Proceso de Regulación de los Precios en Barra

Transcripción

Informe N° 0412-2013-GART
GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA
AV. CANADA N・ 1460 - SAN BORJA
224 0487 224 0488 - FAX 224 0491
Proceso de Regulación de
los Precios en Barra
Período mayo 2013 - abril 2014
Lima, setiembre de 2013
OSINERGMIN-GART
Resumen
El presente informe tiene como objetivo cumplir con las disposiciones1
relacionadas con la obligación del Organismo Supervisor de la Inversión en
Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”) de dar a conocer,
periódicamente, el proceso seguido para la determinación de las tarifas de
electricidad. En este sentido, este informe contiene las premisas, cálculos y
resultados obtenidos en el proceso de fijación de los Precios en Barra y sus
fórmulas de reajuste correspondientes al período mayo 2013 - abril 2014, las
cuales han sido establecidas por la Resolución OSINERGMIN Nº 053-2013OS/CD, publicada el 15 de abril de 2013, y modificadas por la Resolución
OSINERGMIN Nº 066-2013-OS/CD, publicada el 29 de abril de 2013 y la
Resolución OSINERGMIN Nº 135-2013-OS/CD, publicada el 22 de junio de
2013.
Para la obtención de los resultados que se presentan más adelante,
OSINERGMIN ha seguido el procedimiento administrativo establecido en el
Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “Ley” ó
“LCE”); ”); la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la
Generación Eléctrica (en adelante “Ley 28832”), el Decreto Legislativo
N° 1002 (en adelante “DL 1002”), el Decreto Legislativo N° 1041 (en adelante
“DL 1041”), el Decreto de Urgencia N° 037-2008 (en adelante “DU 037”) y el
Decreto de Urgencia N° 049-2008 (en adelante “DU 049”)2; en los
reglamentos de estas; y, en el Anexo A del Procedimientos para Fijación de
Precios Regulados, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 0802012-OS/CD; así como, en los procedimientos que para efectos tarifarios ha
aprobado OSINERGMIN.
1
Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios
Públicos, el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG,
aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM y sus modificatorias; Artículo 81° del Decreto Ley N°
25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y Artículo 162° de su Reglamento, aprobado por Decreto
Supremo N° 009-93-EM y sus modificatorias.
2
La vigencia del DU 049 fue extendida hasta diciembre de 2013 de acuerdo con lo establecido en el
Decreto de Urgencia N° 079-2010
Proceso de Regulación de los Precios en Barra (período Mayo 2013 - Abril 2014)
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El procedimiento administrativo se inició con la presentación de la propuesta
tarifaria del Subcomité de Generadores y del Subcomité Transmisores del
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional y
culminó con las resoluciones de OSINERGMIN que resolvieron las
impugnaciones contenidas en los recursos de reconsideración interpuestos
contra la resolución que fijó los Precios en Barra.
A lo largo del proceso, OSINERGMIN ha atendido el mandato constitucional
contenido en el Artículo 139°, numeral 3 de la Carta Magna3, habiendo
observado el debido proceso y, de esta forma, ha asegurado a los
administrados el derecho a su justa defensa al poner a su disposición los
medios necesarios y suficientes para ejercitarla.
Los Precios en Barra se conforman a partir de los precios básicos, definidos
en el Artículo 47º de la LCE y Artículos 125º y 126º de su Reglamento, los
mismos que están constituidos por los precios de potencia y energía en las
barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante
factores de pérdidas de potencia y factores nodales de energía,
respectivamente.
La tarifa que es aplicable a los consumidores finales se compone de los
Precios a Nivel Generación, los Peajes por Transmisión y el Valor Agregado
de Distribución. Los Precios en Barra constituyen uno de los principales
insumos para la determinación de los Precios a Nivel de Generación.
Proceso de Regulación Tarifaria
El Proceso de Regulación Tarifaria se inició el 14 de noviembre de 2012 con
la presentación del “Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios
de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo de 2013” y
“Propuesta del Subcomité de Transmisores del COES para la Fijación de
Tarifas en Barra del Periodo Mayo 2013 – Abril 2014” remitidos a
OSINERGMIN por los Subcomités de Generadores y Transmisores del
COES-SINAC mediante las cartas SCG-136-2012 y STCOES N° 020-2012,
respectivamente.
OSINERGMIN, en cumplimiento del procedimiento para fijación de los Precios
en Barra, convocó la realización de una Audiencia Pública para que los
Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC expusieran el
contenido y sustento de sus Estudios Técnico Económicos, la misma que se
realizó el 26 de noviembre de 2012.
Seguidamente, OSINERGMIN presentó sus observaciones a los Subcomités
de Generadores y Transmisores del COES-SINAC, mediante Oficios N°
0957-2012-GART y N° 0958-2012-GART, respectivamente. Al respecto, la
3
Artículo 139° (Constitución Política del Perú).- Son principios y derechos de la función jurisdiccional:
...
3. La observancia del debido proceso y la tutela jurisdiccional.
Ninguna persona puede ser desviada de la jurisdicción predeterminada por la ley, ni sometida a
procedimiento distinto de los previamente establecidos, ni juzgada por órganos jurisdiccionales de
excepción ni por comisiones especiales creadas al efecto, cualquiera sea su denominación.
...
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LCE dispone (Artículo 52°4) que, absueltas las observaciones, o vencido el
plazo sin que ello se realice, OSINERGMIN procederá a fijar y publicar los
Precios en Barra y sus fórmulas de reajuste mensual.
Posteriormente, se efectuó la publicación del Proyecto de Resolución que fija
los Precios en Barra y la relación de la información que la sustenta, la
Audiencia Pública de fecha 14 de marzo de 2013 y la recepción de opiniones
y sugerencias de los interesados respecto a la mencionada publicación,
conforme a lo dispuesto en los literales g), h) e i) del Procedimiento para
Fijación de Tarifas en Barra.
Con fecha 15 de abril de 2013, OSINERGMIN, en cumplimiento de lo
establecido en el Artículo 43° de la LCE5, publicó la Resolución OSINERGMIN
Nº 053-2013-OS/CD (en adelante “RESOLUCIÓN 053”), la misma que
estableció los Precios en Barra para el período mayo 2013 – abril 2014.
Con fechas del 29 de abril al 07 de mayo de 2013, la Empresa Eléctrica de
Piura S.A., Rio Doble S.A., SN Power Perú S.A., Kallpa Generación S.A.,
Electroperú S.A., ISA Perú S.A., Consorcio Transmantaro S.A., EGEMSA,
Edegel S.A.A. y Red de Energía del Perú S.A., dentro del plazo legal,
interpusieron recursos de reconsideración contra la RESOLUCIÓN 053.
El Consejo Directivo de OSINERGMIN convocó a una tercera Audiencia
Pública para que las instituciones, empresas y demás interesados que
presentaron recursos de reconsideración contra la RESOLUCIÓN 053,
pudieran exponer el sustento de sus respectivos recursos, la misma que se
realizó el 17 de mayo de 2013.
Conforme al procedimiento de fijación de los Precios en Barra, los
interesados debidamente legitimados tuvieron la oportunidad de presentar,
hasta el 22 de mayo de 2013, opiniones y sugerencias sobre los recursos de
reconsideración recibidos por OSINERGMIN. Dentro de dicho plazo, ningún
interesado presentó opinión y/o sugerencia.
4
Artículo 52º (LCE).- OSINERG efectuará sus observaciones, debidamente fundamentadas, a las
propuestas de los Precios en Barra.
Los responsables deberán absolver las observaciones y/o presentar un nuevo estudio, de ser
necesario.
Absueltas las observaciones o vencido el término sin que ello se produjera, OSINERG procederá a fijar
y publicar las tarifas y sus fórmulas de reajuste mensuales, antes del 30 de abril de cada año.
5
Artículo 43º (LCE).- Estarán sujetos a regulación de precios:
a) La transferencia de potencia y energía entre generadores, los que serán determinados por el
COES, de acuerdo a lo establecido en el artículo 14º de la Ley para Asegurar el Desarrollo
Eficiente de la Generación Eléctrica.
Esta regulación no regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que supere la
potencia y energía firme del comprador.
b) Los retiros de potencia y energía en el COES que efectúen los Distribuidores y Usuarios Libres,
los mismos que serán determinados de acuerdo a lo establecido en el artículo 14º de la Ley
para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.
c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución.
d) Las ventas de energía de Generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio
Público de Electricidad; excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender
dicho Servicio, conforme a la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación
Eléctrica.
e) Las ventas a usuarios de Servicio Público de Electricidad.
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Los recursos de reconsideración de Empresa Eléctrica de Piura S.A., Rio
Doble S.A., SN Power Perú S.A., Kallpa Generación S.A., Electroperú S.A.,
ISA Perú S.A., Consorcio Transmantaro S.A., EGEMSA, Edegel S.A.A. y Red
de Energía del Perú S.A., fueron resueltos mediante las Resoluciones
OSINERGMIN Nº 077-2013-OS/CD, Nº 090-2013-OS/CD, Nº 091-2013OS/CD , Nº 092-2013-OS/CD, N° 093-2013-OS/CD, N° 107-2013-OS/CD, N°
108-2013-OS/CD, N° 124-2013-OS/CD, N° 125-2013-OS/CD y N° 126-2013OS/CD, respectivamente, que fueron publicadas hasta el 22 de junio de 2013.
Asimismo, como resultado de lo resuelto en las resoluciones previamente
citadas y las revisiones posteriores efectuadas por el organismo regulador, se
expidió la Resolución OSINERGMIN N° 135-2013-OS/CD, publicada el 22 de
junio de 2013.
Adicionalmente, mediante la Resolución OSINERGMIN N° 066-2013-OS/CD,
publicada el 29 de abril de 2013, se resolvieron los recursos de
reconsideración presentados por Edegel S.A.A. y Enersur S.A. contra la
Resolución OSINERGMIN N° 020-2013-OS/CD que fijó la Tasa de
Indisponibilidad Fortuita (TIF) y el Margen de Reserva Firme Objetivo
(MRFO), para el periodo del 01 de mayo 2013 hasta 30 de abril del 2017.
Mediante esta resolución también se ordenó la modificación de la
RESOLUCIÓN 053, en lo relacionado a la aplicación del Margen de Reserva
Firme Objetivo (MRFO) dentro del presente proceso de fijación.
Aspectos Metodológicos
El Precio Básico de la Energía se determina utilizando el modelo matemático
de optimización y simulación de la operación de sistemas eléctricos,
denominado PERSEO.
El Precio Básico de la Potencia de Punta, de acuerdo con el mandato del
Artículo 47°, literales e) y f) de la LCE, corresponde a los costos unitarios de
inversión y costos fijos de operación de la unidad de generación más
adecuada para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima
demanda anual, incluida su conexión al sistema de transmisión.
Los Precios en Barra se calculan agregando a los costos marginales de
energía los cargos por la transmisión involucrada. Los cargos por el Sistema
Principal de Transmisión se calcularon aplicando el método establecido en la
Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad y
complementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costo
medio del sistema de transmisión y el costo marginal. Adicionalmente a esto,
en el peaje se agregaron los cargos por Garantía por Red Principal y los
cargos adicionales que ordenan los DL 10026, DL 10417, DU 0378 y DU 0499.
Los cargos de peaje de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas
Complementarios de Transmisión corresponden a los publicados en la
Resolución OSINERGMIN N° 054-2013-OS/CD junto con sus modificatorias y
complementarias, debidamente actualizados.
6
Compensación por Prima de Energía Renovables
7
Compensación por Seguridad de Suministro
8
Compensación por la Generación Adicional
9
Compensación por costos variables de operación adicionales al costos marginal (CVOA-CMg) y a los
retiros sin contratos (CVOA-RSC)
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Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización
y simulación fueron comparados con el promedio ponderado de los precios
de las licitaciones de conformidad con lo dispuesto por la Ley 28832. La
información de contratos de licitaciones fue suministrada por las empresas
distribuidoras.
Con relación a los sistemas aislados, se revisaron los criterios y la
metodología empleados para determinar las tarifas, tomando en cuenta lo
siguiente: (i) Lo dispuesto en el Artículo 30° de la Ley 28832 en lo relacionado
con la aplicación del Mecanismo de Compensación; (ii) la modificación del
Artículo 124° del Reglamento de la LCE, en lo referente a precios de
combustibles; (iii) la determinación, de acuerdo con la Ley 28832, de un
precio único para el conjunto de sistemas aislados de una empresa, en
condiciones de eficiencia; y (iv) el Monto Específico establecido mediante la
Resolución Ministerial N° 052-2013-MEM/DM. Asimismo, se determinaron
nuevos factores de actualización tarifaria, los cuales se unifican en un único
conjunto para la potencia y energía.
Resumen de Resultados
Como resultado de la comparación del Precio en Barra, se tiene que éste
difiere en más del 10% del promedio ponderado de los precios de las
licitaciones. Por tal motivo, fue necesario efectuar el reajuste en los precios
teóricos, a través del Factor de Ajuste 1,4301, para constituir los Precios en
Barra definitivos. En consecuencia, los precios resultantes para la regulación
de Precios en Barra de los Sistemas Aislados y del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”) se resumen en los cuadros
siguientes10:
Cuadro No. 1
SISTEMAS AISLADOS
PRECIOS EN BARRA – MONEDA NACIONAL
Empresa
Adinelsa
Chavimochic
Edelnor
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Ucayali
Eilhicha
Electronorte
Hidrandina
Seal
10
Tensión
kV
PPM
S/./kW-mes
PEMP
ctm. S/./kWh
PEMF
ctm. S/./kWh
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
24,87
24,87
24,87
57,43
84,05
24,87
24,87
36,30
64,80
57,44
24,87
24,87
24,87
57,43
84,05
24,87
24,87
36,30
64,80
57,44
En el caso de los sistemas aislados, los precios son referenciales y no tienen aplicación práctica para
las ventas de generador a distribuidor en dichos sistemas; ni a aquellas que son trasladadas a los
consumidores finales. Los precios que se trasladan a los consumidores finales son los Precios en Barra
Efectivos resultantes de la aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados.
