro del Área de Demanda 6, el CMA del SCT se ha considerado sin tener en cuenta las modificaciones de la NORMA TARIFAS, específicamente lo señalado en el numeral 24.9 de la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD.

Al respecto, CONENHUA debe efectuar las correcciones del caso teniendo presente que el CMA de los SST y SCT está conformado por Elementos existentes validados con sus actas de Alta o Baja.



Respuesta:

Conforme a lo dispuesto en el numeral 24.9 de la NORMA TARIFAS, en la PROPUESTA MODIFICADA ya no se incluye los peajes para CONENHUA en el Área de Demanda 6.


Respecto al cálculo del peaje para el Área de Demanda 6, se ha verificado que CONENHUA no ha incluido las instalaciones previstas en el Plan de Inversiones 2013-2017, dando cumplimiento a lo señalado en la NORMA TARIFAS.

Conclusión


6. No se ha realizado correctamente la actualización del CMA de los SST de CONENHUA, conforme se indica en el numeral I) del literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.

Respuesta:

En la PROPUESTA MODIFICADA se presenta el valor actualizado del CMA del SST de CONENHUA conforme al numeral I) del literal b) del Artículo 139°, al numeral 28.3 de la NORMA TARIFAS y a lo dispuesto en la página 58 de la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD. Al amparo de dichas disposiciones, el factor de actualización es igual a 1 para el CPSEE, 1 para el Área de Demanda 5 y 1 para el Área de Demanda 9.


En efecto, en el pie de Cuadro 1.15 de la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD (modificada y complementada por la Resolución OSINERGMIN N° 279-2009-OS/CD) se establecieron fórmulas de actualización para el CMA del SST de cada Área de Demanda, para su eventual aplicación durante la vigencia del periodo tarifario bajo las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando el factor de actualización se incremente o disminuya en más de 5% respecto a la última actualización, con el propósito de prever alguna volatilidad en los costos que podría originar un significativo desequilibrio económico en el transcurso del periodo tarifario vigente (noviembre 2009 – abril 2013), lo cual no fue necesario, ya que no se dieron las condiciones de aplicación mencionadas.

No obstante, la actualización del CMA del SST existente al 23 de julio de 2006, por Ley, debe realizarse en cada fijación tarifaria; en este caso aplicando la fórmula de actualización correspondiente y teniendo presente las Bajas acontecidas desde el 24 de julio de 2006 al 31 de diciembre de 2012; sin embargo, CONENHUA no ha realizado correctamente esta actualización al suponer que no corresponde actualización alguna por no haberse superado el +/- 5%.



Conclusión



7. En mérito a las observaciones contenidas en el presente informe, se debe recalcular el CMA y determinar donde corresponda las Fórmulas de Actualización, determinar los Factores de Pérdidas Medias, así como los Peajes y sus Fórmulas de Actualización.

Se requiere por tanto que CONENHUA presente su nueva versión del ESTUDIO donde se incluyan las correcciones necesarias, acompañando al mismo los sustentos requeridos con base en la normatividad vigente y archivos electrónicos correspondientes.

Respuesta:

Luego del análisis de las observaciones generales y específicas, en la PROPUESTA MODIFICADA se presentan las adecuaciones que son necesarias conforme a la normativa vigente.


En mérito a los análisis efectuados a las respuestas de las anteriores observaciones, los recálculos referidos a la actualización del CMA, Fórmulas de Actualización, Factores de Pérdidas Medias y Peajes; no han sido correctamente calculados.

Conclusión



8. Asignación de Responsabilidad de Pago

Se solicita a CONENHUA explique y sustente los criterios de asignación de responsabilidad de pago que ha considerado para sus instalaciones ubicadas en el Área de Demanda 3, puesto que en la propuesta no se ha tenido en cuenta lo establecido en la reciente modificatoria del numeral VIII) del literal e) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE22 y lo señalado en el numeral 6.2.2 de la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD23.

22 “e) Responsabilidad de Pago

(…)

VIII) Para el uso por parte de terceros de instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión que a la fecha de entrada en vigencia de la Ley Nº 28832 eran pagadas y/o usadas por el titular y/o por Usuarios Libres, OSINERGMIN establecerá la responsabilidad de pago en proporción a la demanda de dichos usuarios y de los terceros que se conecten a partir de dicha fecha, bajo el criterio de buscar la eficiencia



Para una mejor referencia CONENHUA debe presentar los registros correspondientes al día de máxima demanda del SSTL y por separado lo de cada uno de los terceros que se integraron a dicho sistema.

Respuesta:

La respuesta a esta observación es la misma que la respuesta a la observación 2.


Complementando el análisis de la respuesta a la observación 2, es del caso señalar que al respecto, en su PROPUESTA FINAL, CONENHUA no ha tenido en cuenta lo establecido en la modificatoria del numeral VIII) del literal e) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE y lo señalado en el numeral 6.2.2 de la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD.

Conclusión



9. No se ha considerado la información de demanda correspondiente

CONENHUA presenta las proyecciones de demanda elaboradas por las empresas titulares de las Áreas de Demanda (3, 5, 6 ó 9), sin tener en cuenta que dicha información fue modificada por OSINERGMIN a raíz de las observaciones formuladas en su oportunidad y que finalmente quedaron establecidas mediante la Resolución OSINERGMIN N° 217-2012-OS/CD que dispuso la aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.

Al respecto, es necesario que CONENHUA revise la proyección de la demanda según lo observado y realice las modificaciones que correspondan.

Respuesta:

En la PROPUESTA MODIFICADA se presenta la información de demanda correspondiente a los valores empleados en el Plan de Inversiones en Transmisión 2013-2017, aprobados por OSINERGMIN.

económica. Los terceros que pertenezcan al Servicio Público de Electricidad participarán en la responsabilidad de pago sólo si su demanda supera el 5% de la demanda total de dicho Sistema Secundario de Transmisión, según el procedimiento aprobado por OSINERGMIN. En este caso la parte que corresponda a dichos terceros será incluida en el cálculo del Peaje del Sistema Secundario de Transmisión a ser pagado por todos los Usuarios del Área de Demanda correspondiente.”

23 (…)

El 5% al que se refiere dicho numeral VIII), se determinará como la contribución del Tercero, en potencia, en la hora de máxima demanda total del respectivo SSTL.