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Cuadro No. 2
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INDICE
1. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA
1.1. 1.2. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 1.9. 1.10. 1.11. ............................................ 4 PROPUESTA DE LOS SUBCOMITÉS DE GENERADORES Y TRANSMISORES
DEL COES-SINAC .............................................................................. 6 PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA ............................................................... 7 OBSERVACIONES A LAS PROPUESTAS DE LOS SUBCOMITÉS DE
GENERADORES Y TRANSMISORES DEL COES-SINAC ........................... 7 ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES .................................................. 8 PREPUBLICACIÓN DE PRECIOS EN BARRA .............................................. 8 SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA .............................................................. 9 OPINIONES Y SUGERENCIAS DE LOS INTERESADOS ............................... 10 FIJACIÓN DE PRECIOS EN BARRA......................................................... 10 RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN ...................................................... 11 TERCERA AUDIENCIA PÚBLICA ............................................................ 11 PRECIOS EN BARRA DEFINITIVOS ........................................................ 11 2. PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA........................................... 13 2.1. PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO ........................................................... 13 2.1.1. Precio Básico de la Energía ............................................................ 13 2.1.2. Precio Básico de la Potencia ........................................................... 16 2.2. PREMISAS Y RESULTADOS .................................................................. 16 2.2.1. Previsión de Demanda .................................................................... 16 2.2.2. Programa de Obras ......................................................................... 17 2.2.3. Costos Variables de Operación (CVT) ............................................ 22 2.2.3.1. Precios de los Combustibles líquidos .......................................... 22 2.2.3.2. Precio del Gas Natural ................................................................ 24 2.2.3.3. Precio del Carbón ........................................................................ 25 2.2.3.4. Otros costos en el precio de los combustibles líquidos ............... 25 2.2.4. Canon del Agua ............................................................................... 27 2.2.5. Costo de Racionamiento ................................................................. 28 2.2.6. Curvas de Oferta del SEIN .............................................................. 28 2.2.7. Precio Básico de la Energía ............................................................ 28 2.2.8. Precio Básico de la Potencia ........................................................... 29 3. CARGOS POR TRANSMISIÓN ........................................................................ 30 3.1. SISTEMA GARANTIZADO DE TRANSMISIÓN ............................................ 30 3.1.1. SGT del Consorcio Transmantaro S.A. ........................................... 30 3.1.2. SGT de Abengoa Transmisión Norte S.A........................................ 31 3.1.3. SGT de Transmisión Eléctrica del Sur S.A. (TESUR) .................... 32 3.1.4. SGT de Abengoa Transmisión Sur S.A. (ATS) .............................. 32 3.2. SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN.................................................. 33 3.3. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR) DEL SPT Y SGT ....................... 34 3.3.1. Instalaciones de Transmisión y Transformación ............................. 34 3.3.1.1. Red de Energía del Perú S.A. (REP)........................................... 35 Proceso de Regulación de los Precios en Barra (período Mayo 2013 - Abril 2014)
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3.3.1.2. San Gabán Transmisión (San Gabán) ........................................ 35 3.3.1.3. Eteselva S.R.L. (Eteselva) ........................................................... 35 3.3.1.4. Compañía Minera Antamina (Antamina) .................................... 35 3.3.1.5. Consorcio Transmantaro (Transmantaro) ................................... 35 3.3.1.6. Red Eléctrica del Sur S.A. (Redesur) .......................................... 36 3.3.1.7. Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (ISA) ................................ 36 3.3.1.8. Abengoa Transmisión Norte S.A. (ATN)...................................... 37 3.3.1.9. Transmisión Eléctrica del Sur S.A (TESUR)................................ 37 3.4. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA PRINCIPAL Y
GARANTIZADO DE TRANSMISIÓN (COYM) ............................................ 39 3.4.1. REP
...................................................................................... 39 3.4.2. Eteselva
...................................................................................... 40 3.4.3. Antamina ...................................................................................... 40 3.4.4. San Gabán ...................................................................................... 40 3.4.5. Transmantaro................................................................................... 40 3.4.5.1. SPT de Transmantaro ................................................................. 40 3.4.5.2. SGT de Transmantaro ................................................................. 40 3.4.6. Redesur
...................................................................................... 41 3.4.7. ISA
...................................................................................... 41 3.4.8. ATN
...................................................................................... 41 3.4.9. TESUR
...................................................................................... 41 3.4.10. ATS
...................................................................................... 42 3.5. FACTORES NODALES DE ENERGÍA Y FACTORES DE PÉRDIDAS DE
POTENCIA .......................................................................................... 43 3.6. INGRESO TARIFARIO ........................................................................... 45 3.6.1. Ingreso Tarifario de Enlaces Internacionales .................................. 45 3.6.2. Ingreso Tarifario de Enlaces Nacionales ......................................... 45 3.7. PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN ........... 47 3.7.1. Liquidación según contratos específicos ......................................... 47 3.7.1.1. Liquidación de Transmantaro ...................................................... 47 3.7.1.2. Liquidación Anual de Redesur ..................................................... 50 3.7.1.3. Liquidación de ISA ....................................................................... 51 3.7.1.4. Liquidación de REP ..................................................................... 52 3.7.1.5. Determinación y Asignación de la RAG y la RAA........................ 53 3.7.1.6. Liquidación del SGT de Abengoa ................................................ 54 3.7.2. Compensación Tarifaria ................................................................... 56 3.7.3. Cargo Unitario por Generación Adicional ........................................ 57 3.7.4. Cargo Unitario por Seguridad de Suministro ................................... 57 3.7.5. Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales respecto del
Costo Marginal (CVOA-CMg) .......................................................... 57 3.7.6. Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales por Retiros sin
Contrato (CVOA-RSC) ..................................................................... 58 3.7.7. Cargo Unitario por Prima de Generación con Recursos
Energéticos Renovables)................................................................. 58 3.7.8. Cargo Unitario por Compensación FISE ......................................... 58 3.7.9. Determinación del Peaje por Conexión ........................................... 58 4. PRECIOS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE ..................................... 61 4.1. 4.2. 4.3. PRECIOS TEÓRICOS ........................................................................... 61 COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS TEÓRICOS CON EL PRECIO PROMEDIO
PONDERADO DE LAS LICITACIONES ...................................................... 63 PRECIOS EN BARRA ............................................................................ 64 Proceso de Regulación de los Precios en Barra (período Mayo 2013 - Abril 2014)
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5. SISTEMAS AISLADOS ..................................................................................... 67 5.1. MARCO DE REFERENCIA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN
BARRA ............................................................................................... 67 5.2. CRITERIOS GENERALES ...................................................................... 68 5.3. SISTEMAS AISLADOS TÍPICOS .............................................................. 70 5.3.1. Precios por Sistema Aislado Típico ................................................. 73 5.4. PRECIOS EN BARRA DE SISTEMAS AISLADOS ....................................... 73 5.5. MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS ................. 74 6. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS ...................................................................... 77 6.1. SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL .............................. 77 6.1.1. Actualización del Precio de la Energía ............................................ 77 6.1.2. Actualización del Precio de la Potencia........................................... 78 6.1.3. Actualización del Peaje por Conexión al Sistema Principal de
Transmisión ..................................................................................... 78 6.2. SISTEMAS AISLADOS .......................................................................... 79 6.2.1. Actualización del Precio en Barra Efectivo ...................................... 79 7. REFERENCIAS ................................................................................................. 81 Proceso de Regulación de los Precios en Barra (período Mayo 2013 - Abril 2014)
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1. Proceso de Regulación
Tarifaria
El proceso de Fijación de Precios en Barra se realizó de conformidad con lo
establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su
Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM; y la Ley
28832 y sus reglamentos. OSINERGMIN, en aplicación de la Ley N° 27838,
Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de
Tarifas, incluyó, dentro del proceso de regulación de las tarifas de
generación, transmisión y distribución, la publicación del proyecto de
resolución que fija la tarifa; así como, la realización de audiencias públicas.
En el Esquema No. 1.1 se resume la secuencia de actividades del proceso
para la Fijación de Precios en Barra. Las fechas indicadas corresponden al
plazo límite de cada una de las etapas que involucran el proceso de fijación
de precios.
La secuencia de actividades a que se refiere el cronograma mostrado en el
mencionado esquema fueron incluidas en estricto cumplimiento de las
disposiciones legales vigentes y, a través de ellas, se estableció un ambiente
abierto de participación donde pudieron expresarse las opiniones de la
ciudadanía y de los interesados en general, a fin de que éstas pudieran ser
consideradas por el regulador antes que adoptase su decisión final sobre la
fijación de Precios en Barra.
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Esquema No. 1.1
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1.1. Propuesta de los Subcomités de
Generadores y Transmisores del COESSINAC
El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (en
adelante “COES-SINAC”) es un organismo técnico cuya la finalidad es
coordinar la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional al
mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía
eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. El órgano
supremo del COES-SINAC es la Asamblea, integrada por los Agentes del
SEIN, agrupados en cuatro subcomités: uno de Generadores, uno de
Distribuidores, uno de Transmisores y uno de Usuarios Libres.
De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 51° de la Ley de Concesiones
Eléctricas11, y por el Anexo A del Procedimiento para Fijación de Precios
Regulados, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 080-2012OS/CD, el proceso de regulación tarifaria se inició con la presentación,
efectuada por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COESSINAC el 14 de noviembre de 2012, del “Estudio Técnico Económico de
Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación
Tarifaria de Mayo de 2013” y “Propuesta del Subcomité de Transmisores del
COES para la Fijación de Tarifas en Barra del Periodo Mayo 2013 – Abril
2014”.
En el siguiente cuadro se resumen, en términos económicos, las propuestas
tarifarias:
11
Artículo 51º.- Antes del 15 de noviembre de cada año, el Subcomité de Generadores y el Subcomité de
Transmisores, en la actividad que les corresponda, presentarán al OSINERG los correspondientes
estudios técnico-económicos de las propuestas de Precios en Barra, que expliciten y justifiquen, entre
otros aspectos, los siguientes:
a) La demanda de potencia y energía del sistema eléctrico para el período de estudio;
b) El programa de obras de generación y transmisión;
c) Los costos de combustibles, Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables de
operación pertinentes;
d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos;
e) Los costos marginales;
f) Precios Básicos de la Potencia de Punta y de la Energía;
g) Los factores nodales de energía;
h) El Costo Total de Transmisión considerado;
i) Los valores resultantes para los Precios en Barra; y,
j) La fórmula de reajuste propuesta; y,
Asimismo el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, deberán entregar al COES
toda la información relevante para los cálculos tarifarios, para ser puestos a disposición de los
interesados que lo soliciten.
Para la aplicación del presente artículo OSINERG definirá los procedimientos necesarios.
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 1.1
1.2. Primera Audiencia Pública
De acuerdo con lo establecido en el Procedimiento para Fijación de Tarifas
en Barra, el Consejo Directivo de OSINERGMIN convocó a una primera
Audiencia Pública para el 26 de noviembre de 2012, con el objeto de que los
Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC expongan su
propuesta de tarifas de generación y transmisión para la regulación tarifaria
del periodo mayo 2013 − abril 2014.
En concordancia con lo anterior, se dispuso previamente la publicación, en la
página Web de OSINERGMIN, de las propuestas de tarifas recibidas con el
propósito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a los
estudios mencionados y contaran con la información necesaria que les
permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios durante la realización
de la Audiencia Pública.
De esta forma, se buscó lograr la participación de los diversos agentes
(empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales,
etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de
transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco
de los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento
Administrativo General.
1.3. Observaciones a las Propuestas de los
Subcomités de Generadores y Transmisores
del COES-SINAC
Con fecha 28 de diciembre de 2012, OSINERGMIN a través de los Informes
N° 0609-2012-GART y N° 0610-2012-GART, comunicó por escrito sus
observaciones, debidamente fundamentadas, a las propuestas presentadas
por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC.
Inmediatamente después de remitido el informe de observaciones, se
procedió a la publicación de las mismas en la página Web de OSINERGMIN.
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OSINERGMIN-GART
1.4. Absolución de las Observaciones
El 30 de enero de 2013, los Subcomités de Generadores y Transmisores del
COES-SINAC remitieron sus respuestas a las observaciones efectuadas por
OSINERGMIN y presentaron sus informes con los resultados modificados de
sus estudios.
En el siguiente cuadro se resumen las propuestas después de la absolución
de las observaciones.
Cuadro No. 1.2
De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 122° del Reglamento12, en el caso
de las observaciones que no fueron absueltas a satisfacción de
OSINERGMIN, correspondió a este organismo, de acuerdo con el análisis
que se indica más adelante, establecer los valores correspondientes y fijar las
tarifas dentro de los márgenes que se señalan en la Ley.
1.5. Prepublicación de Precios en Barra
OSINERGMIN evaluó las premisas y cálculos efectuados por los Subcomités
de Generadores y Transmisores del COES-SINAC tanto en sus propuestas
iniciales como en los informes remitidos en respuesta a las observaciones
formuladas a sus propuestas para la fijación de los Precios en Barra del
periodo Mayo 2013 – Abril 2014. A raíz del análisis que se indica, se
elaboraron los informes técnicos N° 0092-2013-GART y N° 085-2013-GART,
y el informe legal N° 088-2013-GART que contienen el resultado de los
estudios realizados.
El siguiente cuadro resume los precios prepublicados por OSINERGMIN
después del análisis efectuado:
12
Artículo 122º.- En los casos en que la Comisión haya presentado observaciones a los estudios de
costos presentados por el COES o los concesionarios para la fijación tarifaria, y éstas no hayan sido
absueltas a satisfacción de la Comisión, corresponderá a la Comisión establecer los valores finales y
fijar las tarifas dentro de los márgenes que señalan los Artículos 53º y 71º de la Ley.
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 1.3
De acuerdo con lo señalado en el literal “g” del Anexo A del Texto Único
Ordenado y Concordado de la Norma “Procedimientos para Fijación de
Precios Regulados”, con un mínimo de 15 días hábiles de anticipación a la
publicación de la resolución que fije los Precios en Barra, OSINERGMIN
publicó el día 07 de marzo de 2013 en el diario oficial El Peruano y en su
página Web el Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra y la
relación de información que la sustenta.
1.6. Segunda Audiencia Pública
El Consejo Directivo de OSINERGMIN dispuso la realización de una segunda
audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 14 de marzo de 2013, en
la cual la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN expuso
los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en la regulación
tarifaria, así como el sustento del proyecto de resolución que fija los Precios
en Barra para el período mayo 2013 - abril 2014.
La realización de esta audiencia pública se produjo de manera
descentralizada y simultáneamente en tres ciudades del país: Lima, Arequipa
y Trujillo; a través, de un sistema de multivideoconferencia.
En esta audiencia pública, los consumidores, las empresas concesionarias,
las asociaciones de usuarios y demás personas interesadas en la regulación
de los Precios en Barra pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el
procedimiento en ejecución y su resultado tarifario.
Con relación a las opiniones y comentarios vertidos durante la audiencia, los
mismos fueron respondidos en dicha oportunidad y se encuentran registrados
(grabados y filmados) de conformidad con lo dispuesto por el numeral 9 de
las Directivas que rigen la realización de las Audiencias.
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OSINERGMIN-GART
1.7. Opiniones y Sugerencias de los Interesados
El 21 de marzo de 2013 fue la fecha de cierre para que los interesados en la
regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre el
Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra.
Al respecto, se recibieron las opiniones y sugerencias de las empresas
Sindicato Energético S.A., Enersur S.A., Electro Oriente S.A. y del Subcomité
de Generadores del COES, así como de Mavila Cieza Acuña, las cuales han
sido publicadas en la página Web de OSINERGMIN.
El análisis de dichas opiniones y sugerencias se realizó en el Anexo V del
Informe N° 0147-2013-GART que fue considerado como sustento de la
RESOLUCIÓN 053.
1.8. Fijación de Precios en Barra
OSINERGMIN evaluó las premisas y cálculos efectuados por los Subcomités
de Generadores y Transmisores del COES-SINAC, tanto en su estudio inicial
como en el informe remitido en respuesta a las observaciones formuladas a
sus estudios de Precios en Barra. Asimismo, tomó en cuenta las opiniones y
sugerencias recibidas de los interesados respecto del proyecto de resolución
que fijaba los Precios en Barra para el periodo mayo 2013 - abril 2014. A raíz
del análisis indicado se elaboró el Informe N° 0147-2013-GART que contiene
el resultado de los estudios realizados.
El siguiente cuadro resume los precios determinados por OSINERGMIN
después del análisis efectuado, y contenidos en la RESOLUCIÓN 053:
Cuadro No. 1.4
La RESOLUCIÓN 053 se publicó en el diario oficial El Peruano el 15 de abril
de 2013. Complementariamente se consignaron, conjuntamente con la
RESOLUCIÓN 053, los Informes N° 0147-2013-GART, N° 085-2013-GART y
N° 141-2013-GART en la página Web de OSINERGMIN.
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OSINERGMIN-GART
1.9. Recursos de Reconsideración
De acuerdo con lo dispuesto por el numeral 5 del Artículo 3° de la Ley
Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos
Regulatorios de Tarifas, y en el Anexo A del Procedimientos para Fijación de
Precios Regulados, los interesados podrán interponer Recurso de
Reconsideración contra las resoluciones que expida OSINERGMIN.
Empresa Eléctrica de Piura S.A., Rio Doble S.A., SN Power Perú S.A., Kallpa
Generación S.A., Electroperú S.A., ISA Perú S.A., Consorcio Transmantaro
S.A., EGEMSA, Edegel S.A.A. y Red de Energía del Perú S.A. presentaron
recursos de reconsideración contra la RESOLUCIÓN 053, hasta antes de
plazo máximo especificado según la normativa vigente (07 de mayo de 2013).
1.10. Tercera Audiencia Pública
El Consejo Directivo de OSINERGMIN convocó a una tercera audiencia
pública para el 17 de mayo de 2013 con la finalidad de que las empresas que
interpusieron recursos de reconsideración contra la RESOLUCIÓN 053
pudieran presentar el sustento de sus respectivas reconsideraciones.
Asimismo, OSINERGMIN dispuso la publicación, en la página Web de
OSINERGMIN, de los recursos de reconsideración recibidos dentro de los
plazos, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados
tuvieran acceso a los mismos y contaran con la información necesaria que les
permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios relacionados con
dichas reconsideraciones, no habiéndose recibido opiniones al respecto.
1.11. Precios en Barra Definitivos
OSINERGMIN evaluó los recursos de reconsideración presentados y elaboró
los Informes N° 202-2013-GART, N° 208-2013-GART, N° 212-2013-GART,
N° 228-2013-GART, N° 231-2013-GART, N° 232-2013-GART, N° 233-20123GART, N° 239-2013-GART, N° 240-2013-GART, N° 241-2013-GART, N° 2462013-GART, N° 264-2013-GART, N° 267-2013-GART, N° 268-2013-GART,
N° 271-2013-GART y N° 275-2013-GART; los mismos que contienen el
resultado de los análisis realizados tomando en cuenta toda la información
obtenida en la revisión de los recursos interpuestos.
Como resultado de la revisión de los informes se dispuso, mediante
resoluciones del Consejo Directivo de OSINERGMIN, modificar los Precios en
Barra de Subestaciones Base del SEIN, Peaje por Conexión al Sistema
Principal de Transmisión y Peaje de Transmisión Unitario del Sistema
Garantizado de Transmisión, así como los factores de pérdidas de potencia,
nodales de energía y de actualización de los Precios en Barra del SEIN,
modificación que se consignó mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 1352013-OS/CD.
El siguiente cuadro resume los precios determinados por OSINERGMIN como
tarifas definitivas:
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Cuadro No. 1.5
Lima
TARIFAS
Unidades
Actualizado al
04 de marzo 2013
Recurso de
Reconsideración
OSINERGMIN
Variación
(%)
Precio Promedio de
Energía
ctm.S/./kWh
10,85
10,81
-0,4%
Precio de Potencia
S/./kW-mes
17,00
17,44
2,6%
Peaje por Conexión y
Transmisión
S/./kW-mes
13,00
10,52
-19,1%
Precio Promedio Total
ctm.S/./kWh
17,90
17,37
-2,9%
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OSINERGMIN-GART
2. Precios Básicos de Potencia
y Energía
El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se extiende desde Tacna
por el sur hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte de ciudades del
país.
Para el período de regulación mayo 2013 – abril 2014 se destaca lo siguiente:
•
La postergación del ingreso de la segunda etapa de la C.H. Machupicchu
(100 MW) para el mes de abril 2014, de la central de reserva fría de
Puerto Eten (214 MW) para el mes de noviembre 2014 y de la C.H. Santa
Teresa (90 MW) para el mes de enero 2015.
•
El adelanto del ingreso del proyecto de reserva fría de Talara para el mes
de mayo 2014.
En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados
obtenidos en el proceso de determinación de los Precios en Barra para el
período mayo 2013 - abril 2014.
2.1. Procedimientos de Cálculo
Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados
para el cálculo de los precios básicos en el SEIN.
2.1.1. Precio Básico de la Energía
El Precio Básico de la Energía, cuyos criterios y procedimientos de
determinación se encuentran establecidos en el Reglamento de la LCE, se
calculó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de
generación para los 36 meses del período de análisis de acuerdo con lo
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OSINERGMIN-GART
dispuesto en los Artículos 47° al 50° de la LCE13, así como lo dispuesto por el
Artículo 1° del DU 04914 para el horizonte comprendido entre el 01 de enero
de 2012 y el 31 de diciembre de 2013. Dichos costos marginales se
determinan a partir del programa de operación que minimice la suma del
costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el período de
estudio, tomando en cuenta: las series hidrológicas históricas, los embalses,
13
Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes
en la siguiente forma:
a)
Proyectará la demanda para los próximos veinticuatro (24) meses y determinará un programa de
obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período.
La proyección a que se refiere el párrafo precedente considerará como una constante la oferta y
demanda extranjeras sobre la base de datos históricos de las transacciones del último año. El
Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (RIEE) establecerá el procedimiento
correspondiente.
b)
Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y
el costo de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta: las series hidrológicas
históricas, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se
refiere el artículo 79° de la presente Ley.
El período de estudio comprenderá la proyección de veinticuatro (24) meses a que se refiere el
inciso a) precedente y los doce (12) meses anteriores al 31 de marzo de cada año. Respecto de
estos últimos se considerará la demanda y el programa de obras históricos.
c)
Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sistema, para los
Bloques Horarios que establece la Comisión de Tarifas de Energía, correspondiente al programa
de operación a que se refiere el acápite anterior.
d)
Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como
un promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda, debidamente
actualizados al 31 de marzo del año correspondiente.
e)
Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional
durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de la
inversión con la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el artículo 79 de la presente Ley.
f)
Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimiento que se establezca en
el Reglamento, considerando como límite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior.
En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este fin un margen
adicional, al precio establecido en el párrafo precedente.
g)
Calculará para cada una de las barras del sistema los factores nodales de energía de acuerdo a lo
señalado en el artículo 48°. El factor nodal será igual a 1,00 en la barra en que se fije el Precio
Básico de Energía.
h)
Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema,
agregando al Precio Básico de la Potencia de Punta los valores unitarios del Peaje de Transmisión
y el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60° de la presente Ley;
i)
Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando
el Precio Básico de la Energía nodal correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor
nodal de energía.
Artículo 48º.- Los factores nodales de energía se calcularán considerando las pérdidas marginales y la
capacidad del sistema de transmisión..
Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el correspondiente
peaje de dicho sistema.
Artículo 50º.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el artículo 47° deberán ser
expresados a precios vigentes del mes de marzo del año de la fijación.
14
Artículo 1º.- Costos Marginales de Corto Plazo
Para efectos del despacho económico a que se refiere el marco regulatorio de electricidad, se seguirán
los siguientes criterios:
1.1 Los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), se
determinarán considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni
de transmisión de electricidad.
1.2 Los costos marginales referidos en el numeral anterior no podrán ser superiores a un valor límite
que será definido por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial.
1.3 La diferencia entre los costos variables de operación en que incurran las centrales que operan con
costos variables superiores a los costos marginales determinados conforme al numeral 1.1 y dichos
costos marginales, será cubierta mediante un cargo adicional en el Peaje por Conexión al Sistema
Principal de Transmisión.
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OSINERGMIN-GART
los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere
el Artículo 79° de la LCE.
Dicho programa de operación se obtiene haciendo uso del modelo PERSEO.
Este modelo de despacho de energía multinodal, permite calcular los costos
marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples
embalses en etapas mensuales; utiliza programación lineal para determinar la
estrategia óptima de operación ante diferentes escenarios de hidrología. Los
costos marginales se determinan como el promedio de las variables duales
asociadas a la restricción de cobertura de la demanda (2012-2015) para cada
uno de los escenarios hidrológicos.
Para representar el comportamiento de la hidrología, el modelo PERSEO
utiliza los caudales históricos naturalizados registrados en los diferentes
puntos de interés. Para la fijación de los Precios en Barra del período mayo
2013 – abril 2014 se utilizaron los datos de caudales naturales de los últimos
47 años, con información histórica, hasta el año 2011.
La representación de la demanda del sistema se realizó para cada barra, en
diagramas de carga mensual de tres bloques, para cada uno de los 36 meses
del período de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados se
calcularon para cada uno de los bloques de la demanda (punta, media y
base). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la
energía se resumió en sólo dos períodos: punta y fuera de punta (para el
período fuera de punta se consideraron los bloques de media y base).
En el caso del mantenimiento, se corrigió el programa de mantenimiento
mayor de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas propuesto por el
COES-SINAC. Asimismo, se consideró una reducción permanente de 30 MW
en la potencia efectiva de la C.H. Huinco y de 15 MW en la potencia efectiva
de la C.H. Charcani V por reserva rotante para regulación de frecuencia.
Se considera, además, las restricciones impuestas por la Resolución
Directoral N° 02-2012-ANA-DEPHM y la Resolución Ministerial N° 0149-98AG, en el control de los desembalses del lago Junín , así como el costo
marginal máximo establecido por Resolución Ministerial N° 607-2008MEM/DM (313,50 S/./MWh) 15.
El modelo PERSEO está constituido por un programa (escrito en FORTRAN y
C) que permite construir las restricciones que definen un problema de
programación lineal. Las restricciones una vez construidas son sometidas a
un motor de programación lineal (herramienta CPLEX®) que resuelve el
problema de optimización. Las salidas del optimizador lineal son luego
recogidas por programas de hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis
y gráfico de los resultados.
Información más detallada sobre el modelo PERSEO, sus características,
manual de usuario, casos de prueba y datos de las fijaciones tarifarias, se
encuentra disponible en el portal del modelo consignado en la página Web de
OSINERGMIN: www.osinergmin.gob.pe.
15
Artículo 1°.- El valor límite de los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN), es de 313,50 Nuevos Soles/MWh.
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OSINERGMIN-GART
2.1.2. Precio Básico de la Potencia
El Precio Básico de la Potencia, cuyos criterios y procedimientos de cálculo
se encuentran definidos en el Artículo 126º del Reglamento , se determina a
partir de una unidad turbogas como la alternativa más económica para
abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima
demanda anual. El Precio Básico de Potencia corresponde a la anualidad de
la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos de conexión) más sus
costos fijos de operación y mantenimiento anual, conforme al Procedimiento
para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante
Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD. Se considera, asimismo, los
factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de
Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante la Resolución
OSINERGMIN N° 020-2013-OS/CD, publicada el 21 de febrero de 2013, que
fue modificada con la Resolución OSINERGMIN N° 066-2013-OS/CD,
publicada el 29 de abril de 2013.
2.2. Premisas y Resultados
A continuación, se presenta la demanda, el programa de obras, los costos
variables de operación y el costo de racionamiento que se utilizaron para el
cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía.
Finalmente, se presenta la integración de precios básicos y peajes de
transmisión para constituir los Precios en Barra.
2.2.1. Previsión de Demanda
Para efectuar el pronóstico de la demanda se hizo uso de un modelo de
corrección de errores. La metodología que se empleó para efectuar el
pronóstico de la demanda fue la siguiente:
•
La demanda para el periodo 2013 a 2015, ha sido determinada con el
Modelo de Corrección de Error, conforme a las fijaciones anteriores.
•
Se modificó, sobre la base de información remitida a OSINERGMIN, la
proyección de la demanda de proyecto Chucapaca, minero Justa y de la
empresa Compañía Minera Alpamarca.
•
Con relación a los valores de las ventas y la tarifa; así como, las pérdidas
eléctricas y la participación en las ventas (en muy alta, alta y media
tensión) correspondientes al año 2012, se ha considerado la información
comercial de las empresas eléctricas al IV trimestre del año 2012. Al
consumo de energía, se le agrega un porcentaje de pérdidas con la
finalidad de compensar las pérdidas transversales no consideradas en el
modelado de la red de transmisión.
De otro lado, en aplicación del Artículo 10°16 del Reglamento de
Cogeneración, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 064-2005-EM, se
16
Artículo 10º.- Oferta de Cogeneración en el cálculo de Tarifas en Barra
Para el cálculo de las tarifas en barra, la oferta de las Centrales de Cogeneración Calificadas será
proyectada como una constante que será igual a los valores históricos de producción de potencia y
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OSINERGMIN-GART
descontó de la proyección de demanda los valores históricos de energía y
potencia de las centrales de cogeneración.
La demanda finalmente considerada para el SEIN se resume en el Cuadro
No. 2.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para su
utilización en el modelo PERSEO fue necesario desagregarla en las barras
en las cuales se representa el SEIN.
Cuadro No. 2.1
2.2.2. Programa de Obras
El programa de obras es la secuencia de equipamiento que comprende los
equipos de generación y transmisión y sus fechas esperadas de puesta en
servicio dentro del periodo de estudio a que se refiere el literal b) del Artículo
47° de la LCE. Dicho periodo de estudio se extiende a los 24 meses
posteriores, y los 12 meses previos, al 31 de marzo del año de la fijación.
En este sentido, la LCE dispone que para efectos de los 12 meses previos se
considere el programa de obras histórico, en tanto para los 24 meses
posteriores se considere las obras de generación y transmisión factibles de
entrar en operación en dicho período; para ello OSINERGMIN presta especial
atención al mantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda,
orientado al reconocimiento de costos de eficiencia y a la estructuración de
los mismos, de manera que promuevan la eficiencia del sector.
Adicionalmente en el plan de obras de generación se han incluido los
proyectos de energía renovables que fueron adjudicados en los procesos de
subastas de generación eléctrica con RER. De este modo, el programa de
obras de generación en el SEIN que se empleó en la presente fijación tarifaria
se muestra en el Cuadro No. 2.2.
energía registrados de cada Central en el último año. Para la simulación del despacho se considerará
los criterios establecidos en los numerales 7.1 y 7.2 del Artículo 7º.
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Cuadro No. 2.2
En cuanto al plan de obras de transmisión, lo propuesto por el Subcomité de
Transmisión se ha consolidado no sólo con los proyectos considerados en el
Plan Transitorio de Transmisión, previstos para entrar en operación comercial
dentro de los 24 meses posteriores, sino también con aquellos que se
encuentran en ejecución o están programados licitarse para que ingresen
dentro del periodo de simulación con el modelo PERSEO. De este modo, el
programa de obras de generación en el SEIN que se empleó en la presente
fijación tarifaria se muestra en el Cuadro No. 2.3.
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Cuadro No. 2.3
El Cuadro No. 2.4 presenta la información de las principales características
de las centrales hidroeléctricas que al momento de la fijación de los Precios
en Barra se hallaban operando en el SEIN. Asimismo, en el Cuadro No. 2.5
se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales
termoeléctricas existentes al momento de la fijación de los Precios en Barra
en el SEIN.
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Cuadro No. 2.4
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Cuadro No. 2.5
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2.2.3. Costos Variables de Operación (CVT)
Los costos marginales se calcularon a partir de los costos variables
relacionados directamente a la energía producida por cada unidad
termoeléctrica.
Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible
(CVC) y Costos Variables No Combustible (CVNC).
El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de
combustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía.
Dicho costo se determinó como el producto del consumo específico de la
unidad (por ejemplo, para una TG que utiliza Diesel como combustible, el
consumo específico se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible (por
ejemplo, para el Diesel dicho costo está dado en US$/Ton), y se expresó en
US$/MWh o mils/kWh17.
El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo, no asociado
directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por
cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determinó
la función de costo total de las unidades termoeléctricas (sin incluir el
combustible) para su régimen de operación esperado; a partir de esta función
se derivó el CVNC como la relación del incremento en la función de costo
ante un incremento de la energía producida por la unidad.
El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades
termoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a
cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado (número de
arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de
combustible utilizado). El Cuadro No. 2.11, más adelante, muestra los CVNC
resultantes de aplicar el procedimiento indicado.
2.2.3.1.
Precios de los Combustibles líquidos
En lo relativo al CVC, el precio que se utilizó para los combustibles líquidos
(Diesel B5, Diesel B5-S50, Residual Nº 6 y Residual Nº 500) consideró la
alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de
transporte local hasta la central de generación correspondiente.
Con base en lo establecido en el Artículo 124° del Reglamento18, en el
modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras se
consideró como precios de combustibles líquidos los fijados por Petroperú
S.A. en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional (precios del
mercado interno), siempre y cuando no hubiera superado los precios de
referencia ponderado que publicó OSINERGMIN.
17
Un mil = 1 milésimo de US$.
18
Artículo 124º. El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se
determinará considerando los siguientes aspectos:
a) ...
c) El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan
en el Artículo 50° de la Ley y se tomará los precios del mercado interno. Para el caso de los
combustibles líquidos se tomará el que resulte menor entre el precio del mercado interno y el precio
de referencia ponderado que publique OSINERG. Para el caso del carbón, el precio de referencia de
importación que publique OSINERG será considerado como precio del mercado interno. Asimismo,
los criterios señalados serán aplicados en las fórmulas de reajuste correspondientes.
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OSINERGMIN-GART
El Cuadro No. 2.6 presenta los precios de Petroperú S.A. para combustibles
líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao), así como, en las Plantas
Mollendo e Ilo, al 31 de marzo de 2013, a fin de cumplir con lo establecido en
el Artículo 50° de la LCE. También se presentan el Impuesto Selectivo al
Consumo de los combustibles Residual 6, Residual 500, Diesel B5 y Diesel
B5-S50. Estos precios corresponden al Anexo de la lista de precios de
combustibles para Generación Eléctrica.
Cuadro No. 2.6
Los precios de referencia se determinaron conforme a lo dispuesto en el
“Procedimiento para la Determinación de los Precios de Referencia de
Energéticos usados en Generación Eléctrica”, aprobado por Resolución
OSINERG N° 062-2005-OS/CD. El Cuadro N° 2.7 presenta los precios de
referencia ponderados para combustibles líquidos en las mismas ciudades al
31 de marzo de 2013.
Cuadro No. 2.7
En aplicación del Artículo 124° del Reglamento, se compararon los precios
locales del combustible (precios de Petroperú S.A.) y los precios de referencia
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OSINERGMIN-GART
ponderados de OSINERGMIN, resultando que para fines de la presente
regulación, se considere los precios que se presentan en el Cuadro N° 2.8.
Cuadro No. 2.8
Finalmente, a los valores resultantes, cuando correspondió, se les agregó el
Impuesto Selectivo al Consumo que graba al combustible, debido a que no
genera crédito fiscal.
2.2.3.2.
Precio del Gas Natural
Según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser
tomados de los precios del mercado interno. No obstante, mediante la
Resolución Directoral N° 038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de
1998, se precisó que, para la fijación de las tarifas de energía en barra, los
costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica
que utilizan como combustible el gas natural serán establecidos por la
Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERGMIN).
Complementariamente, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 6° del
Decreto Supremo N° 016-2000-EM, y sus modificatorias, se tomará como
precio del mercado interno para los fines a que se refiere el inciso c) del
Artículo 124° del Reglamento, lo siguiente:
1. Para las centrales que operen con gas natural de Camisea, el precio a
considerar debe ser determinado tomando como referencia el precio
efectivamente pagado del gas de Camisea más el noventa por ciento del
costo del transporte y de la distribución, según corresponda.
2. Para centrales que utilicen gas natural procedente de otras fuentes
distintas a Camisea, el precio a considerar será el precio único19 que se
obtenga como resultado del procedimiento N° 31 C del COES-SINAC20,
teniendo como límite superior aquél que resulte del “Procedimiento para la
19
La información correspondiente al precio único, su fórmula de reajuste y la calidad del gas natural
deberá efectuarse una vez al año, el último día hábil de la primera quincena del mes de junio en sobre
cerrado. Dicha información tendrá vigencia desde el 1 de julio hasta el 30 de junio del año siguiente.
20
“Información de Precios y Calidad de Combustible de Gas Natural” aprobado mediante la Resolución
Ministerial N° 609-2002-EM/DM
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OSINERGMIN-GART
Determinación del Precio Límite Superior del gas natural para el Cálculo
de las Tarifas en Barra” establecido por OSINERGMIN.
En consecuencia, los precios de gas natural utilizados fueron los siguientes:
Cuadro No. 2.9
Centrales de Generación
C.T. Ventanilla
C.T. Santa Rosa 1
C.T. Santa Rosa 2
C.T. Chilca I
C.T. Kallpa
C.T. Las Flores
C.T. Pisco
C.T. Independencia
C.T. Aguaytía
TG1 y TG2 de C.T. Malacas
TGN4 de C.T. Malacas
C.T. Tablazo TG1
2.2.3.3.
Precio Gas Natural
(US$/MMBTU)
2,5644
2,6543
2,6522
2,5140
2,5289
2,8148
2,5344
2,5819
2,5579
2,5579
2,5579
0,0000
Precio del Carbón
Entre los combustibles utilizados para la generación eléctrica, se encuentra el
carbón que es consumido en la Central Termoeléctrica Ilo 2. El precio de este
insumo está expresado por US$/Ton referido a un carbón estándar de Poder
Calorífico Superior (PCS) de 6 240 kcal/kg.
El precio para este combustible se determinó conforme a lo dispuesto en el
Artículo 124° del Reglamento de la LCE, mediante la aplicación del
“Procedimiento para la Determinación de los Precios de Referencia de
Energéticos usados en Generación Eléctrica”. En este sentido, el valor
determinado al 31 de marzo de 2013 es de 101,41 US$/Ton.
2.2.3.4.
Otros costos en el precio de los combustibles líquidos
Los precios de los combustibles puestos en cada central se calcularon
tomando en cuenta el precio del combustible en el respectivo punto de
compra, el flete, el tratamiento del combustible y los stocks (almacenamiento)
para cada central eléctrica. En este sentido, fue posible tomar como
referencia la información de los Cuadros No. 2.6 y 2.7 (precios del
combustible en Lima) y calcular un valor denominado “Otros” para relacionar
el precio del combustible en cada central con respecto al precio en Lima. Este
resultado se muestra en el Cuadro No. 2.10.
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 2.10
Con los precios anteriores y los consumos específicos del Cuadro No. 2.5 se
determinaron los costos variables totales de cada unidad generadora como
se muestra en el Cuadro No. 2.11.