(…)





Conclusión

Por las mismas razones expuestas en el análisis de la respuesta a la observación 3, esta observación se considera como parcialmente subsanada.

10. No se toma en cuenta la normativa vigente en el tratamiento de la demanda para el caso del SST del Área de Demanda 3

CONENHUA no ha efectuado un correcto tratamiento de la demanda en la determinación del Peaje correspondiente a su SST del Área de Demanda 3, puesto que para el efecto no ha considerado adecuadamente lo establecido en el numeral 6.2.2 de la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD.

Respuesta:

En la PROPUESTA MODIFICADA se ha tenido en cuenta lo dispuesto en el numeral 6.2.2 de la NORMA TARIFAS vigente a la fecha, específicamente se ha considerado los valores de potencia de máxima demanda de los usuarios del SSTL de las instalaciones de la línea de transmisión 220 kV Trujillo - Cajamarca (L-2260) y del transformador 220/60/10 kV en la SET Cajamarca Norte, para determinar la asignación de responsabilidad de pago.

Así mismo, para la respuesta a esta observación, ver la respuesta a la observación 2.


Se verifica que CONENHUA ha presentado la participación de pago por parte de terceros que se conectan a sus instalaciones SSTL. No obstante no se ha adjuntado los registros de demanda cada 15 minutos (del Transformador 220/60/10 kV en la SET Cajamarca) que nos permita corroborar los porcentajes de participación asignados entre los usuarios conectados a dichas instalaciones.

Conclusión


11. Resumen de la Proyección de la Demanda

En el formato F-121 donde se consigna el resumen de la proyección de la demanda de energía total de Usuarios Menores y Mayores, los datos han sido presentados como valores. Al respecto, CONENHUA debe presentar los archivos debidamente vinculados y sustentados conforme lo establece la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

Los valores del formato F-121 provienen de los valores de la proyección de demanda aprobada por OSlNERGMlN para el Plan de Inversiones 2013 - 2017, por lo que no se ha propuesto una nueva proyección. Por otro lado, en



la PROPUESTA MODIFICADA las celdas de este formato se han vinculado con los datos mencionados.



Conclusión


12. Registros mensuales de energía del año representativo

No se han presentado los registros mensuales de energía del año representativo (Formato F-501). Al respecto, es necesario se presente dicha información con la finalidad de determinar los factores estacionales de energía consignados en el formato F-502 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

CONENHUA no es el suministrador de todas las cargas conectadas a las barras de las Áreas de Demanda 3, 5, 9 y 15, por lo que no dispone de toda la información de los registros de demanda requeridos. Por otro lado, la información de consumo de energía contenida en la base datos del SlCOM publicada por OSlNERGMlN no está desagregada por Áreas de Demanda ni por los mismos sistemas eléctricos que se emplean en la fijación de Pajes. Por la razón mencionada, no se presenta el formato F-501, así mismo, en la PROPUESTA MODIFICADA, para las Áreas de Demanda 3, 5, 9 y 15, en los formatos F-502 se emplean los mismos factores estacionales utilizados por OSlNERGMlN.


CONENHUA no ha presentado el formato F-501 por lo que no se puede efectuar la trazabilidad de los valores que ha consignado en el formato F-502.

Conclusión


13. Factores Estacionales de Energía

Además, en correlación con la observación anterior, los factores estacionales de energía presentados en el formato F-502, están consignados en valores, lo que no permite su trazabilidad. Al respecto, es necesario que CONENHUA presente los archivos debidamente sustentados conforme lo establece la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

De acuerdo con la respuesta anterior, los valores del formato F-502 están dados en valores, debido a que son datos tomados del resultado de la fijación tarifaria vigente.




Los factores estacionales de energía presentados en el formato F-502 se volvieron a consignar en valores, por lo que no se puede verificar si dicha información corresponde a cifras sustentadas.

Conclusión


14. Demanda Mensual de Energía

Se ha presentando la demanda mensual de energía según el formato F-503 que forma parte de la versión anterior de la NORMA TARIFAS.

Al respecto, con la finalidad de obtener correctamente los cálculos requeridos en los formatos F-500, es necesario disponer de la data conforme se indica en la normativa vigente. Asimismo, se debe tomar en cuenta que la demanda acumulada en media tensión (DMT) debe incluir las pérdidas correspondientes obtenidas con la aplicación de los respectivos porcentajes de pérdidas consignados en el formato F-109.

Respuesta:

En la PROPUESTA MODIFICADA se presentan los formatos F-503 conforme a la versión vigente de la NORMA TARIFAS, así mismo los valores de demanda corresponden a los valores del formato F- 121 del Plan de Inversiones 2013-2017 aprobados por OSINERGMIN, los mismos que ya contienen las pérdidas de media y baja tensión.



Conclusión


Determinación del CMA, Peajes y Fórmulas de Actualización


Para sus instalaciones ubicadas en las Áreas de Demanda 3, 5 y 9, no se ha realizado correctamente la actualización del CMA del SST conforme se indica en el numeral I) del literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE. Asimismo, no se ha tenido presente que según la normativa vigente el CMA

se calcula por única vez por el total de las instalaciones existentes al 23 de julio de 2006

Al respecto, es necesario que CONENHUA explique las razones por las que ha considerado el valor “1,000” como factor de actualización del CMA de sus instalaciones y efectúe las correcciones correspondientes.



Respuesta:




Conclusión

Por las mismas razones expuestas en el análisis de la respuesta a la observación 6, esta observación se considera no subsanada.

16. Elementos considerados en el CMA del SCT

Para las instalaciones ubicadas en el Área de Demanda 6, se observa que se ha considerado para el CMA del SCT, los Elementos aprobados en el Plan de Inversiones 2013-2017, sin tener en cuenta que según la normativa vigente para la determinación del CMA de SCT sólo se consideran los Elementos debidamente dados de Alta.

Al respecto, es necesario que CONENHUA modifique sus cálculos, según la normativa vigente.

Respuesta:




Conclusión


17. Cálculo del Peaje

Debido a que CONENHUA no ha tenido en cuenta la modificación de la NORMA TARIFAS, los formatos presentados F-514 y F-515 no contienen la totalidad de información requerida. Al respecto, CONENHUA debe efectuar los cálculos de Peaje según la normativa vigente.