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 2.11
2.2.4. Canon del Agua
Se consideró la retribución única al Estado por el uso del agua para
generación hidroeléctrica que establece el Artículo 107° de la LCE y 214° de
su Reglamento21, cuyo monto fue de 1,061 S/./MWh, conforme al valor
21
Artículo 107º.- Los concesionarios y empresas dedicadas a la actividad de generación, con arreglo a
las disposiciones de la presente Ley, que utilicen la energía y recursos naturales aprovechables de las
fuentes hidráulicas y geotérmicas del país, están afectas al pago de una retribución única al Estado por
dicho uso, comprendiendo inclusive los pagos establecidos por el Decreto Ley Nº.17752 y sus
disposiciones reglamentarias y complementarias.
Las tarifas por dicha retribución no podrán ser superiores al 1% del precio promedio de energía a nivel
generación, calculado de acuerdo al procedimiento que señale el Reglamento de la presente Ley.
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OSINERGMIN-GART
vigente del 1% del Precio Promedio de Energía a Nivel Generación en el
SEIN, el cual corresponde al Precio de la Energía a Nivel Generación en
Horas Fuera de Punta (PEMF) vigente, al 31 de marzo de 2013, de la Barra
Base Lima 220 kV para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
2.2.5. Costo de Racionamiento
Se mantuvo el costo de racionamiento establecido por OSINERGMIN para la
anterior fijación de Precios en Barra: 74,6 centavos de US$ por kWh.
2.2.6. Curvas de Oferta del SEIN
En el esquema siguiente se resumen las curvas de oferta del SEIN y el rango
de variación de la máxima demanda, para el horizonte de análisis del proceso
regulatorio.
Esquema No. 2.1
2.2.7. Precio Básico de la Energía
El Cuadro No. 2.12 presenta el Precio Básico de la Energía en la barra base
Lima, el cual se determinó con la optimización y simulación de la operación
del SEIN para un horizonte de 36 meses.
Artículo 214° (RLCE).- La compensación única al Estado a que se refiere el artículo precedente, se
abonará en forma mensual observando el siguiente procedimiento:
a)
El titular de la central generadora, efectuará una autoliquidación de la retribución que le
corresponde, tomando en cuenta la energía producida en el mes anterior y el 1% del precio
promedio de la energía a nivel de generación;
(...)
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 2.12
2.2.8. Precio Básico de la Potencia
El Precio Básico de la Potencia para la presente fijación se determinó a partir
de la utilización de los costos correspondientes a una unidad de punta,
turbogas operando con combustible diesel, conforme a la aplicación del
“Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”,
aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD y sus
modificatorias.
El Cuadro No. 2.13 muestra los costos utilizados para la unidad y la
determinación del Precio Básico de la Potencia.
Cuadro No. 2.13
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OSINERGMIN-GART
3. Cargos por Transmisión
3.1. Sistema Garantizado de Transmisión
El Sistema Garantizado de Transmisión (en adelante “SGT”) del SEIN
comprende el conjunto de activos o instalaciones de transmisión que
conforman el Plan de Transmisión a que se refiere el Artículo 21° de la Ley
28832 y, cuya concesión y construcción sean resultado de un proceso de
licitación pública. Dado que durante la regulación no se contó con el Plan de
Transmisión, se consideró el Plan Transitorio de Transmisión, aprobado por el
Ministerio de Energía y Minas (en adelante “MINEM”).
3.1.1. SGT del Consorcio Transmantaro S.A.
El Consorcio Transmantaro S.A. (en adelante “Transmantaro”) es
concesionario de tres proyectos de línea de transmisión y un reforzamiento de
transmisión. Los proyectos son los siguientes:
Cuadro No. 3.1
Proyectos de SGT del Consorcio Transmantaro S.A.
N°
1
2
3
4
Descripción
Etapa 1: L.T. 220 kV, doble circuito, Chilca - La Planicie - Zapallal y
SSEE
Etapa 2: L.T. 500 kV, simple circuito, Chilca - Zapallal y SSEE
Reforzamiento del Sistema Norte con un Segundo Circuito de
Transmisión 220 kV entre Talara y Piura
Reforzamiento del Sistema de Transmisión Centro-Norte Medio en
500 kV (L.T. Zapallal – Trujillo)
Línea de Transmisión Pomacocha-Carhuamayo 220 kV y
Subestaciones Asociadas
Inversión
(US$)
16 714 849
35 519 051
Puesta en
Operación
Comercial
23/06/2011*
14 580 022
Ago-2012
167 500 000
29/12/2012**
16 407 891
Set-2012
* La fecha de ingreso en operación comercial de ambas líneas ocurrió el 23 de junio de 2011, de acuerdo a
lo señalado en el oficio N° 4185-2011-OS-GFE de la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de OSINERGMIN.
** Acreditado mediante oficio N° 134-2013-MEM/DGE, de la Dirección General de Electricidad del
Ministerio de Energía y Minas.
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OSINERGMIN-GART
Los valores de inversión corresponden a los que resultaron del proceso de
licitación pública llevado a cabo por PROINVERSIÓN en el marco de la Ley
28832, el Reglamento de Transmisión, la LCE y su Reglamento, el Texto
Único Ordenado de las Normas con Rango de Ley que regulan la entrega en
concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de
servicios públicos (D.S. N° 059-96-PCM) y otras Leyes Aplicables y
disposiciones específicas emitidas para el efecto.
Al respecto, es necesario precisar que de acuerdo con el contrato de
concesión correspondiente, a partir de la Puesta en Operación Comercial de
cada etapa, la Sociedad Concesionaria está autorizada a cobrar la respectiva
Base Tarifaria, fijado por OSINERGMIN.
3.1.2. SGT de Abengoa Transmisión Norte S.A.
El SGT de Abengoa Transmisión Norte S.A. (en adelante “Abengoa”)
comprende las instalaciones que conforman la línea de transmisión en 220 kV
Carhuamayo – Paragsha – Conococha – Huallanca - Cajamarca Norte - Cerro
Corona - Carhuaquero. El Contrato de Concesión respectivo fue suscrito el 22
de mayo de 2008.
De conformidad con lo establecido en el numeral 2.1 y el literal h) del numeral
2.2 del Anexo Nº 1 del Contrato y Adendas suscritas el 28 de mayo de 2010 y
el 05 de noviembre de 2010, la línea de transmisión está compuesta por los
siguientes tramos:
Cuadro No.3.2
SGT de Abengoa Transmisión Norte S.A.
Tramo
Descripción
Inversión
(US$)
Puesta en
Operación
Comercial
Previsto(1)
1
LT 220 kV Carhuamayo-Paragsha y subestaciones asociadas
8 964 256,50
22/11/2010
2
L.T. Paragsha-Conococha y subestaciones asociadas
12 589 996,50
22/12/2010
3
Ampliación de la Subestación Cajamarca 220 kV – SVC
10 167 897,60
22/01/2011
4
LT 220 kV Conococha-Huallanca y subestaciones asociadas
23 835 370,00
22/05/2011
5
LT 220 kV Huallanca-Cajamarca y subestaciones asociadas
43 884 639,40
22/05/2011
Total de Inversión
99 442 160
(1) De acuerdo a lo establecido en la Adenda Nº 3 de su Contrato de Concesión.
Por otro lado, de acuerdo a lo señalado en la Adenda N° 4 del Contrato de
Concesión de ATN, a partir del 03 de marzo de 2011, los costos de inversión
son los que se describen en el cuadro siguiente:
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No.3.3
SGT de Abengoa Transmisión Norte S.A.
Inversiones a partir del 03/03/2011
Tramo
Descripción
Inversión
(US$)
Puesta en
Operación
Comercial
1
9 057 347,07
22/11/2010
2
12 720 739,08
22/12/2010
3
10 273 487,55
22/01/2011
4
24 082 891,73
22/05/2011
5
44 340 365,57
22/05/2011
Total de Inversión
100 474 831,00
Finalmente, con relación a la fecha de puesta en operación comercial de las
instalaciones del SGT de Abengoa, se tiene acreditado lo siguiente:
Cuadro No. 3.4.
Instalación
Fecha
Comunicación
Tramo N° 1
11/01/2011
Memorando GFE-209-2011 (15.02.11)
SVC
01/02/2011
Oficio N° 1334-2011-OS-GFE (17.02.11)
Tramo N° 2
24/02/2011
Memorando GFE-323-2011 (10.03.11)
Tramo N° 3
28/12/2011
Oficio N° 8736-2011-OS-GFE (28.12.11)
Tramo N° 4
26/06/2011
Oficio N° 5748-2011-OS-GFE (26.08.11)
3.1.3. SGT de Transmisión Eléctrica del Sur S.A.
(TESUR)
El SGT de Transmisión Eléctrica del Sur S.A. (en adelante “TESUR”)
comprende las instalaciones que conforman la línea de transmisión en 220 kV
Tintaya – Socabaya y subestaciones asociadas. La fecha de cierre del
Contrato de Concesión fue el 30 de setiembre de 2010.
El Costo de Inversión del proyecto es de US$ 43 568 414,54, expresado a la
fecha de Puesta en Operación Comercial. La fecha prevista de Puesta en
Operación Comercial es en diciembre de 2013.
3.1.4.
SGT de Abengoa Transmisión Sur S.A. (ATS)
El SGT de Abengoa Transmisión Sur S.A. (en adelante “ATS”) comprende las
instalaciones que conforman la línea de transmisión en 500 kV Chilca –
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OSINERGMIN-GART
Marcona – Montalvo y SSEE asociadas. La fecha de cierre del Contrato de
Concesión fue el 22 de julio de 2010.
El Costo de Inversión del proyecto es de US$ 291 027 958,00, expresado a la
fecha de Puesta en Operación Comercial. La fecha prevista de Puesta en
Operación Comercial es en diciembre de 2013.
3.2. Sistema Principal de Transmisión
El Sistema Principal de Transmisión (en adelante “SPT”) del SEIN comprende
un conjunto de instalaciones que han sido calificadas por el Ministerio de
Energía y Minas (en adelante “MEM”). Este sistema, redefinido a inicios de
2001, no necesariamente forma una red continua. Las instalaciones que lo
integran, así como sus titulares, se detallan en el Cuadro N° 3.5.
Cuadro No. 3.5
INSTALACIONES QUE CONFORMAN EL SISTEMA PRINCIPAL DE
TRANSMISIÓN
CÓDIGO
INSTALACIÓN
L-2280
L-2248
SE Talara
SE Piura Oeste
L-2236
SE Chiclayo Oeste
L-2234
SE Guadalupe
SE Guadalupe
SE Trujillo Norte
L-2215
SE Chimbote
L-2213
L-2253
SE Paramonga Nueva
L-2212
L-2003/2004
SE San Juan
L-1120
SE Huánuco
L-1121
SE Tíngo María
L-1029
L-1030
L-1006
SE Tintaya
L-1004
L-2224
C. Control Principal
C. Control Respaldo
SE Azángaro
DE
A
SUBESTACIÓN
SUBESTACIÓN
Zorritos
Zarumilla
Talara
Piura Oeste
Reactor 20 MVAR
Reactor 20 MVAR
Chiclayo Oeste
Guadalupe
SVC +/- 30 MVA
Guadalupe
Trujillo Norte
Transformador
220/60/10kV; 60MVA
Reactor 20 MVAR
SVC +30/-20 MVAR
Chimbote 1
Paramonga Nueva
Bancos 20 + 15 MVAR
Paramonga Nueva
Huacho
Parte de Celda en SET Paramonga Nueva
Reactor 40 MVAR
Huacho
Zapallal
Chavarría
Santa Rosa
Bancos 30 + 15 MVAR
Paragsha II
Huánuco
Banco 2.2 MVAR
Huánuco
Tingo María
Banco 2.2 MVAR
Cerro Verde
Repartición
Repartición
Mollendo
Tintaya
Azángaro
SVC +/- 15 MVA
Dolorespata
Quencoro
Celda en SE
Pachachaca
Lima
Arequipa
Celda en 138 kV
TITULAR
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
REP
SAN GABÁN
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OSINERGMIN-GART
CÓDIGO
INSTALACIÓN
SE Tingo María
SE Tingo María
L-253
SE Vizcarra
L-2025 L-2026
L-2029
L-2030
L-2053 L-2054
DE
A
SUBESTACIÓN
SUBESTACIÓN
Reactor 30 MVAR
Autotransformador 220/138 kV; 40 MVA
Vizcarra
Paramonga Nueva
Celda L-253 en 220 kV
Socabaya
Montalvo
Montalvo
Tacna
Montalvo
Puno
Mantaro
Socabaya
ETESELVA
ETESELVA
ETESELVA
ANTAMINA
REDESUR
REDESUR
REDESUR
TRANSMANTARO
L-224
L-22259 L-22258 L-2254
Pachachaca
Oroya Nueva
Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra
ISA
ISA
TITULAR
De igual modo, se determinó el Cargo Unitario por Compensación por
Seguridad de Suministro, el Cargo Unitario por Generación Adicional, los
Cargos Unitarios por Costos Adicionales CVOA-CMg y CVOA-RSC, el Cargo
Unitario por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables y el
Cargo Unitario por Compensación FISE iguales a 0,075 S/./kW-mes, 1,176
S/./kW-mes, 0,506 S/./kW-mes, 0,000 S/./kW-mes, 2,851 S/./kW-mes y
0,357 S/./kW-mes, respectivamente.
3.3. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) del SPT y
SGT
En cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77° de la LCE22, en esta
oportunidad correspondió actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo (en
adelante “VNR”) de una parte de las instalaciones de transmisión, que fueron
revisadas previamente en el año 2009, mientras que para el resto de
instalaciones de transmisión corresponderá en la siguiente regulación, debido
a que su última revisión fue en el año 2010.
Por otra parte, de acuerdo con lo señalado en los respectivos Contratos
BOOT23 suscritos por el Estado con Redesur y Transmantaro, se procedió a
actualizar el VNR correspondiente a sus instalaciones que pertenecen al SPT.
Asimismo, corresponde la actualización del VNR de la empresa ISA.
En cuanto a las inversiones de las instalaciones que forman parte del SGT,
éstas se actualizarán según lo establecido en sus respectivos contratos.
3.3.1. Instalaciones de Transmisión y Transformación
A continuación se resumen los criterios que se utilizaron en la determinación
del VNR de cada una de las empresas de transmisión eléctrica.
22
Artículo. 77º.- Cada cuatro años, la Comisión de Tarifas de Energía procederá a actualizar el Valor
Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, con la información presentada
por los concesionarios.
En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas de Energía incorporará o deducirá su
respectivo Valor Nuevo de Reemplazo.
23
Build Own Operate and Transfer
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OSINERGMIN-GART
3.3.1.1.
Red de Energía del Perú S.A. (REP)
En la regulación de tarifas de mayo 2009 y mayo de 2010, se revisó el VNR
de las instalaciones de transmisión de REP que forman parte del SPT; por lo
tanto, en la presente fijación correspondió efectuar la actualización
respectiva.
En este sentido, el VNR de las instalaciones de REP que integran el SPT del
SEIN, asciende a US$ 133 935 511.
3.3.1.2.
San Gabán Transmisión (San Gabán)
La instalación de San Gabán (transmisión) que forma parte del SPT,
corresponde a la celda de línea 138 kV en la subestación Azángaro, la misma
que fuera separada de la valorización de la L.T. Tintaya – Azángaro, de
acuerdo con lo establecido en la Resolución OSINERG N° 1472-2002OS/CD.
El valor del VNR para dicha celda se fijó en el año 2009, por lo que en esta
oportunidad correspondió efectuar su revisión. En ese sentido, el VNR de la
celda de San Gabán que forma parte del SPT, a ser considerado en la
presente fijación asciende a US$ 556 278.
3.3.1.3.
Eteselva S.R.L. (Eteselva)
En la regulación de tarifas de mayo 2009, se revisó el VNR de las
instalaciones de transmisión de Eteselva que forman parte del SPT; por lo
tanto, en la presente fijación correspondió efectuar la actualización
respectiva.
En este sentido, el VNR de las instalaciones de Eteselva que integran el SPT
del SEIN, asciende a US$ 21 642 013.
3.3.1.4.
Compañía Minera Antamina (Antamina)
En la regulación de tarifas de mayo de 2009, se revisó el VNR de la celda en
la subestación Vizcarra de la L.T. Vizcarra – Paramonga Nueva 220 kV de
Antamina, la cual integra el SPT del SEIN; por lo tanto, en la presente fijación
correspondió efectuar la actualización respectiva.
En ese sentido, el VNR de las instalaciones de Antamina que forman parte de
la celda la L.T. Vizcarra – Paramonga Nueva 220 kV, asciende a
US$ 920 541.
3.3.1.5.
Consorcio Transmantaro (Transmantaro)
De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT de Transmantaro con el
Gobierno del Perú, el VNR de sus instalaciones de transmisión se reajusta
utilizando el índice de precios denominado “Finished Goods Less Food and
Energy”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del
US Department of Labor. En este sentido, el VNR base de 179 179 000
reajustado asciende a US$ 222 466 524.
Asimismo, de acuerdo con lo establecido en la Cláusula Cuarta del
Addendum N° 5 al Contrato BOOT, firmado el 20 de mayo de 2005, al VNR
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OSINERGMIN-GART
de las instalaciones de transmisión de Transmantaro se le sumará un Monto a
Restituir (en adelante “MAR”) que asciende a US$ 7 145 626 conforme a lo
dispuesto en la Decisión Definitiva del Experto, el cual será considerado por
OSINERGMIN con cargo a la tarifa durante todo el plazo que resta del
Contrato BOOT y que éste se reajustará en cada fijación tarifaria utilizando
las actualizaciones correspondientes de acuerdo al Contrato BOOT; es decir,
utilizando el índice WPSSOP3500. En este sentido, el MAR base reajustado
asciende a US$ 8 478 251.