Respuesta:

En la PROPUESTA MODIFICADA se incluyen los formatos conforme la versión vigente de la NORMA TARIFAS. Cabe precisar que, los formatos F-514 no fueron modificados con la última revisión dispuesta en la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-0S/CD.




Se verifica que CONENHUA ha procedido a adecuar su propuesta tarifaria teniendo en cuenta la modificación de los formatos de la NORMA TARIFAS. Asimismo, es correcto lo indicado por CONENHUA dado que el formato F-514 no ha sido modificado con la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD

Conclusión


18. Fórmulas de actualización

No se han presentado los formatos (desde el F-518 al F-522) donde se determinan los factores de actualización. Al respecto, CONENHUA debe efectuar los cálculos de dichos Factores de Actualización conforme indica la NORMA TARIFAS.

Respuesta:

CONENHUA en esta oportunidad no está proponiendo una nueva estructura de costos de CMA, debido a que como se ha mencionado sólo está actualizando el CMA mediante la fórmula de actualización correspondiente. Por lo tanto, no es necesario establecer nuevos índices de participación (a, b, c y d) de la fórmula de actualización y, se propone mantener los índices establecidos en la regulación del 2009, conforme a las resoluciones OSINERGMIN N° 184-2009 OS/CD del 14 de octubre del 2009 y N° 279-2009-0S/CD del 17 de diciembre de 2009; como sigue:

En tal sentido no se presentan los formatos F-518- al F-522. Por otro lado, debido a la variación en el contexto económico, se propone que los nuevos valores base de las variables macroeconómicas sean los vigentes a la aprobación de la presente fijación tarifaria. Preliminarmente, los valores al 31 de diciembre del 2012, son:

Se destaca que para la etapa de fijación, estos valores serían los vigentes al 31 de marzo de 2013.




Debido a que en el presente proceso regulatorio, se están considerando las Altas y Bajas del sistema de transmisión sucedidas desde el 24 de julio 2006 hasta el 31 de diciembre 2012, la estructura de costos varía para cada Área de Demanda.

Por otro lado, según se indica en el numeral 5.4.6 de la NORMA TARIFAS, el contenido de los estudios a presentarse, debe comprender la determinación de los CMA, Peajes, Compensaciones y las Fórmulas de Actualización.

En ese sentido, CONENHUA debió presentar su Estudio considerando los factores de actualización correspondientes.

Conclusión




Anexo D Instalaciones del SST dadas de Baja, según

validación de OSINERGMIN



TABLA D1: ELEMENTOS DEL SST DADOS DE BAJA EN EL ÁREA DE DEMANDA 3

Titular: HIDRANDINA

ÍTEM Elemento

Fecha de Baja

Alícuota de CMA

CMA Deducido

Año Mes Día % S/ 1 Transformador de Potencia de 2 MVA, 33/10 kV, Charat 2007 3 1 0,0719% 12 270

2 Línea, 33 kV, TRUJILLO SUR - VIRU, 46.76 km 2007 8 1 1,6228% 276 807

3 Transformador de Potencia de 2 MVA, 33/10 kV, Florida 2010 5 1 0,0719% 12 270

4 Celda de Alimentador, 10 kV, Trujillo Norte 2011 1 1 0,0231% 3 941

5 Celda de Alimentador, 10 kV, Trujillo Norte 2011 1 1 0,0231% 3 941

6 Línea, 138 kV, L-1116 CHIMBOTE 2 - SANTA, 7.47 km 2012 6 1 0,2925% 49 884

7 Celda de Línea, 138 kV, Chimbote2 2012 6 1 0,2629% 44 841

8 Transformador de Potencia de 3 MVA, 60/10 kV, Carhuaz 2012 10 1 0,1698% 28 960

No se ha validado ninguna Baja para los demás Titulares que conforman el Área de Demanda 3



Anexo E Instalaciones del SCT dadas de Alta, según

validación de OSINERGMIN



ELEMENTOS DADOS DE ALTA EN EL ÁREA DE DEMANDA 3

Titular: HIDRANDINA

Ítem Elemento Fecha de entrada en operación

CMA0

Coeficientes de Fórmula de Actualización

CMA Actualizado al 31 enero

2013

Año Mes Día S/ a b c d S/

1 Celda de Línea, 138 kV, SET MAT/AT/MT SIHUAS

2006 8 1 35 311 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 38 083

2 Celda de Línea, 138 kV, SET MAT/AT/MT SIHUAS

2006 8 1 35 311 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 38 083

3 Celda de Transformador, 138 kV, SET

MAT/AT/MT SIHUAS 2006 8 1 22 687 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 24 468

4 Celda de Transformador, 23 kV, SET MAT/AT/MT SIHUAS

2006 8 1 9 807 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 10 577

5 Celda de Línea Transformador, 60 kV, SET MAT/AT/MT SIHUAS

2006 8 1 24 170 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 26 067

6 Celda de Alimentador, 23 kV, SET

MAT/AT/MT SIHUAS 2006 8 1 12 797 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 13 802


MAT/AT/MT SIHUAS 2006 8 1 12 797 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 13 802

8 Transformador de Potencia de 10 MVA, 138/60/23 kV, SET MAT/AT/MT SIHUAS

2006 8 1 95 036 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 102 496

9 Celda de Línea, 138 kV, SET MAT/AT Y AT/MT HUALLANCA

2006 8 1 22 037 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 23 767

10 Celda de Línea, 138 kV, SET MAT/AT/MT

TAYABAMBA 2006 8 1 32 670 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 35 235

11 Celda de Transformador, 138 kV, SET MAT/AT/MT TAYABAMBA

2006 8 1 20 823 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 22 458

12 Celda de Transformador, 23 kV, SET MAT/AT/MT TAYABAMBA

2006 8 1 10 352 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 11 164


MAT/AT/MT TAYABAMBA 2006 8 1 13 065 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 14 091


MAT/AT/MT TAYABAMBA 2006 8 1 13 065 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 14 091

15 Celda de Alimentador, 23 kV, SET MAT/AT/MT TAYABAMBA

2006 8 1 13 065 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 14 091

16 Celda de Alimentador, 23 kV, SET MAT/AT/MT TAYABAMBA

2006 8 1 13 065 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 14 091

17 Transformador de Potencia de 10 MVA,

138/23/10 kV, SET MAT/AT/MT TAYABAMBA

2006 8 1 84 940 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 91 607

18 Celda de Línea, 60 kV, SET AT/MT POMABAMBA

2006 8 1 22 481 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 24 246

19 Celda de Transformador, 60 kV, SET AT/MT POMABAMBA

2006 8 1 18 149 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 19 574

20 Celda de Transformador, 23 kV, SET AT/MT

POMABAMBA 2006 8 1 9 520 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 10 267

21 Celda de Alimentador, 23 kV, SET AT/MT

POMABAMBA 2006 8 1 12 015 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 12 958

22 Celda de Alimentador, 23 kV, SET AT/MT POMABAMBA

2006 8 1 12 015 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 12 958

23 Celda de Alimentador, 23 kV, SET AT/MT POMABAMBA

2006 8 1 12 015 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 12 958

24 Transformador de Potencia de 6 MVA, 60/23

kV, SET AT/MT POMABAMBA 2006 8 1 45 708 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 49 296