Por otro lado, con fecha 12 de junio de 2009, el Estado Peruano y el
Consorcio Transmantaro, suscribieron el Addendum N° 8 el cual tiene como
objetivo introducir en el contrato BOOT términos y condiciones que dispongan
mecanismos, compromisos y obligaciones que realicen viable por parte de la
Sociedad Concesionaria Transmantaro la ejecución de la ampliación en el
Sistema de Transmisión: “Reforzamiento de la Línea de Transmisión en 220
kV Mantaro – Socabaya”. El valor de esta inversión, que también forma parte
del SPT, ascendía originalmente a US$ 93 009 425. Posteriormente,
mediante comunicación CS-049-12032377, Transmantaro comunicó a
OSINERGMIN el Informe de Auditoría de la Ampliación N° 8, el cual ha
determinado que la inversión correspondiente a este proyecto es de US$
74 439 833. La Remuneración Anual por Ampliaciones es reajustada
anualmente por la variación en el Finished Goods Less Food and Energy
(Serie ID: WPSSOP3500), a partir de su fecha de puesta en operación
comercial. En ese sentido en VNR ajustado asciende a US$ 76 397 680.
3.3.1.6.
Red Eléctrica del Sur S.A. (Redesur)
De acuerdo con lo establecido en la cláusula 5.2.524 y en concordancia con la
cláusula 1425 del Contrato BOOT de Redesur con el Gobierno Peruano, el
VNR de las instalaciones de transmisión de Redesur que forman parte del
SPT del SEIN se reajusta utilizando el índice de precios denominado
“Finished Goods Less Food and Energy”, Serie WPSSOP3500, publicado por
el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor. En este sentido, el
VNR base de las etapas I (set 2000)26 y II (feb 2001)27 reajustados ascienden
a US$ 23 118 206 y US$ 63 216 146, respectivamente, con un agregado de
US$ 5 739 266 según Addendum N° 5.
3.3.1.7.
Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (ISA)
De acuerdo con lo establecido en la cláusula 5.2.5[7] del Contrato BOOT de
ISA con el Gobierno del Perú, en la fijación de mayo de 2014 corresponderá
actualizar el VNR de las instalaciones de ISA que integran el SPT del SEIN,
utilizando el índice de precios denominado “Finished Goods Less Food and
24
Cláusula 5.2.5.1 (i) (a).- La tarifa comprenderá la anualidad de la inversión que será calculada
aplicando el VNR determinado por el organismo regulador el que será siempre igual al Monto de la
Inversión del Adjudicatario, ajustado en cada período de revisión por la variación del Finished Goods
Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el departamento de Trabajo de los
Estados Unidos de América.
25
Cláusula 14 (i).- Conforme al sistema legal de Tarifas vigente en el Perú, cuyo órgano regulador es la
Comisión de Tarifas Eléctricas, la Sociedad Concesionaria tiene derecho a cobrar al conjunto de
concesionarios de generación que entregan electricidad al Sistema Principal de Transmisión, las sumas
necesarias para cubrir el valor efectivo de su Costo Total de Transmisión, reajustado anualmente según
contempla la cláusula 5.2.5.1.(i) de este contrato.
26
Corresponde a la L.T 220 kV Montalvo – Socabaya.
27
Corresponde a las L.T. 220 kV Montalvo – Tacna y Montalvo – Puno.
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OSINERGMIN-GART
Energy”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del
US Department of Labor. En este sentido, el VNR de las instalaciones de ISA
para el presente proceso tarifario correspondió al determinado en la
regulación del año 2010, el cual asciende a US$ 66 088 409.
Asimismo, correspondió agregar la Ampliación N° 1 del SPT de ISA, la cual
se consideró con un valor de inversión preliminar de US$ 203 306.
3.3.1.8.
Abengoa Transmisión Norte S.A. (ATN)
Se actualizaron los montos de inversión del Contrato de Concesión de ATN,
los cuales se muestran a continuación:
Cuadro No. 3.6
Montos de Inversión del SGT de ATN
Tramo
1
2
3
4
5
Descripción
Inversión
(US$)
Total de Inversión
3.3.1.9.
9 521 826,41
13 342 674,02
10 775 772,90
24 657 566,73
46 011 234,24
104 309 074,30
Transmisión Eléctrica del Sur S.A (TESUR)
De acuerdo con lo establecido en la cláusula 8.1 del Contrato de Concesión,
se determinó como costo de inversión un valor que asciende a US$
43 568 414,54
El resumen de los valores del VNR e INV del SPT y SGT del SEIN,
correspondientes a la presente regulación, se muestra en los Cuadros No. 3.7
y 3.8
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 3.7
VALORIZACIÓN DEL SISTEMA PRINCIPAL y GARANTIZADO DE
TRANSMISIÓN DEL SEIN
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 3.8
.
3.4. Costos de Operación y Mantenimiento del
Sistema Principal y Garantizado de
Transmisión (COyM)
Se revisó la información suministrada por el Subcomité de Transmisores del
COES-SINAC sobre el Costo de Operación y Mantenimiento del SPT. En
vista que, en este aspecto, no absolvió satisfactoriamente las observaciones
hechas a su estudio, OSINERGMIN determinó, en aplicación del principio
regulatorio de no discriminación, revisar integralmente todas las propuestas
presentadas sobre el COyM y calcular dichos costos en forma estandarizada
para las instalaciones que conforman el SPT del SEIN.
Es importante destacar que el COyM se determinó a partir de la valorización
de los costos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad para toda
una empresa en su conjunto, debido a que existen procesos y/o actividades
de operación y gestión que están asociadas a todas las instalaciones de la
misma.
A continuación se presenta el resultado del análisis que OSINERGMIN
efectuó respecto del COyM, de cada una de las empresas que tienen bajo
concesión instalaciones que pertenecen al SPT.
3.4.1. REP
OSINERGMIN procedió a revisar el COyM propuesto para las instalaciones
de REP que pertenecen al SPT sobre la base de la mejor información
disponible, determinando que dicho valor ascendió a US$ 4 205 810.
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OSINERGMIN-GART
3.4.2. Eteselva
Se determinó que el monto que corresponde asignar como COyM de las
instalaciones de Eteselva que integran el SPT ascendió a US$ 676 322.
3.4.3. Antamina
Se determinó que el COyM de las instalaciones de ANTAMINA que
pertenecen al SPT ascendió a US$ 20 504.
3.4.4. San Gabán
Se determinó que el COyM de las instalaciones de San Gabán que
pertenecen al SPT, ascendió a US$ 20 365.
3.4.5. Transmantaro
3.4.5.1.
SPT de Transmantaro
De conformidad con el Addendum N° 4 al Contrato BOOT de Transmantaro,
que modifica la Cláusula 5.2.5 (ii) de dicho contrato, firmado el 01 de octubre
de 2004, se establece que durante todo el periodo de la Concesión, la
retribución anual por costos de operación y mantenimiento será de
US$ 5 171 779, ajustada anualmente por la variación en el índice
WPSSOP3500, cuyo valor inicial (según dicho Addendum) es de 151,5. En
aplicación de este Addendum, el COyM de Transmantaro ascendió a
US$ 6 298 305.
Asimismo, para el caso de las instalaciones del Addendum N° 8, se
estableció la retribución por los costos de operación y mantenimiento
ascendente a US$ 1 960 000, reajustada anualmente por la variación en el
Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500), a partir de
su fecha de puesta en operación comercial. El COyM actualizado de las
instalaciones del Addendum N° 8 es de US$ 2 011 550.
3.4.5.2.
SGT de Transmantaro
En relación a los costos de operación y mantenimiento del SGT de
Transmantaro, se consideró las referencias señaladas en los respectivos
contratos de concesión.
a.
LT. Chilca-La Planicie-Zapallal.- El costo de operación y mantenimiento
de su contrato que asciende a US$ 3 510 327, expresado a la fecha de
puesta en operación comercial.
b.
Reforzamiento del Sistema Norte con un Segundo Circuito de
Transmisión 220 kV entre Talara y Piura.- El costo de operación y
mantenimiento del contrato de concesión que asciende a US$ 466 562,
expresado a la fecha de puesta en operación comercial.
c.
Reforzamiento del Sistema de Transmisión Centro-Norte Medio en 500
kV (L.T. Zapallal – Trujillo).- El costo de operación y mantenimiento del
contrato de concesión que asciende a US$ 5 025 000, expresado a la
fecha de puesta en operación comercial.
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OSINERGMIN-GART
d.
Línea de Transmisión Machupicchu-Abancay-Cotaruse 220 kV y
Subestaciones Asociadas.- El costo de operación y mantenimiento del
contrato de concesión que asciende a US$ 1 989 931, expresado a la
fecha de puesta en operación comercial.
e.
Línea de Transmisión Pomacocha-Carhuamayo 220 kV.- El costo de
operación y mantenimiento del contrato de concesión que asciende a
US$ 410 197, expresado a la fecha de puesta en operación comercial.
3.4.6. Redesur
De acuerdo con el Addendum N° 4 al Contrato BOOT de Redesur suscrito
con el Estado peruano el 15 de junio de 2006, la retribución anual por los
costos de operación y mantenimiento es de US$ 2 216 371, ajustada
anualmente por la variación en el índice WPSSOP3500, cuyo valor inicial
(según dicho Addendum) es de 156,3.
En aplicación de lo establecido por el Contrato BOOT, el COyM de Redesur
ascendió a US$ 2 616 254.
3.4.7. ISA
Los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones del SPT de ISA
se determinaron de acuerdo con lo establecido en el Contrato de Concesión
correspondiente. Así, el valor del COyM del SPT de ISA ascendió a
US$ 1 982 652.
Para la Ampliación N° 1 del SPT de ISA, el COyM ascendió a US$ 6 099.
3.4.8. ATN
La actualización de los costos de operación y mantenimiento del Contrato de
Concesión de ATN se muestran a continuación:
Cuadro No. 3.9
COyM del SGT de ATN
Tramo
1
2
3
4
5
Descripción
Total de Inversión
Inversión
(US$)
430 157,06
602 767,14
486 805,12
1 113 928,05
2 078 597,98
4 712 255,35
3.4.9. TESUR
De acuerdo con lo establecido en las cláusulas 8.1 y 8.2 de su Contrato de
Concesión, se determinó el COyM que ascendió a US$ 1 285 268,23,
expresado a la fecha de puesta en operación comercial.
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OSINERGMIN-GART
3.4.10. ATS
De acuerdo con lo establecido en las cláusulas 8.1 y 8.2 de su Contrato de
Concesión, se ha determinado el COyM que ascendió a US$ 12 065 725,00,
expresado a la fecha de puesta en operación comercial
En el Cuadro N° 3.10 se consignan los costos de operación y mantenimiento
de las instalaciones de transmisión que pertenecen al SPT y SGT.
Cuadro No. 3.10
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SPT Y SGT
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OSINERGMIN-GART
3.5. Factores Nodales de Energía y Factores de
Pérdidas de Potencia
Los factores nodales utilizados para expandir el Precio Básico de la Energía
se calcularon considerando el despacho económico del sistema. En este
sentido, se utiliza el modelo PERSEO que permite una ponderación
apropiada de los factores nodales determinados para las diferentes
situaciones hidrológicas, para los diferentes meses y para los diferentes
niveles de carga en el sistema.
Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se considera lo
dispuesto por la Quinta Disposición Complementaria Transitoria de la Ley
2883228, por la cual los factores de pérdidas de potencia para la presente
regulación son iguales al valor uno (1,0) en todas las barras.
Los resultados de los factores nodales y de pérdidas se presentan en el
Cuadro No. 3.11.
28
QUINTA.- Adecuación de factores de pérdidas de potencia
Lo dispuesto en el inciso h) del artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas, será aplicable a partir
de la fijación tarifaria correspondiente al año 2010.
Para las fijaciones tarifarias previas al año 2010, el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada
una de las barras del sistema, se determinará agregando al producto del Precio Básico de la Potencia
de Punta por los factores de pérdidas de potencia, los valores unitarios del Peaje de Transmisión y el
Peaje por Conexión.
Para estos efectos, los factores de pérdidas de potencia se determinarán a partir de los factores
vigentes a la fecha de publicación de la presente Ley, ajustándolos anualmente hasta alcanzar en forma
lineal el valor de 1,0 en el año 2010.
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 3.11
Factores Nodales de Energía
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OSINERGMIN-GART
3.6. Ingreso Tarifario
3.6.1. Ingreso Tarifario de Enlaces Internacionales
De acuerdo con el Artículo 4° RIEE constituye Ingreso Tarifario de los
Enlaces Internacionales el monto de dinero que resulta de la diferencia entre
la valorización de la energía entregada en el Nodo Frontera del Sistema
importador y la valorización de la correspondiente energía retirada del Nodo
Frontera del Sistema exportador, por cada Enlace Internacional.
Al respecto, a la fecha de la fijación de los precios en Barra, la línea L-2280
Zorritos-Zarumilla se constituyó en el único enlace internacional, habiéndose
registrado durante el año 2012 importaciones de energía de Ecuador en
amparo de situaciones de emergencias que establece el Decreto de Urgencia
N° 037-2008, no se consideró en la determinación de los costos marginales,
ni para la determinación de los Precios en Barra; el ingreso tarifario por este
enlace internacional para la presente fijación sería igual a cero (0)
3.6.2. Ingreso Tarifario de Enlaces Nacionales
Los Ingresos Tarifarios (IT) de energía de las líneas de transmisión y de los
transformadores de enlaces nacionales que forman parte del SPT y SGT se
determinaron con los resultados del modelo PERSEO; asimismo, los ingresos
tarifarios de potencia se obtuvieron a partir del producto Precio Básico de
Potencia anual y la diferencia entre los factores de pérdidas de potencia
calculados para cada elemento de transmisión. Para el caso de las celdas, se
consideró que éstas no tienen ingreso tarifario por ser elementos que no
generan pérdidas de transmisión; debido a ello, los IT determinados se
asignaron a las líneas de transmisión y subestaciones de transformación
correspondientes.
En el Cuadro No. 3.12 se presentan los ingresos tarifarios totales, es decir,
los correspondientes a la energía más los de potencia.
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Cuadro No. 3.12
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OSINERGMIN-GART
3.7. Peaje por Conexión al Sistema Principal de
Transmisión
Dado que el Ingreso Tarifario no cubre el 100% del costo medio de
transmisión, se determina un cargo complementario que es igual al Peaje por
Conexión del SPT, el cual se define como la diferencia entre el costo medio
de transmisión y el ingreso tarifario. El costo medio de transmisión comprende
la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de
transmisión y los costos anuales de operación y mantenimiento eficientes, es
decir, se reconocen costos estándares en base a la noción de un Sistema
Económicamente Adaptado a la demanda.
En consecuencia, el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión
se calculó como sigue:
Peaje = aVNR + COyM − IT
Donde:
aVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo en el SPT
COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual
IT
= Ingreso Tarifario
3.7.1. Liquidación según contratos específicos
Para el caso de las instalaciones pertenecientes a Transmantaro, Redesur,
ISA y Abengoa fue necesario tomar en cuenta la siguiente expresión para la
determinación del Peaje por Conexión:
Peaje = ( aVNR ± LA ) + COyM − IT
El nuevo término que aparece en la expresión anterior (LA) corresponde a la
liquidación anual que fue necesario determinar en cumplimiento de lo
dispuesto en los respectivos Contratos de Concesión. A continuación se
detallan los cálculos efectuados para determinar la liquidación.
Por otro lado, en el caso específico de la empresa REP, además de la
liquidación de sus ingresos anuales, se debe actualizar su Remuneración
Anual (en adelante “RA”), con base a lo especificado en su contrato de
concesión.
3.7.1.1.
Liquidación de Transmantaro
El período a liquidar fue de marzo 2012 a febrero 2013, y se efectuó
conforme al Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el
Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT,
aprobado por Resolución N° 335-2004-OS/CD. Cabe señalar que para el
período marzo – abril 2012 se consideraron las tarifas, peajes y resultados de
la liquidación de ingresos determinados mediante la Resolución
OSINERGMIN N° 067-2011-OS/CD y sus modificatorias. Asimismo, para el
período mayo 2012–febrero 2013 es aplicable la Resolución OSINERGMIN
N° 057-2012-OS/CD y sus modificatorias.
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OSINERGMIN-GART
Los valores esperados mensuales correspondientes al período marzo 2012 a
febrero 2013 se compararon con las mensualidades facturadas por
Transmantaro según los cálculos de transferencias efectuados por el COESSINAC, dando como resultado el saldo de liquidación. Para Transmantaro el
saldo de liquidación resulto negativo, el cual, expresado al 30 de abril de
2014 fue de US$ 770 038,83, valor a descontarse del Costo Total de
Transmantaro, según el detalle que se muestra en el Cuadro No. 3.13. Cabe
señalar que la liquidación consideró el reconocimiento de las inversiones
correspondientes al Addendum N° 8.
Cuadro No. 3.13
LIQUIDACIÓN ANUAL Transmantaro
SGT Chilca-La Planicie-Zapallal
El período a liquidar fue de marzo 2012 a febrero 2013, y se ha efectuado
conforme al Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos del Servicio
de Transmisión Eléctrica del Sistema Garantizado de Transmisión, aprobado
por Resolución OSINERGMIN N° 200-2010-OS/CD. Cabe señalar que para el
período marzo – abril 2012 se consideró las tarifas, peajes y resultados de la
liquidación de ingresos determinados mediante la Resolución OSINERGMIN
N° 067-2011-OS/CD y sus modificatorias. Asimismo, para el período mayo
2012–febrero 2013 se aplicó la Resolución OSINERGMIN N° 057-2012OS/CD y sus modificatorias.
Los valores esperados mensuales correspondientes se compararon con las
mensualidades facturadas por Transmantaro según los cálculos de
transferencias efectuados por el COES-SINAC, dando como resultado el
saldo de liquidación. Para Transmantaro el saldo de liquidación fue negativo,
el cual, expresado al 30 de abril de 2014 es de US$ 56 888,94, valor a
descontarse del Costo Total de Transmantaro, según el detalle que se
muestra en el Cuadro N° 3.14
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 3.14
LIQUIDACIÓN ANUAL SGT Chilca-La Planicie-Zapallal
SGT Reforzamiento del Sistema de Transmisión Centro-Norte Medio en
500 kV (L.T. Zapallal – Trujillo)
El período a liquidar fue de marzo 2012 a febrero 2013, y se efectuó
conforme al Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos del Servicio
de Transmisión Eléctrica del Sistema Garantizado de Transmisión, aprobado
por Resolución OSINERGMIN N° 200-2010-OS/CD. Cabe señalar que debido
a que esta línea acaba de ingresar en operación comercial el 29 de diciembre
el año 2012, su correspondiente peaje, establecido en la Resolución
OSINERMIN N° 057-2012-OS/CD, ha sido incorporado en los pliegos
tarifarios a usuario final del servicio público de electricidad a partir del mes de
febrero de 2013. Por consiguiente, recién a partir de dicho mes ha percibido
ingresos el titular de este proyecto.
Los valores esperados mensuales correspondientes se comparan con las
mensualidades facturadas por Transmantaro según los cálculos de
transferencias efectuados por el COES-SINAC, dando como resultado el
saldo de liquidación. Para Transmantaro el saldo de liquidación ha resultado
positivo, el cual, expresado al 30 de abril de 2014 es de US$ 2 924 537,99,
valor a descontarse del Costo Total de Transmantaro, según el detalle que se
muestra en el Cuadro N° 3.15.
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 3.15
LIQUIDACIÓN ANUAL SGT L.T. Zapallal – Trujillo
Liquidación Anual de Ingresos
2013
Año 2013
SGT
VALORES REALES
Nro
Año-Mes
Tipo de
Cambio
S/./US$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2012-03
2012-04
2012-05
2012-06
2012-07
2012-08
2012-09
2012-10
2012-11
2012-12
2013-01
2013-02
2,658
2,664
2,672
2,628
2,616
2,598
2,587
2,606
2,564
2,541
2,567
2,594
Peaje por
Conexión
S/.
4 791 710,56
Diferencia jueves-03 y viernes-03
Liquidación al 30 de Abril del 2014
3.7.1.2.
VALORES ESPERADOS
Ingreso Tarifario
S/.
4 923,76
Total
US$
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
Total
US$
1 849 126,57
1 849 126,57
202 511,34
2 092 617,18
2 092 617,18
206 372,75
2 112 473,59
2 092 617,18
1 849 126,57
1 849 126,57
4 387 745,70
4 411 463,53
2 562 336,96 US$
2 924 537,99 US$
Liquidación Anual de Redesur
El Contrato BOOT de Redesur consta de dos etapas cuya operación
comercial se inicia en fechas distintas. La primera etapa se inicia en octubre
del año 2000 y la segunda etapa se inicia en marzo del año 2001. De acuerdo
con lo establecido en el Contrato BOOT la puesta en operación comercial se
inicia en la fecha en que se emite el “Acta de Pruebas”.
El período de liquidación anual para la empresa Redesur comprende de
marzo 2012 a febrero 2013, y se ha efectuado conforme al Procedimiento de
Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con
modalidad de Contrato BOOT, aprobado por Resolución N° 335-2004-OS/CD.
Para el período marzo – abril 2012 se consideraron las tarifas, peajes y
resultados de la liquidación de ingresos determinados mediante la Resolución
OSINERGMIN N° 067-2011-OS/CD y sus modificatorias; asimismo, para el
período mayo 2012 – febrero 2013 es aplicable la Resolución OSINERGMIN
Las mensualidades correspondientes a los períodos antes indicados se
compararon con las mensualidades facturadas por Redesur según los
cálculos de transferencias efectuados por el COES-SINAC, dando como
resultado un saldo de liquidación negativo, el cual expresado al 30 de abril
2014 fue de US$ 59 973,58, valor a descontarse del Costo Total de Redesur,
según el detalle que se muestra en el Cuadro No. 3.16.
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 3.16
LIQUIDACIÓN ANUAL Redesur
3.7.1.3.
Liquidación de ISA
El período de liquidación anual para la empresa ISA comprendió de marzo
2012 a febrero 2013, y se efectuó conforme al Procedimiento de Liquidación
Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad
de Contrato BOOT, aprobado por Resolución N° 335-2004-OS/CD.
Con relación a los ingresos esperados, para los meses de marzo – abril 2012
se consideraron las tarifas y peajes aprobados mediante la Resolución
OSINERGMIN N° 067-2011-OS/CD y sus modificatorias. Asimismo, para el
período mayo 2012–febrero 2013 es aplicable la Resolución OSINERGMIN
Las mensualidades correspondientes a los períodos antes indicados se
comparan con las mensualidades facturadas por ISA PERU según los
cálculos de transferencias efectuados por el COES-SINAC, dando como
resultado un saldo de liquidación negativo, el cual expresado al 30 de abril de
2014 fue de US$ 87 203,72, valor a descontarse del Costo Total de ISA,
según el detalle que se muestra en el Cuadro No. 3.17.
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 3.17
LIQUIDACIÓN ANUAL ISA
3.7.1.4.
Liquidación de REP
Para la liquidación anual de la Remuneración Anual (en adelante ”RA”)
correspondiente a REP se tuvo en cuenta lo estipulado en el Anexo
N° 7, numeral 7.0 (Procedimiento de liquidación anual) del Contrato de
Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR (en
adelante “CONTRATO”) y el Procedimiento para la Liquidación Anual de los
Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del CONTRATO, aprobado
mediante Resolución OSINERG Nº 336-2004-OS/CD.
En este caso, el saldo de liquidación resultó negativo, el cual expresado al 30
de abril de 2014, asciende a la suma de US$ -4 961 986, valor a descontarse
a la RA de REP para el siguiente periodo regulatorio y que se resume en el
cuadro siguiente:
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 3.18
LIQUIDACION DE LA RA (Periodo: Mayo 2012 a Abril 2013)
Mes
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Tipo de
Cambio
Fecha de
Tipo de
Cambio
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Total
14/06/2012
13/07/2012
14/08/2012
14/09/2012
12/10/2012
14/11/2013
14/12/2013
14/01/2013
14/02/2013
14/03/2013
12/04/2013
14/05/2013
RAG
mensual
Montos Facturados Mensualmente
US $
RA1 S/.
RA2 S/.
Total S/.
2,672
2,628
2,616
2,598
2,587
2,606
2,564
2,541
2,567
2,594
2,585
2,600
12 586 142,89
12 621 093,38
12 505 336,67
12 334 432,83
12 249 554,84
12 205 613,23
12 166 668,84
12 116 967,45
12 051 308,96
12 055 735,31
12 066 255,15
12 074 435,26
8 668 590,24
8 578 017,13
8 581 657,87
8 557 699,40
8 832 360,59
8 495 512,98
8 615 702,88
8 695 173,81
8 730 399,56
8 529 534,04
8 711 432,97
8 633 292,00
Recalculo RAG a
Liquidar Año 10
(US$) al 30/04/13
(D=A+B)
Valor actualizado
de los montos
facturados (US$)
al 30/04/13
(E)
Liquidacion US$
al 30/04/13
(F=D-E)
101 749 686
-4 095 854
21 254 733,13
21 199 110,51
21 086 994,54
20 892 132,23
21 081 915,43
20 701 126,21
20 782 371,72
20 812 141,26
20 781 708,52
20 585 269,35
20 777 688,12
20 707 727,26
Total US $
7 954 615,69
8 066 632,61
8 060 777,73
8 041 621,34
8 149 174,89
7 943 640,14
8 105 449,19
8 190 531,78
8 095 718,16
7 935 724,50
8 037 790,38
7 964 510,48
Saldo de liquidación
Valor a Abril
del 2013 US$
US$
7 785 017,75
7 785 017,75
7 785 017,75
7 785 017,75
7 785 017,75
7 785 017,75
7 785 017,75
7 785 017,75
7 785 017,75
7 785 017,75
7 785 017,75
7 785 017,75
Mensual US$
8 825 426,93
8 865 582,93
8 775 875,69
8 672 726,17
8 706 110,03
8 406 758,53
8 497 371,33
8 505 857,59
8 328 367,60
8 087 039,90
8 114 059,30
7 964 510,48
101 749 686,50
Valor presente a
Abril 2013
-169 597,94
-281 614,86
-275 759,97
-256 603,58
-364 157,13
-158 622,39
-320 431,43
-405 514,03
-310 700,41
-150 706,74
-252 772,62
-179 492,73
-3 125 973,84
-188 164,24
-309 507,08
-300 223,54
-276 741,78
-389 044,55
-167 870,16
-335 925,23
-421 125,84
-319 629,11
-153 580,36
-255 171,13
-179 492,73
-3 296 475,75
LIQUIDACIÓN TOTAL
RA a Liquidar
Recalculo
Año 11
Ampliaciones
(Res. 102-2011- Menores y RAA
OS/CD)
(USD) al
(US$) al
30/04/13
30/04/2013
(B)
-799 378
98 453 211
97 653 833
Recuperación del Recuperación del
ITF Adic a la RAG
ITF al 30/04/13
al 30/04/13 (USD)
(USD)
(G)
(H)
12 006
Corrección del
COyM de
Ampliaciones de
periodos
anteriores
al 30/04/13
585
Liquidación Total a
Liquidación Total
aplicar a la RAG año
al 30/04/13 (USD)
12 (USD) al 30/04/14
(I=F+G+H)
(J)
-347 082
-4 430 344
-4 961 986
ACTUALIZACIÓN DE LA RA
RAG
(Actualizada
Año 12)
(USD)
al 30/04/14
(K)
RAA al
30/04/14
(USD)
(L)
RA al
30/04/14
(USD)
(M=K+L)
71 742 556
38 129 523
109 872 079
3.7.1.5.
Liquidación
Total a aplicar
RA año 12 al
a la RAG año
30/04/14 (USD)
12 (USD) al
(M+J)
30/04/14
(J)
-4 961 986
104 910 093
Determinación y Asignación de la RAG y la RAA
Con la información disponible, y la liquidación anual de la RA, obtenida
conforme se indica en el numeral anterior, se determinó la RAG para el
período mayo 2013 – abril 2014, que se resume en el Cuadro No. 3.19.
Cuadro No. 3.19
Cálculo de la RA de Red de Energía del Perú S.A.
Concepto
US$
Remuneración Anual RA
71 742 556
Remuneración Anual Garantizada RAG
38 129 523
Remuneración Anual por Ampliaciones RAA
Total RAA (2013-2014)
109 872 079
-4 587 356
Liquidación Anual de la RAG (May-12-Abr-13)
13 447
Saldo a favor del ITF de Mayo 12 a Abril 13
655
Recuperación del ITF Adic a la RAG
Correción del COyM de Ampliaciones de periodos anteriores
Total RA (2013-2014)
-388 732
104 910 093
Sin Reajuste
Concepto
Con Reajuste
US$
US$
RA
104 910 093
104 910 093
RA1
63 202 261
63 202 261
RA2
41 707 833
41 707 833
RA2 SST
23 886 163
20 874 779
ITA
PSST
RA2 SPT
2 497 301
2 497 301
21 388 862
18 377 477
17 821 669
20 833 054
RA1: Parte de la RA asignada a los generadores
RA2: Parte de la RA asignada a los consumidores finales
Página 53 de 83
OSINERGMIN-GART
Conforme se observa en el cuadro anterior, en esta oportunidad el monto de
la RASPT, viene a ser el Costo Anual que le corresponde pagar a los
consumidores por el SPT, y cuyo valor es de US$ 20 833 054.
3.7.1.6.
Liquidación del SGT de Abengoa
Para realizar la liquidación del SGT de Abengoa se procedió conforme al
“Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de
Transmisión Eléctrica del Sistema Garantizado de Transmisión” (en adelante
“PROCEDIMIENTO SGT”), aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N°
200-2010-OS/CD. Cabe señalar que para el período marzo-abril 2012 se
consideraron las tarifas y peajes aprobados mediante la Resolución
OSINERGMIN N° 067-2011-OS/CD. Asimismo, para el período comprendido
entre mayo 2012 y febrero 2013 se aplicaron las tarifas y peajes aprobados
mediante la Resolución OSINERGMIN N° 057-2012-OS/CD y sus
modificatorias.
En este caso, de acuerdo a lo establecido en el numeral 2.7 de la Adenda N°
2 del Contrato de Concesión29, se realizó la liquidación de cada Tramo y/o
instalación por separado.
Los valores mensuales esperados correspondientes al período marzo 2012 febrero 2013 se compararon con las mensualidades facturadas por Abengoa
según los cálculos de transferencias efectuadas por el COES-SINAC, dando
como resultado el saldo de liquidación. El saldo de liquidación se presenta en
los siguientes cuadros:
29
Modificar la Cláusula 8.1 literal d) del Contrato, según el siguiente texto:
“8.1 Para efectos de esta cláusula, se entiende por:
(…)
d)
“Periodo de Recuperación, al plazo de treinta (30) años a partir de la Puesta en Operación
Comercial del respectivo Tramo y/o instalación.”
Página 54 de 83
OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 3.20
LIQUIDACIÓN ANUAL ABENGOA – Tramo 1
Año 2013
2013
SGT
VALORES REALES
Nro Año-Mes
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2012-03
2012-04
2012-05
2012-06
2012-07
2012-08
2012-09
2012-10
2012-11
2012-12
2013-01
2013-02
Tipo de
Cambio
S/./US$
2,658
2,664
2,672
2,628
2,616
2,598
2,587
2,606
2,564
2,541
2,567
2,594
Peaje por
Conexión
S/.
330 881,41
329 179,52
300 062,37
299 766,38
299 766,38
299 766,38
299 766,38
295 362,72
294 264,02
294 194,40
294 194,40
292 788,43
Diferencia 2012-03 y 2013-03
VALORES ESPERADOS
Ingreso Tarifario
S/.
Total
US$
28 175,29
28 030,37
37 185,22
37 148,54
37 148,54
37 148,54
37 148,53
36 602,85
36 466,66
36 458,03
36 458,03
36 283,79
19 495,31
22 251,09
135 085,29
134 087,79
126 215,41
128 202,02
128 790,11
129 682,42
130 233,83
127 385,10
128 990,12
130 126,89
128 808,89
126 858,99
1 554 466,86
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
149 873,40
147 368,36
137 412,40
138 263,29
137 591,95
137 242,97
136 531,01
132 289,27
132 696,96
132 608,10
130 031,13
126 858,99
1 638 767,84
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
Total
US$
134 546,55
134 546,55
130 400,20
130 400,20
130 400,20
130 400,20
130 400,20
130 400,20
130 400,20
130 400,20
130 400,20
130 400,20
1 573 095,12
149 275,68
147 872,55
141 968,43
140 633,98
139 312,08
138 002,60
136 705,43
135 420,46
134 147,56
132 886,62
131 637,54
130 400,20
1 658 263,16
US$
US$
Cuadro No.3.21
Año 2013
2013
SGT
VALORES REALES
Nro Año-Mes
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2012-03
2012-04
2012-05
2012-06
2012-07
2012-08
2012-09
2012-10
2012-11
2012-12
2013-01
2013-02
Tipo de
Cambio
S/./US$
2,658
2,664
2,672
2,628
2,616
2,598
2,587
2,606
2,564
2,541
2,567
2,594
Peaje por
Conexión
S/.
423 301,46
421 124,21
417 048,65
416 637,27
416 637,27
416 637,27
416 637,27
410 516,74
408 989,69
408 892,92
408 892,92
406 938,80
Diferencia 2012-03 y 2013-03
VALORES ESPERADOS
Ingreso Tarifario
S/.
Total
US$
36 045,06
35 859,66
51 682,74
51 631,76
51 631,75
51 631,75
51 631,75
50 873,32
50 684,03
50 672,03
50 672,03
50 429,87
27 106,36
30 937,99
172 816,60
171 540,49
175 423,43
178 184,56
179 001,92
180 242,12
181 008,51
177 049,14
179 279,92
180 859,88
179 028,03
176 317,92
2 130 752,51
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
191 735,25
188 530,52
190 985,81
192 168,45
191 235,36
190 750,33
189 760,80
183 865,32
184 431,95
184 308,45
180 726,79
176 317,92
2 244 816,95
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
Total
US$
172 127,38
172 127,38
181 239,75
181 239,75
181 239,75
181 239,75
181 239,75
181 239,75
181 239,75
181 239,75
181 239,75
181 239,75
2 156 652,27
190 970,58
189 175,54
197 318,12
195 463,41
193 626,13
191 806,12
190 003,22
188 217,27
186 448,10
184 695,56
182 959,50
181 239,75
2 271 923,31
US$
US$
Cuadro No. 3.22
Año 2013
2013
SGT
VALORES REALES
Nro Año-Mes
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2012-03
2012-04
2012-05
2012-06
2012-07
2012-08
2012-09
2012-10
2012-11
2012-12
2013-01
2013-02
Tipo de
Cambio
S/./US$
2,658
2,664
2,672
2,628
2,616
2,598
2,587
2,606
2,564
2,541
2,567
2,594
Peaje por
Conexión
S/.
819 378,68
815 164,21
799 599,87
798 811,12
798 811,12
798 811,13
798 811,12
787 076,34
784 148,56
783 963,03
783 963,03
780 216,42
Diferencia 2012-03 y 2013-03
VALORES ESPERADOS
Ingreso Tarifario
S/.