25 Línea, 138 kV, HUALLANCA - SIHUAS, 51.5 km

2006 8 1 338 825 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 365 422

26 Línea, 138 kV, SIHUAS - TAYABAMBA, 53.46 km

2006 8 1 351 720 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 379 330

27 Línea, 60 kV, SIHUAS - POMABAMBA,

35.15 km 2006 8 1 177 651 0,0000 1,0000 0,0000 0,0000 191 597



Ítem Elemento Fecha de entrada en operación

CMA0

Coeficientes de Fórmula de Actualización


2013

28 Transformador de Potencia de 10 MVA, 138/23/10 kV, SET MAT/MT TRAPECIO

2006 10 30 241 053 0,0000 0,8999 0,1001 0,0000 266 677

29 Transformador de Potencia de 60 MVA, 138/60/10 kV, SET MAT/MT TRUJILLO

SUR 2007 2 11 700 341 0,0000 0,9192 0,0808 0,0000 771 006

30 Transformador de Potencia de 5 MVA, 33/10

kV, SET AT/MT CHARAT 2007 4 11 77 825 0,0252 0,9077 0,0670 0,0000 84 860

31 Celda de Línea Transformador, 60 kV, SET

MAT/MT TRUJILLO SUR 2007 8 26 72 306 0,4742 0,5258 0,0000 0,0000 68 965

32 Celda de Línea, 60 kV, SET AT/MT VIRU 2007 8 26 72 993 0,4787 0,5213 0,0000 0,0000 69 533

33 Celda de Transformador, 60 kV, SET AT/MT

VIRU 2007 8 26 60 583 0,4529 0,5471 0,0000 0,0000 58 124

34 Celda de Transformador, 10 kV, SET AT/MT VIRU

2007 8 26 18 073 0,4070 0,5930 0,0000 0,0000 17 558

35 Línea, 60 kV, TRUJILLO SUR - VIRU, 46.76

km 2007 8 26 890 556 0,1997 0,6405 0,0000 0,1597 888 062

36 Transformador de Potencia de 10 MVA, 33/10 kV, SET MAT/MT MALABRIGO

2008 4 6 136 272 0,0144 0,9109 0,0747 0,0000 149 273


60/23/10 kV, SET AT/MT VIRU 2009 3 1 328 991 0,0000 0,9176 0,0824 0,0000 362 351

38 Celda de Alimentador, 23 kV, SET AT/MT VIRU

2009 3 1 24 799 0,4072 0,5928 0,0000 0,0000 24 090

39 Celda de Alimentador, 23 kV, SET AT/MT

VIRU 2009 3 1 24 799 0,4072 0,5928 0,0000 0,0000 24 090

40 Celda de Alimentador, 10 kV, SET MAT/MT

TRUJILLO SUR 2009 12 20 22 538 0,5740 0,4260 0,0000 0,0000 20 906

41 Transformador de Potencia de 28 MVA, 60/10 kV, SET AT/MT CAJAMARCA

2010 4 25 369 871 0,0000 0,9194 0,0806 0,0000 423 724

42 Celda de Línea, 138 kV, SET MAT/MT

TRUJILLO OESTE 2010 12 24 186 673 0,3394 0,6581 0,0025 0,0000 192 590


MAT/MT TRUJILLO OESTE 2010 12 24 32 788 0,2732 0,7243 0,0025 0,0000 34 284


MAT/MT TRUJILLO OESTE 2010 12 24 18 994 0,2122 0,7853 0,0025 0,0000 20 103

45 Celda de Alimentador, 23 kV, SET MAT/MT TRUJILLO OESTE

2010 12 24 37 218 0,4323 0,5652 0,0025 0,0000 37 672

46 Transformador de Potencia de 60 MVA, 138/23/10 kV, SET MAT/MT TRUJILLO

OESTE 2010 12 24

1 095 939

0,0200 0,9212 0,0588 0,0000 1 237 863

47 Línea, 138 kV, TRUJILLO NORTE -

TRUJILLO OESTE, 6.05 km 2010 12 24 154 769 0,2379 0,6583 0,0000 0,1037 165 262

48 Celda de Alimentador, 10 kV, SET MAT/MT TRUJILLO OESTE

2011 5 10 19 055 0,5694 0,4306 0,0000 0,0000 18 603


TRUJILLO OESTE 2011 6 15 19 055 0,5694 0,4306 0,0000 0,0000 18 603


TRUJILLO OESTE 2011 6 15 19 055 0,5694 0,4306 0,0000 0,0000 18 603

51 Celda de Línea Transformador, 60 kV, SET

AT/MT VIRU 2012 4 25 64 847 0,4507 0,5493 0,0000 0,0000 63 083

52 Celda de Línea Transformador, 60 kV, SET AT/MT CHAO

2012 4 25 62 415 0,4634 0,5366 0,0000 0,0000 60 692


60/23/10 kV, SET AT/MT CHAO 2012 4 25 264 914 0,0000 0,9204 0,0796 0,0000 259 297

54 Línea, 60 kV, Línea, 60 kV, VIRU - CHAO,

22.326 km 2012 4 25 322 407 0,1644 0,7217 0,0000 0,1139 310 446

55 Línea, 138 kV, Línea, 138 kV, CHIMBOTE 1 - SANTA, 7.92 km

2012 6 23 167 098 0,1692 0,6790 0,0000 0,1518 159 829

56 Transformador de Potencia de 9 MVA, 60/23/10 kV, SET AT/MT TICAPAMPA

2012 10 21 210 239 0,0080 0,9153 0,0768 0,0000 200 963



TITULAR REP

Ítem Elemento Fecha de entrada en

operación

CMA0 Coeficientes de Fórmula de

Actualización


2013

Año Mes Día S/ a b c d S/

1 Transformador de Potencia de 45 MVA, 138/23/10 kV, SET MAT/MT TRUJILLO NORTE

2011 1 9 4 819 603 0,1045 0,8392 0,0563 0,0000 5 351 687

2 Transformador de Potencia de 50 MVA, 220/60/10 kV, SET MAT/AT/MT GUADALUPE

2012 10 14 1 972 929 0,1030 0,8347 0,0622 0,0000 1 928 144

La actualización de los CMA se realizará en cada fijación tarifaria, mediante la misma fórmula de actualización.

Los índices iniciales que deben considerarse para la actualización de los CMA, son los siguientes:

Oportunidad de puesta en servicio del Elemento de Transmisión

Índices Iniciales para Actualización

Tc0 IPM0 Cu0 Al0

De julio 2006 a abril 2009 3,1610 191,5631 265 9842 2 240 7204

De mayo 2009 a diciembre 2009 3,1610 191,5631 265 9842 2 240 7204

En el transcurso del año 2010 2,891 187,5680 218,7408 1 599,2420





Anexo F Revisión de Alícuotas



Titular HIDRANDINA

Código Módulo Estándar Alícuota

Item Elemento Asignado CMA

(%) 1 L-1117 TRUJILLO NORTE - PORVENIR LT-138COU0ACS0C1240A 1,0111%

2 L-1128 PORVENIR - TRUJILLO SUR LT-138COU0ACS0C1240A 0,4949%

3 TRUJILLO SUR - VIRU LT-033COR0PCS0C1150A 1,6228%

4 L-1118 TRUJILLO NORTE -SANTIAGO DE CAO LT-138COU0AMS0C5240A 1,9041%

5 L-1115 TRUJILLO NORTE - MOTIL LT-138COR0PMS0C1127A 2,6647%

6 SANTIAGO DE CAO - CASAGRANDE 1 LT-033COR0PCD0C1120A 0,5795%

7 SANTIAGO DE CAO - CASAGRANDE 1 LT-033COR0PCD0C1120A 0,5795%

8 CASAGRANDE 1 - CASAGRANDE 2 LT-033COR0PCS0C1120A 0,2129%

9 CASAGRANDE 1 - PAIJAN LT-033COR0PCS0C1070A 0,4067%

10 TRUJILLO SUR - MOCHE LT-033COU0ACS0C1120A 0,3064%

11 DERIV MOCHE - SALAVERRY LT-033COU0ACS0C1120A 0,3686%

12 MOTIL - FLORIDA LT-033SIR0PCS0C1070A 0,1558%

13 FLORIDA - OTUZCO LT-033SIR0PCS0C1070A 0,3163%

14 OTUZCO - CHARAT LT-033SIR0PCS0C1070A 0,6577%

15 L-1108 CHIMBOTE 1 - CHIMBOTE NORTE LT-138COU0AMS0C5300A 0,4728%

16 L-1111 CHIMBOTE 1 - CHIMBOTE SUR LT-138COU0ACS0C1300A 1,2795%

17 L-1116 CHIMBOTE 2 - SANTA LT-138COR0PMS0C5127A 0,2925%

18 CHIMBOTE SUR - NEPEÑA LT-138COR0PMS0C1127A 0,6891%

19 L-1129 CHIMBOTE SUR - TRAPECIO LT-138COU0AMS0C5240A 0,4856%

20 L-1113 NEPEÑA - CASMA LT-138COR0PMS0C5127A 1,2372%

21 L-1114 NEPEÑA - SAN JACINTO LT-138COR0PMS0C5127A 0,8778%

22 L-6646 GUADALUPE - GALLITO CIEGO LT-060COR0PMD0C1240A 1,0090%

23 L-6656 GUADALUPE - GALLITO CIEGO LT-060COR0PMD0C1240A 1,0090%

24 L-6042 GALLITO CIEGO - TEMBLADERA LT-060SIR1TAS1C1240A 1,0044%

25 L-6043 TEMBLADERA - CHILETE LT-060SIR1TAS1C1240A 2,3700%

26 L-6044 CHILETE - CAJAMARCA LT-060SIR1TAS1C1240A 2,3128%

27 L-6045 GALLITO CIEGO - CAJAMARCA LT-060SIR1TAS1C1240A 5,6722%

28 L-6049 CAJAMARCA - CELENDIN LT-060SIR1TAS1C1120A 2,8883%

29 L-6047 CAJAMARCA - SAN MARCOS LT-060SIR1TAS1C1120A 2,2042%

30 L-6048 SAN MARCOS - CAJABAMBA LT-060SIR1TAS1C1120A 1,6251%

31 L-6653 GUADALUPE - PACASMAYO LT-060COR0PMS0C5120A 0,5613%

32 L-6683 LA PAMPA - PALLASCA LT-060SIR1TAS1C1120A 2,7838%

33 L-6678 HUALLANCA - CARAZ LT-060SIR1TAS1C1120A 1,4138%

34 L-6684 CARAZ - HUARAZ LT-060SIR1TAS1C1120A 3,0121%

35 L-6681 HUARAZ - TICAPAMPA LT-060SIR1TAS1C1070A 1,3387%

36 Celda de Acoplamientoen SE Trujillo Sur CE-010COU1MCISBLA 0,0230%

37 Celda Alimentadoren SE Casagrande1 CE-010COU1MCISBAL 0,0231%


39 Celda Alimentadoren SE Santiago de Cao CE-010COU1MCISBAL 0,0231%





(%) 40 Celda Alimentadoren SE Santiago de Cao CE-010COU1MCISBAL 0,0231%

41 Celda Alimentadoren SE Santiago de Cao CE-010COU1MCISBAL 0,0231%



44 Celda Alimentadoren SE Pallasca CE-010SIR3C1ESBAL 0,0394%





49 Celda Alimentadoren SE Caraz CE-010SIU2MCISBAL 0,0258%

50 Celda Alimentadoren SE Caraz CE-010SIU2MCISBAL 0,0258%

51 Celda Alimentadoren SE Huaraz CE-010SIU3MCISBAL 0,0296%





56 Celda Alimentadoren SE Carhuaz CE-010SIU2MCISBAL 0,0258%



59 Celda Alimentadoren SE La Pampa CE-010SIR2C1ESBAL 0,0345%

60 Celda Alimentadoren SE La Pampa CE-010SIR2C1ESBAL 0,0345%

61 Celda Alimentadoren SE Chimbote Sur CE-010COU1MCIDBAL 0,0227%



64 Celda Alimentadoren SE Chimbote Norte CE-010COU1MCIDBAL 0,0227%







71 Celda Alimentadoren SE Trapecio CE-010COU1MCISBAL 0,0231%






77 Celda Alimentadoren SE San Jacinto CE-010COU1MCISBAL 0,0231%



80 Celda Alimentadoren SE Nepeña CE-010COU1MCISBAL 0,0231%

81 Celda Alimentadoren SE Nepeña CE-010COU1MCISBAL 0,0231%





(%) 82 Celda Alimentadoren SE Ticapampa CE-010SIU3MCISBAL 0,0296%

83 Celda Alimentadoren SE Ticapampa CE-010SIU3MCISBAL 0,0296%




87 Celda Alimentadoren SE Guadalupe01 CE-010COU1MCISBAL 0,0231%


89 Celda Alimentadoren SE Pacasmayo CE-010COU1MCISBAL 0,0231%

90 Celda Alimentadoren SE Pacasmayo CE-010COU1MCISBAL 0,0231%




94 Celda Alimentadoren SE Santa CE-010COU1MCISBAL 0,0231%




98 Celda Alimentadoren SE Porvenir CE-010COU1MCISBAL 0,0231%






104 Celda Alimentadoren SE Trujillo Sur CE-010COU1MCISBAL 0,0231%
















120 Celda Alimentadoren SE Salaverry CE-010COU1MCISBAL 0,0231%

121 Celda Alimentadoren SE Moche CE-010COU1MCISBAL 0,0231%

122 Celda Alimentadoren SE Moche CE-010COU1MCISBAL 0,0231%

123 Celda Alimentadoren SE Trujillo Norte CE-010COU1MCISBAL 0,0231%





(%) 124 Celda Alimentadoren SE Trujillo Norte CE-010COU1MCISBAL 0,0231%

125 Celda Alimentadoren SE Malabrigo CE-010COU1MCISBAL 0,0231%




129 Celda Alimentadoren SE Paijan CE-010COU1MCISBAL 0,0231%



132 Celda Alimentadoren SE Florida CE-010SIR2C1ESBAL 0,0345%

133 Celda Alimentadoren SE Florida CE-010SIR2C1ESBAL 0,0345%

134 Celda Alimentadoren SE Charat CE-010SIR2C1ESBAL 0,0345%

135 Celda Alimentadoren SE Charat CE-010SIR2C1ESBAL 0,0345%

136 Celda Alimentadoren SE Otuzco CE-010SIR2C1ESBAL 0,0345%

137 Celda Alimentadoren SE Otuzco CE-010SIR2C1ESBAL 0,0345%

138 Celda Alimentadoren SE Cajabamba CE-010SIR2C1ESBAL 0,0345%


140 Celda Alimentadoren SE San Marcos CE-023SIR2C1ESBAL 0,0477%




144 Celda Alimentadoren SE Chimbote2 CE-010COU1MCISBAL 0,0231%








152 Celda Alimentadoren SE Tembladera CE-010SIU2MCISBAL 0,0258%

153 Celda Alimentadoren SE Viru CE-010COU1MCISBAL 0,0231%



156 Celda Alimentadoren SE Chilete CE-023SIU2MCISBAL 0,0347%

157 Celda Alimentadoren SE Chilete CE-023SIU2MCISBAL 0,0347%

158 Celda Alimentadoren SE Celendin CE-023SIR2C1ESBAL 0,0477%





163 Celda Alimentadoren SE Cajamarca CE-010SIU2MCISBAL 0,0258%







(%) 166 Celda Alimentadoren SE Cajamarca CE-010SIU2MCISBAL 0,0258%






172 Celda de Linea a SE Casagrande1 CE-033COR1C1ESBLI 0,0787%


174 Celda de Linea a SE Santiago de Cao CE-033COR1C1ESBLI 0,0787%

175 Celda de Linea a SE Paijan CE-033COR1C1ESBLI 0,0787%


177 Celda de Linea a SE Charat CE-033SIR2C1ESBLI 0,0853%

178 Celda de Linea a SE Porvenir CE-138COU1C1ESBLI 0,1822%

179 Celda de Linea a SE Trujillo Norte CE-138COR1C1ESBLI 0,1822%

180 Celda de Linea a SE Trujillo Sur CE-138COR1C1ESBLI 0,1822%

181 Celda de Linea a SE Florida CE-033SIR2C1ESBLI 0,0853%

182 Celda de Linea a SE Paijan CE-033COR1C1ESBLI 0,0787%



185 Celda de Linea a SE Motil CE-033SIR2C1ESBLI 0,0853%

186 Celda de Linea a SE Otuzco CE-033SIR2C1ESBLI 0,0853%


188 Celda de Linea a SE Florida CE-033SIR2C1ESBLI 0,0853%

189 Celda de Linea a SE Quiruvilca CE-033SIR2C1ESBLI 0,0853%

190 Celda de Linea a SE Caraz CE-060SIR3C1ESBLI 0,1448%

191 Celda de Linea a SE Deriv Pariac CE-060SIR3C1ESBLI 0,1448%

192 Celda de Linea a SE Chimbote1 CE-138COR1C1EIMLI 0,2629%

193 Celda de Linea a SE Chimbote1 CE-138COR1C1EIMLI 0,2629%

194 Celda de Linea a SE Chimbote1 CE-138COU1C1ESBLI 0,1822%

195 Celda de Linea a SE Nepeña CE-138COU1C1ESBLI 0,1822%

196 Celda de Linea a SE Santa CE-138COR1C1EIMLI 0,2629%

197 Celda de Linea a SE Chimbote1 CE-138COU1C1ESBLI 0,1822%

198 Celda de Linea a SE Chilete CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

199 Celda de Linea a SE Celendin CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

200 Celda de Linea a Deriv San Marcos CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

201 Celda de Linea a SE Gallito Ciego CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

202 Celda de Linea a SE San Marcos CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

203 Celda de Linea a SE Cajamarca Norte CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

204 Celda de Linea a SE Cajamarca CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

205 Celda de Linea a SE Huallanca CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

206 Celda de Linea a SE Pallasca CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

207 Celda de Linea a SE Huallanca CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%





(%) 208 Celda de Linea a SE Caraz CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