69 771,92
69 413,04
99 090,38
98 992,63
98 992,63
98 992,63
98 992,63
97 538,49
97 175,58
97 152,58
97 152,58
96 688,29
51 968,33
59 314,35
Total
US$
334 518,66
332 048,52
336 336,17
341 630,04
343 197,15
345 574,96
347 044,36
339 453,12
343 730,16
346 759,39
343 247,22
338 051,16
4 091 590,93
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
371 139,24
364 935,88
366 173,65
368 441,10
366 652,11
365 722,17
363 824,97
352 521,67
353 608,06
353 371,27
346 504,22
338 051,16
4 310 945,49
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
Total
US$
333 184,55
333 184,55
347 487,71
347 487,71
347 487,71
347 487,71
347 487,71
347 487,71
347 487,71
347 487,71
347 487,71
347 487,71
4 141 246,18
369 659,07
366 184,43
378 314,48
374 758,47
371 235,89
367 746,42
364 289,75
360 865,58
357 473,58
354 113,47
350 784,95
347 487,71
4 362 913,81
US$
US$
Página 55 de 83
OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 3.23
Año 2013
2013
SGT
VALORES REALES
Nro Año-Mes
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2012-03
2012-04
2012-05
2012-06
2012-07
2012-08
2012-09
2012-10
2012-11
2012-12
2013-01
2013-02
Tipo de
Cambio
S/./US$
2,658
2,664
2,672
2,628
2,616
2,598
2,587
2,606
2,564
2,541
2,567
2,594
Peaje por
Conexión
S/.
1 476 397,19
1 468 803,34
1 500 939,59
1 499 459,02
1 499 459,03
1 499 459,03
1 499 459,03
1 477 431,51
1 471 935,73
1 471 587,48
1 471 587,47
1 464 554,67
Diferencia 2012-03 y 2013-03
VALORES ESPERADOS
Ingreso Tarifario
S/.
Total
US$
125 718,50
125 071,86
186 003,88
185 820,40
185 820,39
185 820,39
185 820,38
183 090,81
182 409,57
182 366,40
182 366,40
181 494,88
97 567,87
111 359,65
602 752,33
598 301,50
631 341,12
641 278,32
644 219,96
648 683,38
651 441,60
637 191,99
645 220,48
650 906,68
644 313,94
634 560,35
7 630 211,65
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
668 737,10
657 559,59
687 349,46
691 605,71
688 247,58
686 501,96
682 940,70
661 723,13
663 762,40
663 317,93
650 427,70
634 560,35
8 036 733,60
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
Total
US$
600 348,46
600 348,46
652 273,82
652 273,82
652 273,82
652 273,82
652 273,82
652 273,82
652 273,82
652 273,82
652 273,82
652 273,82
7 723 435,10
666 070,07
659 809,28
710 139,16
703 464,14
696 851,85
690 301,72
683 813,16
677 385,59
671 018,44
664 711,13
658 463,11
652 273,82
8 134 301,47
US$
US$
Cuadro No. 3.24
LIQUIDACIÓN ANUAL ABENGOA – SVC
Año 2013
2013
SGT
VALORES REALES
Nro Año-Mes
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2012-03
2012-04
2012-05
2012-06
2012-07
2012-08
2012-09
2012-10
2012-11
2012-12
2013-01
2013-02
Tipo de
Cambio
S/./US$
2,658
2,664
2,672
2,628
2,616
2,598
2,587
2,606
2,564
2,541
2,567
2,594
Peaje por
Conexión
S/.
353 655,67
351 836,64
337 799,68
337 466,46
337 466,46
337 466,46
337 466,46
332 508,98
331 272,10
331 193,72
331 193,72
329 610,93
Diferencia 2012-03 y 2013-03
VALORES ESPERADOS
Ingreso Tarifario
S/.
30 114,57
29 959,67
41 861,81
41 820,52
41 820,52
41 820,52
41 820,51
41 206,20
41 052,88
41 043,17
41 043,17
40 847,02
21 952,47
25 055,57
Total
US$
144 383,08
143 316,93
142 088,88
144 325,33
144 987,38
145 991,91
146 612,67
143 405,67
145 212,55
146 492,28
145 008,53
142 813,40
1 734 638,61
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
160 189,05
157 511,59
154 694,05
155 651,96
154 896,18
154 503,31
153 701,82
148 926,62
149 385,58
149 285,54
146 384,48
142 813,40
1 827 943,58
Valor Presente
a Febrero 2013
US$
Total
US$
143 807,26
143 807,26
146 799,97
146 799,97
146 799,97
146 799,97
146 799,97
146 799,97
146 799,97
146 799,97
146 799,97
146 799,97
1 755 614,20
159 550,19
158 050,49
159 823,07
158 320,80
156 832,65
155 358,48
153 898,18
152 451,59
151 018,61
149 599,09
148 192,92
146 799,97
1 849 896,05
US$
US$
3.7.2. Compensación Tarifaria
De acuerdo con el Artículo 30º30 del RIEE, corresponde que OSINERGMIN
efectúe una compensación tarifaria con los montos recaudados por el COESSINAC por concepto de Ingreso Tarifario de los enlaces internacionales.
Dicha compensación tarifaria se destina a la reducción de los peajes del SPT,
de acuerdo a las disposiciones y procedimientos que al efecto dicte
OSINERGMIN.
Al respecto, toda vez que el enlace internacional Zorritos - Zarumilla 220 kV
se registraron importaciones de energía de Ecuador en amparo de
situaciones de emergencias que establece el Decreto de Urgencia N° 037-
30
Artículo 30º.- Compensación tarifaria
Los montos recaudados por el COES por concepto de Ingreso Tarifario de los Enlaces Internacionales,
serán asignados a la demanda nacional a través de la reducción de los peajes del Sistema Principal de
Transmisión, deducidos los tributos de ley, de acuerdo a las disposiciones y procedimientos que al
efecto dicte OSINERG.
Página 56 de 83
OSINERGMIN-GART
2008, la compensación tarifaria a aplicarse en la determinación del peaje por
conexión al SPT es nula.
3.7.3. Cargo Unitario por Generación Adicional
Correspondió determinar el Cargo Unitario por Generación Adicional, de
acuerdo con lo dispuesto por el Procedimiento "Compensación por
Generación Adicional", aprobado por Resolución OSINERGMIN N° 002-2009OS/CD, en cumplimiento de los DU 037 y DU 049.
Al respecto, la compensación prevista fue de S/. 188 717 514, que se
distribuyó en cargos unitarios diferenciados por cada tipo de usuario, de
acuerdo como se presenta en el Cuadro No. 3.25.
Cuadro No. 3.25
Tipo de Usuario
S/./kW-mes
Regulados
1,176
Libres no Grandes Usuarios
3,981
Grandes Usuarios
9,058
3.7.4. Cargo Unitario por Seguridad de Suministro
Correspondió determinar el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad
de Suministro, de acuerdo con lo dispuesto por la norma “Compensación
Adicional por Seguridad de Suministro”, aprobada por Resolución
OSINERGMIN N° 651-2008-OS/CD y modificada mediante Resolución
OSINERGMIN N° 152-2012-OS/CD31.
Al respecto, la compensación considera el pago para los próximos 12 meses
de los siguientes generadores:
Cuadro No. 3.26
Tipo de Usuario
S/./kW-mes
CUCSS para No RF
0,075
CUCSS para RF de Talara
0,742
CUCSS para RF de Ilo
1,569
3.7.5. Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales
respecto del Costo Marginal (CVOA-CMg)
Correspondió determinar el Cargo Unitario por CVOA-CMg de acuerdo con lo
dispuesto por la norma "Procedimientos para Compensación de los Costos
Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato", aprobada por Resolución
OSINERGMIN N° 001-2009-OS/CD y sus modificatorias, en cumplimiento de
lo dispuesto por el DU 049.
31
Esta modificación se realizó con la finalidad de incluir el pago de las unidades de generación que
presente el servicio de Reserva Fría, que fueron adjudicadas en los procesos de licitación llevados por
PROINVERSION por encargo de Ministerio de Energía y Minas.
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OSINERGMIN-GART
Al respecto, se estimó que para el periodo mayo 2013 – abril 2014 se debe
compensar un monto total de S/. 33 125 008.. El cargo unitario resultante es
de 0,506 S/./kW-mes.
3.7.6. Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales
por Retiros sin Contrato (CVOA-RSC)
Correspondió determinar el Cargo Unitario por CVOA-RSC de acuerdo con lo
dispuesto por la norma "Procedimientos para Compensación de los Costos
Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato", aprobada por Resolución
OSINERGMIN N° 001-2009-OS/CD y sus modificatorias, en cumplimiento de
lo dispuesto por el DU 049.
Al respecto, se estimó que para el periodo mayo 2013 – abril 2014 se debe
compensar un cargo negativo de S/. 19 951 687, por lo cual, el cargo unitario
fue 0,00 S/./kW-mes.
3.7.7. Cargo Unitario por Prima de Generación con
Recursos Energéticos Renovables)
Correspondió determinar el Cargo Unitario por Prima de Generación con
Recursos Energéticos Renovables de acuerdo con lo dispuesto por la norma
“Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos
Energéticos Renovables, aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 0012010-OS/CD y sus modificatorias, en cumplimiento de lo dispuesto en el DL
1002 y el Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías
Renovables, aprobado con Decreto Supremo Nº 050-2008-EM, que tienen
por finalidad promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos
Renovables.
Al respecto, la compensación prevista fue de US$ 72 076 654. El cargo
unitario resultante fue de 2,851 S/./kW-mes.
3.7.8.
Cargo Unitario por Compensación FISE
Correspondió determinar el Cargo Unitario por Compensación FISE de
acuerdo con lo dispuesto en el numeral 4.3 del Artículo 4° de la Ley N°
29852.
Al respecto, la compensación prevista fue de US$ 9 022 269. El cargo unitario
resultante fue de 0,357 S/./kW-mes.
3.7.9. Determinación del Peaje por Conexión
El Peaje por Conexión Unitario se calculó dividiendo el monto del Peaje por
Conexión entre la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los
clientes. Para el presente caso, se ha considerado una Máxima Demanda
anual esperada igual a 5 455 MW.
Con el VNR reconocido para el sistema de transmisión y los costos de
operación y mantenimiento señalados anteriormente, el Peaje por Conexión
al SPT resulta igual a 16 739 US$/kW-año
Página 58 de 83
OSINERGMIN-GART
Se debe señalar que al Peaje por Conexión unitario indicado se agregó el
Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro, el Cargo
Unitario por Generación Adicional para Usuarios Regulados, el Cargo Unitario
por CVOA-CMg, el Cargo Unitario por CVOA-RSC, el Cargo Unitario por
Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables y el Cargo
Unitario por Compensación FISE, iguales a 11,657 US$/kW-año, 5,451
US$/kW-año, 2,345 US$/kW-año, 0,000 US$/kW-año, 13,211 US$/kW-año y
1,744 US$/kW-año, respectivamente.
En los siguientes cuadros se muestran los resultados del cálculo de los
Peajes por Conexión y de Transmisión Unitarios para el periodo que va desde
mayo 2013 hasta abril 2014.
Cuadro No. 3.27
Cuadro No. 3.28
Todos los cargos, con excepción del Cargo Unitario por Generación Adicional,
son aplicables por igual tanto a los Usuarios Regulados como a los Usuarios
Libres. El Cargo Unitario por Generación Adicional se aplica de manera
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OSINERGMIN-GART
diferenciada por cada tipo de usuario, según lo dispuesto en el DU 037. En el
Cuadro No. 3.27 se muestra sólo el cargo correspondiente a los Usuarios
Regulados.
Los peajes por el Sistema Garantizado de Transmisión se aplicarán conforme
las instalaciones de transmisión ingresen en operación comercial. Así mismo,
el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro de las
centrales de Reserva Fría de Talara e Ilo, se aplicará cuando ingresen en
operación comercial.
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OSINERGMIN-GART
4. Precios en Barra en
Subestaciones Base
La barra de referencia considerada para la aplicación del Precio Básico de la
Energía fue la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a
220 kV).
De igual modo, para el Precio Básico de la Potencia se consideró como
referencia la ciudad de Lima en 220 kV, por ser ésta la ubicación más
conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el
SEIN.
4.1. Precios Teóricos
Los precios teóricos de potencia y energía en cada Subestación Base, que se
determinaron expandiendo los precios básicos con los respectivos factores de
pérdidas y nodales, se muestran en el Cuadro No. 4.1. En el mismo cuadro se
presentan los correspondientes cargos por transmisión del SPT y SGT, que
son materia de esta regulación.
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 4.1
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OSINERGMIN-GART
Los precios del cuadro anterior, antes de tomarse como Precios en Barra, se
compararon con el precio promedio ponderado de las licitaciones, como se
indica a continuación.
4.2. Comparación de los Precios Teóricos con el
Precio Promedio Ponderado de las
Licitaciones
A fin de cumplir con las disposiciones de la Tercera Disposición
Complementaria Transitoria32 y de la Segunda Disposición Complementaria
Final33 de la Ley N° 28832, y conforme lo establece el “Procedimiento para
Comparación de Precios Regulados” que se aprobó con la Resolución
OSINERGMIN N° 273-2010-OS/CD, se comparó el Precio Básico de la
Energía teórico con el precio promedio ponderado de los precios de las
licitaciones vigentes al 31 de marzo de 2013. Esto último toda vez que la
energía contratada mediante licitaciones efectuadas desde el año 2006 a la
fecha representa aproximadamente el 50% de la energía destinada al
mercado regulado; en este sentido, se ha considerado los contratos firmados
por las empresas de distribución eléctrica como resultado de sus respectivos
procesos de licitación efectuados al amparo de la Ley 28832. Al respecto, se
han considerado los precios de los contratos al 31 de marzo de 2013.
El Cuadro No. 4.2 muestra el resultado de la comparación entre precios
teóricos y de licitaciones. La metodología seguida consistió en i) reflejar los
precios de los contratos en la Barra Lima mediante el uso de los factores de
pérdidas de potencia y los factores nodales de energía vigentes, ii) ponderar
los precios obtenidos por la potencia contratada correspondiente, iii) obtener
un precio monómico utilizando el factor de carga del SEIN y su porcentaje de
participación en horas punta y fuera de punta, y iv) comparar el precio
monómico obtenido con el precio monómico correspondiente a los precios
teóricos en la Barra Lima.
Para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, el precio promedio de las
licitaciones resultó 15,251 céntimos de S/./kWh
La relación entre el precio promedio de licitaciones y el Precio Básico de la
Energía teórico fue de 0,6887. Esta relación muestra que el precio teórico
32
TERCERA.- Adecuación de la Referencia del Precio en Barra
Mientras la energía adquirida mediante Licitaciones a que se refiere el Capítulo Segundo sea inferior al
treinta por ciento (30%) de la demanda de energía de los Usuarios. Regulados del SEIN, la
comparación de las tarifas con los precios libres establecida en el artículo 53º de la Ley de Concesiones
Eléctricas, se hará con la media ponderada de los precios obtenidos de las Licitaciones y los precios de
los contratos con los Usuarios Libres.
OSINERG definirá el procedimiento para comparar el precio teórico, determinado según el artículo 47º
de la Ley de Concesiones Eléctricas, con el nuevo referente producto de las Licitaciones.
33
SEGUNDA.- Nueva referencia para la comparación del Precio en Barra
El Precio en Barra que fija OSINERG, no podrá diferir, en más de diez por ciento (10%), del promedio
ponderado de los precios de las Licitaciones, vigentes al 31 de marzo de cada año, según se establece
en el Reglamento.
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OSINERGMIN-GART
difiere en más del 10% del precio promedio ponderado de las licitaciones
vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía fueron
modificados a través del Factor de Ajuste 1,4301, con lo cual se obtuvieron
los Precios en Barra definitivos.
Cuadro No. 4.2
4.3. Precios en Barra
En el Cuadro No. 4.3 se muestran los precios, en moneda extranjera,
aplicables para el período mayo 2013 – abril 2014.
Asimismo, el Cuadro N° 4.4 contiene los precios del Cuadro N° 4.3,
expresados en Nuevos Soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de
marzo de 2013: 2,589 S/./US$.
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 4.3
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Cuadro No. 4.4
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OSINERGMIN-GART
5. Sistemas Aislados
5.1. Marco de Referencia para la determinación
de los Precios en Barra
OSINERGMIN fija cada año los Precios en Barra para los sistemas
interconectados y los sistemas aislados. En el caso de los sistemas
interconectados, la Ley de Concesiones y su Reglamento establecen normas
y procedimientos detallados para los estudios tarifarios donde participan los
Subcomités de Generadores y Transmisores del COES y las empresas
generadoras. En el caso de los sistemas aislados, el RLCE señala que se
observarán, en lo pertinente, los mismos criterios que se aplican para los
sistemas interconectados y que las funciones del cálculo de tarifas serán
asumidas por OSINERGMIN34.
Adicionalmente a la normativa existente sobre la regulación de los precios en
los sistemas aislados, el Artículo 30° de la Ley 28832 dispone la creación del
Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, con la finalidad de
compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los
Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN35.
34
Artículo 130º (RLCE).- Para los efectos del Artículo 56º de la Ley, se consideran Sistema Aislados, a
todos aquellos que no cumplen las condiciones establecidas en el Artículo 80º del Reglamento.
La Comisión fijará únicamente las Tarifas en Barra destinada a los usuarios del Servicio Público;
observando en lo pertinente, los mismos criterios señalados en Título V de la Ley y del Reglamento. Las
funciones asignadas al COES, en cuanto a cálculo o determinación tarifaria, serán asumidos por la
Comisión, empleando la información de los titulares de generación y transmisión
35
Artículo 30° (Ley N° 28832).- Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados
30.1 Créase el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados destinado a favorecer el acceso
y utilización de la energía eléctrica a los Usuarios Regulados atendidos por Sistemas Aislados.
Su finalidad es compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de Sistemas
Aislados y los Precios en Barra del SEIN, según lo que establece el Reglamento.
30.2 Los recursos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas
Aislados se obtendrán de hasta el cincuenta por ciento (50%) del aporte de los Usuarios de
electricidad, a que se refiere el inciso h. del artículo 7 de la Ley Nº 28749. El monto específico
será determinado por el Ministerio de Energía y Minas cada año, de conformidad a lo que
establece el Reglamento.