209 Celda de Linea a SE Huaraz CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

210 Celda de Linea a SE Huaraz CE-060SIR2C1ESBLI 0,1386%

211 Celda de Linea a SE San Jacinto CE-138COR1C1ESBLI 0,1822%

212 Celda de Linea a SE Casma CE-138COR1C1ESBLI 0,1822%

213 Celda de Linea a SE Trapecio CE-138COU1C1ESBLI 0,1822%

214 Celda de Linea a SE Chimbote Sur CE-138COR1C1ESBLI 0,1822%

215 Celda Transformadoren SE Nepeña CE-138COR1C1ESBTR 0,1180%

216 Celda Linea-Transformador a SE Trujillo Norte CE-138COR1C1ESBLT 0,1409%

217 Celda Linea-Transformador a SE Casagrande1 CE-033COR1C1ESBLT 0,0658%

218 Celda Linea-Transformador a Deriv Salaverry CE-033COU1C1ESBLT 0,0654%

219 Celda Linea-Transformador a SE Viru CE-033COU1C1ESBLT 0,0654%

220 Celda Linea-Transformador a SE Trujillo Norte CE-138SIR2C1ESBLT 0,1509%

221 Celda Linea-Transformador a SE Otuzco CE-033SIR2C1ESBLT 0,0721%

222 Celda Linea-Transformador a SE Deriv Pariac CE-060SIR3C1ESBLT 0,1320%

223 Celda Linea-Transformador a SE Nepeña CE-138COR1C1ESBLT 0,1409%

224 Celda Linea-Transformador a SE Nepeña CE-138COR1C1ESBLT 0,1409%

225 Celda Linea-Transformador a SE Guadalupe CE-060COR1C1ESBLT 0,1219%

226 Celda Linea-Transformador a SE Tembladera CE-060SIR2C1ESBLT 0,1264%

227 Celda Linea-Transformador a SE Deriv Salaverry CE-033COR1C1ESBLT 0,0658%

228 Celda Linea-Transformador a SE Deriv Salaverry CE-033COR1C1ESBLT 0,0658%

229 Celda Linea-Transformador a SE Cajamarca CE-060SIR2C1ESBLT 0,1264%

230 Celda Linea-Transformador a SE Chimbote Sur CE-138COR1C1ESBLT 0,1409%

231 Celda Linea-Transformador a Deriv San Marcos CE-060SIR2C1ESBLT 0,1264%

232 Celda de Medicionen SE Trujillo Sur CE-010COU1MCISBMD 0,0129%

233 Celda de Medicionen SE Trujillo Sur CE-010COU1MCISBMD 0,0129%

234 Celda Transformadoren SE Santiago de Cao CE-033COR1C1ESBTR 0,0625%

235 Celda Transformadoren SE Santiago de Cao CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

236 Celda Transformadoren SE Casagrande1 CE-033COR1C1ESBTR 0,0625%

237 Celda Transformadoren SE Porvenir CE-138COR1C1ESBTR 0,1180%

238 Celda Transformadoren SE Porvenir CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

239 Celda Transformadoren SE Trujillo Sur CE-138COU1C1ESBTR 0,1180%

240 Celda Transformadoren SE Paijan CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

241 Celda Transformadoren SE Malabrigo CE-033COR1C1ESBTR 0,0625%

242 Celda Transformadoren SE Malabrigo CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

243 Celda Transformadoren SE Casagrande1 CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

244 Celda Transformadoren SE Casagrande2 CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

245 Celda Transformadoren SE Paijan CE-033COR1C1ESBTR 0,0625%

246 Celda Transformadoren SE Otuzco CE-033SIR2C1ESBTR 0,0674%

247 Celda Transformadoren SE Otuzco CE-010SIR2C1ESBTR 0,0325%

248 Celda Transformadoren SE Charat CE-010SIR2C1ESBTR 0,0325%

249 Celda Transformadoren SE Motil CE-033SIR2C1ESBTR 0,0674%





(%) 250 Celda Transformadoren SE Florida CE-033SIR2C1ESBTR 0,0674%

251 Celda Transformadoren SE Florida CE-010SIR2C1ESBTR 0,0325%

252 Celda Transformadoren SE Pacasmayo CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

253 Celda Transformadoren SE Trujillo Sur CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

254 Celda Transformadoren SE Ticapampa CE-010SIU3MCISBTR 0,0356%

255 Celda Transformadoren SE Cajabamba CE-023SIR2C1ESBTR 0,0365%


257 Celda Transformadoren SE Chimbote2 CE-138COR1C1EIMTR 0,2048%

258 Celda Transformadoren SE San Marcos CE-023SIR2C1ESBTR 0,0365%


260 Celda Transformadoren SE Santa CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

261 Celda Transformadoren SE Chimbote Norte CE-138COU1C1ESBTR 0,1180%

262 Celda Transformadoren SE Chimbote2 CE-138COR1C1EIMTR 0,2048%

263 Celda Transformadoren SE Chimbote2 CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

264 Celda Transformadoren SE Chimbote2 CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

265 Celda Transformadoren SE San Marcos CE-010SIR2C1ESBTR 0,0325%

266 Celda Transformadoren SE Moche CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

267 Celda Transformadoren SE Trujillo Sur CE-138COU1C1ESBTR 0,1180%



270 Celda Transformadoren SE Cajamarca CE-060SIR2C1ESBTR 0,1115%

271 Celda Transformadoren SE Cajamarca CE-010SIU2MCISBTR 0,0310%

272 Celda Transformadoren SE Celendin CE-023SIR2C1ESBTR 0,0365%

273 Celda Transformadoren SE Gallito Ciego CE-060SIR3C1ESBTR 0,1169%

274 Celda Transformadoren SE Tembladera CE-010SIU2MCISBTR 0,0310%

275 Celda Transformadoren SE Gallito Ciego CE-060SIR3C1ESBTR 0,1169%

276 Celda Transformadoren SE Pallasca CE-023SIR3C1ESBTR 0,0437%

277 Celda Transformadoren SE Pallasca CE-010SIR3C1ESBTR 0,0372%

278 Celda Transformadoren SE Carhuaz CE-010SIU2MCISBTR 0,0310%

279 Celda Transformadoren SE Huaraz CE-060SIR3C1ESBTR 0,1169%

280 Celda Transformadoren SE Huaraz CE-010SIU3MCISBTR 0,0356%

281 Celda Transformadoren SE Caraz CE-060SIR2C1ESBTR 0,1115%

282 Celda Transformadoren SE Caraz CE-010SIU2MCISBTR 0,0310%

283 Celda Transformadoren SE Carhuaz CE-060SIR2C1ESBTR 0,1115%

284 Celda Transformadoren SE La Pampa CE-010SIR2C1ESBTR 0,0325%

285 Celda Transformadoren SE Trapecio CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

286 Celda Transformadoren SE Nepeña CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

287 Celda Transformadoren SE San Jacinto CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

288 Celda Transformadoren SE Chimbote Norte CE-010COU1MCIDBTR 0,0282%

289 Celda Transformadoren SE Chimbote Sur CE-138COU1C1ESBTR 0,1180%

290 Celda Transformadoren SE Chimbote Sur CE-010COU1MCIDBTR 0,0282%

291 Celda Transformadoren SE La Pampa CE-060SIR2C1ESBTR 0,1115%





(%) 292 Celda Transformadoren SE Casma CE-010COU1MCISBTR 0,0283%

293 Transformadoren SE Florida TP-033010-002SI2E 0,0719%

294 Transformadoren SE Otuzco TP-033010-002SI2E 0,0719%

295 Transformadoren SE Charat TP-033010-002SI2E 0,0719%

296 Transformadoren SE Casagrande1 TP-033010-002CO1E 0,0709%

297 Transformadoren SE Paijan TP-033010-004CO1E 0,1117%

298 Transformadoren SE Casagrande2 TP-033010-007CO1E 0,1777%

299 Transformadoren SE Caraz TP-060010-005SI2E 0,2557%

300 Transformadoren SE Carhuaz TP-060010-003SI2E 0,1698%

301 Transformadoren SE Huaraz TP-060010-020SI3E 0,5120%

302 Transformadoren SE Chimbote2 TP-138010-045CO1E 0,8619%

303 Transformadoren SE Pacasmayo TP-060010-005CO1E 0,2506%

304 Transformadoren SE Moche TP-033010-004CO1E 0,1117%

305 Transformadoren SE Trujillo Sur TP-138010-030CO1E 0,6968%

306 Transformadoren SE Porvenir TP-138010-020CO1E 0,5248%



309 Transformadoren SE Cajamarca TP-060010-020SI2E 0,4934%

310 Transformadoren SE Nepeña TP-138010-005CO1E 0,3020%

311 Transformadoren SE Trapecio TP-138010-030CO1E 0,6968%

312 Transformadoren SE San Jacinto TP-138010-007CO1E 0,3670%

313 Transformadoren SE La Pampa TP-060010-003SI2E 0,1698%

314 Transformadoren SE Casma TP-138010-015CO1E 0,5191%


316 Transformadoren SE Celendin TP-060023-007SI2E 0,3191%


318 Transformadoren SE Chimbote Norte TP-138010-030CO1E 0,6968%

319 Transformadoren SE Santa TP-138010-025CO1E 0,6161%

320 Transformadoren SE Santiago de Cao TP-138033010-030CO1E 0,8270%

321 Transformadoren SE Motil TP-138033010-015SI2E 0,6305%

322 Transformadoren SE Chilete TP-060023010-007SI2E 0,3692%

323 Transformadoren SE San Marcos TP-060023010-003SI2E 0,1990%

324 Transformadoren SE Cajabamba TP-060023010-007SI2E 0,3692%

325 Transformadoren SE Chimbote Sur TP-138060010-030CO1E 0,8349%

TOTAL 74,8543%



Anexo G Cuadros Comparativos



Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2013 - 2017 Proyección de la Demanda - ÁREA DE DEMANDA 3

(MWh)

Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)

OSINERGMIN Prepublicación

(C)

C/A -1 C/B -1

2013 4 515 193 4 515 193 4 515 193 - -

2014 4 755 183 4 755 183 4 755 183 - -

2015 5 000 287 5 000 287 5 000 287 - - 2016 5 186 452 5 186 452 5 186 452 - -

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2013 - 2017 COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE

Área de Demanda 3 (Ctm. S/. / kWh)

Valores Valor Propuesta Propuesta OSINERGMIN

B/A -1 C/A -1 D/A -1

Acumulados Vigente Inicial Final Prepublicación Total Total Total

(A) (B) (C) (D)

Peaje MAT 0,1331 0,1823 0,1093 0.0859

36.96% -17.88% -35.46%

Peaje AT 0,6190 0,6700 0,4523 0,5947

8.24% -15.51% -3.93%

Peaje MT 1,2177 1,1996 0,7971 0.9111

-1.49% -34.54% -25.18% Nota. 1. El peaje vigente corresponde al 04 de noviembre 2012. 2. HIDRANDINA propone un peaje por área de demanda.



9. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por las empresas Titulares, como sustento de sus Propuestas de Tarifas y/o Compensaciones de SST y SCT para el período 2013-2017 – Noviembre de 2012.

[2] Informes de Observaciones de OSINERGMIN a los Estudios Tarifarios presentados por los Titulares – Diciembre de 2012.

[3] Respuestas de los Titulares a las observaciones formuladas a los Estudios Tarifarios – Enero 2012.

[4] Diversos archivos de cálculo desarrollados por OSINERGMIN, que sustentan la prepublicación de Tarifas y/o Compensaciones de SST y SCT para el período 2013-2017.

Cabe señalar que la mayor parte de estos documentos se encuentran publicados en la página Web de OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe, en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios\Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”\” Procedimiento para Fijación de Peajes y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión - Periodo 2013 – 2017”.

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