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OSINERGMIN-GART
A fin de implementar lo establecido en la Ley 28832 se aprobó, mediante
Decreto Supremo N° 069-2006-EM publicado el 26 de noviembre de 2006 en
el diario oficial El Peruano, el “Reglamento del Mecanismo de Compensación
para Sistemas Aislados” en el cual se establecen las premisas, condiciones y
procedimientos necesarios para la aplicación del referido mecanismo, así
como su aplicación a partir de la fijación de Precios en Barra correspondiente
al período mayo 2007 – abril 2008.
Asimismo, en las disposiciones finales de dicho Decreto se establece que
OSINERGMIN deberá aprobar los procedimientos que se requieran para su
efectiva aplicación a partir de la fijación de Precios en Barra para el período
mayo 2007-2008. Es así, que en atención a dicha disposición, con fecha 11
de abril de 2007, OSINERGMIN publicó la norma “Procedimiento para la
Aplicación y Administración del Mecanismo de Compensación para Sistemas
Aislados”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 167-2007-OS/CD
y sus modificatorias36.
5.2. Criterios Generales
La Ley 28832 complementa el marco general establecido para la regulación
del sector eléctrico; en este sentido, mantiene los criterios de eficiencia a que
se refiere el Artículo 8° de la LCE37. Es por ello que, en la fijación de los
Precios en Barra de los Sistemas Aislados, se utilizaron los siguientes
criterios generales para la determinación de los costos a considerarse en la
determinación de las tarifas:
a) Los costos de inversión incluyen la anualidad de la inversión de la unidad
de generación, las obras civiles de la central y de la subestación eléctrica
de salida de la central. En donde corresponda se incluye el costo de un
subsistema de transmisión eficiente para llevar la energía desde la central
hasta las redes de distribución.
b) Los costos de operación considerados incluyen los costos fijos de
personal más los costos variables combustible y no combustible.
En general, para el cálculo de la tarifa se asumió que la demanda es cubierta
con un sistema de generación adaptado a las necesidades de cada carga.
Para tal fin se calculó el costo eficiente que resultó de agregar las
componentes de inversión y de operación y mantenimiento para abastecer
cada kWh de la demanda. La multiplicación del consumo total del año por el
costo así determinado del kWh debe permitir recuperar los costos anuales de
inversión y operación de una instalación suficiente para abastecer la
demanda con una reserva adecuada.
36
Resolución OSINERGMIN N° 483-2007-OS/CD, publicada el 17 de agosto de 2007, Resolución
OSINERGMIN N° 556-2007-OS/CD, publicada el 12 de setiembre de 2007 y Resolución OSINERGMIN
N° 163-2009-OS/CD, publicada el 16 de setiembre de 2009.
37
Artículo 8º (LCE) .- 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.
(…)
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OSINERGMIN-GART
Dada la diversidad de sistemas aislados y su gran número, que dificulta un
tratamiento individual, OSINERGMIN ha realizado esfuerzos por tipificar las
características de estos sistemas buscando un enfoque sistemático que
simplifique la tarea de la fijación tarifaria.
A esos efectos, inicialmente los sistemas se discriminan en dos grandes
categorías:
•
Mayores, como aquellos con potencia máxima anual demandada
superior a 3 000 kW, y
•
Menores, como aquellos con potencia máxima anual demandada de
3 000 kW o inferior.
Asimismo, se ha efectuado una tipificación a los sistemas aislados en función
de su fuente primaria de abastecimiento y otros criterios38, determinando un
conjunto que en la actualidad asciende a seis (6) categorías:
Cuadro No. 5.1
Categoría
Descripción
Típico A
Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel
con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%, no
precisados en los Sistemas Típicos E, F, I y K siguientes.
Típico B
Otros Sistemas Aislados distintos al Aislado Típico A, no precisados
en los Sistemas Típicos E, F, I y K siguientes.
Típico E
Sistema Aislado con generación termoeléctrica
perteneciente a la empresa Electro Oriente S.A.
Típico F
Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel del
departamento de Madre de Dios, pertenecientes a la empresa Electro
Sur Este S.A.A.
Típico I
Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel
con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%,
pertenecientes a la empresa Electro Oriente S.A., no precisados en los
Sistemas Típicos E y F.
Típico K
Sistema Aislado con generación mixta de Chachapoyas, perteneciente
al área de concesión de la empresa Electronorte S.A.
de
Iquitos,
Adicionalmente, a estas categorías en generación, se definió también 6
módulos característicos que permiten tratar el sistema en forma sistemática,
para fines tarifarios de distribución, en función del tipo de demanda
abastecida. Estos módulos se presentan en el Cuadro N° 5.2
38
Para fines regulatorios, los sistemas aislados menores se subdividen en predominantemente
termoeléctricos (Típico A) e hidroeléctricos (Típico B), estableciendo un subconjunto en los
termoeléctricos por su ubicación en Selva (Típicos I y F), para tomar en cuenta la diferencia en los
costos de combustible. En cambio, los Sistemas Aislados mayores, dado su escaso número, no se
agrupan sino que cada uno representa un Sistema Típico en particular. Cabe señalar que, a la fecha, de
los cuatro Sistemas Aislados mayores (Iquitos, San Martín; Jaén Bagua y Puerto Maldonado) sólo queda
Iquitos. Mientras que se está agregando el Sistema Típico K para el sistema aislado Chachapoyas
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OSINERGMIN-GART
Cuadro No. 5.2
Sectores Típicos de Distribución
Módulo
Caracterización geográfica y densidad de carga
Sector Típico 1
Urbano de Alta Densidad
Sector Típico 2
Urbano de Media Densidad
Sector Típico 3
Urbano de Baja Densidad
Sector Típico 4
Urbano Rural
Sector Típico 5
Rural
Sector Típico SER
Sistemas Eléctricos Rurales (SER) calificado según
la Ley de General de Electrificación Rural
La experiencia ha puesto en evidencia limitaciones para la aplicación de los
métodos de cálculo de precios de los sistemas interconectados a los sistemas
aislados. Por otro lado, en la mayor parte de los sistemas aislados se
registran economías de escala, lo que combinado con un desempeño más
bien modesto tanto en el ámbito de las inversiones como de la operación,
conduce a costos de servicio elevados. Estos efectos se han visto
potenciados, además, por la desfavorable evolución de los precios
internacionales de los combustibles líquidos.
Con la finalidad de dar una señal estable a los usuarios de los sistemas
aislados, independientemente de la configuración de las centrales existentes
en cada sistema, se estableció que el precio de potencia debe corresponder
al valor resultante de considerar los costos fijos de inversión y operación de
una central térmica Diesel básica; es decir, la tarifa de potencia del Sistema
Aislado Típico A. En consecuencia, y a fin de no afectar la recuperación de
los costos eficientes, el precio de energía para cada sistema se calculó sobre
la base de la diferencia entre el costo total determinado para cada sistema y
la tarifa de potencia señalada.
Sobre la base de los precios calculados en base a Sistemas Aislados Típicos
se determinan los Precios en Barra de los Sistemas Aislados que, de acuerdo
con la Ley 28832, representan el costo medio de generación y transmisión
correspondiente a la inversión, operación y mantenimiento del conjunto de
Sistemas Aislados de una empresa, en condiciones de eficiencia.
5.3. Sistemas Aislados Típicos
Los costos de inversión, operación y mantenimiento de las centrales típicas
térmicas e hidráulicas fueron revisados y actualizados. Asimismo, en el caso
de los Sistemas Típicos A, B, E, F, I y K, se estimó los valores de energía y
potencia, para el periodo mayo 2013 – abril 2014, sobre la base de la
información histórica suministrada a OSINERGMIN por las empresas en su
oportunidad.
De acuerdo a lo dispuesto en la Ley N° 29661, publicada el 08.02.2011, que
suspende hasta el 01.01.2013 la aplicación del Título III del Decreto
Legislativo N° 978, a consecuencia de ello se suspende la eliminación de las
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OSINERGMIN-GART
exoneraciones del IGV para el servicio de la energía eléctrica, motivo por el
cual se incorporó en los costos de inversión y operación un costo adicional
igual al 100% del IGV, que aplicarán las empresas en aquellas zonas de la
selva con exoneraciones del IGV (Sistemas Típicos E e I), dado que dichas
empresas se ven imposibilitadas de transferir el IGV, gravado a los bienes
adquiridos fuera de las zonas de la selva con exoneraciones del IGV.
Cabe señalar que el Decreto Legislativo N° 966, publicado el 24 de diciembre
de 2006, prorrogó la exoneración del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) de
la importación o venta de petróleo diesel para las empresas eléctricas sólo
hasta el 31 de diciembre de 2009. En ese sentido, en la presente fijación de
Precios en Barra de los Sistemas Aislados se consideró el ISC aplicado a los
combustibles utilizados en generación de energía eléctrica publicados por
Petroperú al 31 de marzo de 2013.
Aplicación del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC):
El Sistema Típico E es el único Sistema Aislado que utiliza Petróleo Residual
N° 6 para la generación eléctrica; la planta de suministro de combustible para
dicho sistema es Iquitos, la misma que no se aplicó el Impuesto Selectivo al
Consumo (ISC), según la publicación de precios de combustibles de la
Gerencia de Operaciones Comerciales de Petroperú al 31.03.2013.
Los Sistemas Típicos A y F, que utilizan combustible Diesel para la
generación eléctrica, la cual es suministrada a través de las plantas de
suministro de combustible de Piura, Salaverry, Mollendo, Ilo y Cusco. Estas
plantas se aplicaron el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC), según la
publicación de precios de combustibles de la Gerencia de Operaciones
Comerciales de Petroperú al 31.03.2013.
Actualización de Parámetros de Sistemas Aislados:
Sobre la base de la información histórica proporcionada por las empresas se
actualizó los siguientes parámetros: factor de carga, porcentaje de consumo
propio, porcentaje de pérdidas de transmisión, tasa de crecimiento de la
demanda, entre otros.
Por otro lado, se analizó las condiciones de operación del Sistema Aislado de
Chachapoyas a fin de determinar el sistema típico a aplicar a dicho sistema.
Como resultado del análisis, se ha verificado que dicho sistema tiene una
potencia instalada de 7 100 kW y una máxima demanda de 5 910 kW. En
este sentido, de acuerdo a los criterios generales establecidos en el numeral
6.2, este sistema debe ser considerado como Sistema Aislado Mayor. Por lo
que correspondió la creación de un nuevo Sistema Aislado Típico K.
Se verificó la actual condición de operación de los Sistemas Aislados Pucará,
Pomahuaca y Tabaconas (reconocidas como Típico B hasta la Fijación de
Mayo 2011 y como Típico B a partir de mayo 2012), en los cuales la
generación térmica continua incrementándose con el crecimiento de la
demanda. Como resultado del análisis, se verificó que dichos sistemas tienen
un significativo componente térmico en la operación, por lo cual deberá
continuar considerándose como Típico A.
Asimismo, se verificó que la C.H. Pacarenca de Hidrandina sigue paralizada,
motivo por el cual, el Sistema Eléctrico Chiquián que era abastecida por la
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OSINERGMIN-GART
C.H. Pacarenca, actualmente es abastecida por una central térmica y con
compras temporales de excedentes de energía de la C.H. Gor Gor de
propiedad de Adinelsa. Como resultado del análisis, se verificó que dicho
sistema es mayormente abastecido por la central térmica, por lo cual deberá
continuar considerándose como Típico A, mientras Hidrandina concluya con
la reparación de la C.H. Pacarenca.
Por otra parte, durante los años 2009 – 2010, la Dirección General de
Electrificación Rural (DGER) del Ministerio de Energía y Minas, ejecutó el
PSE Sallique I Etapa y la Mini Central Hidráulica (MCH) de Sallique de 115
kW, en las localidades de Sallique, Tabacal, Ayacate, Shimana, Cátala, La
Unión, Santa Rosa y en el distrito de San Felipe a la localidad de Piquijaca,
cuyas obras fueron transferidas a título gratuito a favor de la empresa
concesionaria Electronorte S.A. mediante Resolución Ministerial N° 248-2011MEM/DM, estando pendiente la entrega de las obras a Electronorte.
Asimismo, tres poblados del distrito de San Felipe también contaban con
suministro eléctrico alimentado por la MCH San Felipe de 100 kW, a cargo de
la municipalidad de San Felipe.
La MCH Sallique estuvo funcionando a cargo del Comité de Electrificación de
Sallique desde el año 2010. Dicha MCH ha quedado fuera de servicio desde
enero de 2012, no siendo técnicamente posible su recuperación al haber
quedado inutilizada sus instalaciones por el deslizamiento masivo del terreno.
Actualmente dichos sistemas vienen siendo abastecidos con carácter de
emergencia y de manera provisional por Electronorte S.A. a través de un
grupo electrógeno de 200 kW. Motivo por el cual, dicha empresa mediante
documento GR-2279-2012 de fecha 23/10/2012, solicitó a OSINERGMIN la
asignación de la tarifa eléctrica para dicho sistema. Mediante Oficio N° 8902012-GART, se autorizó a Electronorte S.A. aplicar la tarifa aprobada a dicha
empresa en la regulación de mayo 2012.
En este sentido, en la presente regulación se ha incluido al PSE Sallique –
San Felipe como Sistema Aislado Típico A.
Por otro lado, Electro Oriente S.A., mediante Oficio G-308-2013, como parte
de las observaciones y sugerencias al proyecto de Resolución que fija las
Tarifas en Barra, ha incluido al Sistema Aislado de Indiana y Santa Rosa
(zona de frontera con Colombia).
Con relación a Santa Rosa, se prevé que recibirá suministro eléctrico desde
la ciudad de Leticia (Colombia) en virtud de un acuerdo a nivel de Cancillería
entre Perú y Colombia. Sin embargo, a la fecha, Electro Oriente S.A. no
cuenta con la suscripción del contrato de suministro con la empresa ENAM de
Colombia, sino sólo con una propuesta tarifaria. Por tanto, no es posible
considerar como hecho el suministro a Santa Rosa por parte de ENAM. En
este sentido, se ha considerado el suministro con una central térmica
perteneciente al Sistema Aislado Típico I, al igual que el Sistema Aislado
Indiana.
Cabe señalar, además, que en la presente regulación no se ha considerado a
los Sistemas Aislados de Querocoto y Jumbilla de Electronorte S.A., Huari y
Tortuga de Hidrandina S.A., Huanca de SEAL y Pozuzo de Electrocentro
S.A., los cuales fueron interconectados al SEIN hasta setiembre de 2012. Con
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OSINERGMIN-GART
la incorporación de Pozuzo al SEIN, Electrocentro S.A. ya no cuenta con
Sistemas Aislados.
A continuación se muestran los Precios en Barra para cada uno de los
Sistemas Aislados Típicos.
5.3.1. Precios por Sistema Aislado Típico
Sobre la base de los parámetros utilizados en la determinación de los precios
por cada Sistema Aislado Típico, se obtuvieron los siguientes resultados:
Cuadro No. 5.3
Sistema
Aislado
Típico A
Típico B
Típico E
Típico F
Típico I
Típico K
Tensión
kV
MT
MT
MT
MT
MT
MT
PPM
S/./kW-mes
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
PEMP
ctm. S/./kWh
79,01
24,87
56,02
84,05
79,01
35,57
PEMF
ctm. S/./kWh
79,01
24,87
56,02
84,05
79,01
35,57
Donde:
PPM
: Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación, expresado
en S/./kW-mes.
PEMP : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta
para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en
céntimos de S/./kWh.
PEMF : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de
Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en
céntimos de S/./kWh.
5.4. Precios en Barra de Sistemas Aislados
A partir de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados Típicos que se
muestran en la sección 5.3.1 y considerando la energía correspondiente a
cada uno de los sistemas aislados pertenecientes a una misma empresa39, se
calculó el Precio en Barra de Sistemas Aislados por empresa en base a un
promedio ponderado de la energía de cada sistema. El resultado se muestra
en el siguiente cuadro:
Cuadro No. 5.4
Empresa
Adinelsa
Chavimochic
39
Tensión
kV
MT
MT
PPM
S/./kW-mes
20,24
20,24
PEMP
ctm. S/./kWh
24,87
24,87
PEMF
ctm. S/./kWh
24,87
24,87
Para el cálculo de la energía se han tomado los valores históricos de demanda de cada uno de los
sistemas aislados existentes y, mediante un modelo de tendencia, se ha proyectado el valor de la
energía anual para el período mayo 2013 – abril 2014.
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OSINERGMIN-GART
Empresa
Edelnor
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Ucayali
Eilhicha
Electronorte
Hidrandina
Seal
Tensión
kV
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
PPM
S/./kW-mes
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
PEMP
ctm. S/./kWh
24,87
57,43
84,05
24,87
24,87
36,30
64,80
57,44
PEMF
ctm. S/./kWh
24,87
57,43
84,05
24,87
24,87
36,30
64,80
57,44
5.5. Mecanismo de Compensación para
Sistemas Aislados
Mediante Resolución Ministerial N° 052-2013--MEM/DM, publicada en el
diario oficial El Peruano el 25 de febrero de 2013, el Ministerio de Energía y
Minas determinó la suma de Ciento Seis Millones Seiscientos Ochenta y
Nueve Mil Setecientos Sesenta y Uno Nuevos Soles (S/. 106 689 761) como
Monto Específico para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación
para Sistemas Aislados(en adelante “MCSA”), el cual será aplicado en el
período comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de 2014.
Es preciso señalar que el Monto Específico para el funcionamiento del
Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se obtendrá, de
acuerdo con el Artículo 30° de la Ley N° 28832, de una parte del aporte de
los usuarios de electricidad a que se refiere el inciso h) del Artículo 7° de la
Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural40.
En el “Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados”
se dispone que dicho mecanismo será aplicado por OSINERGMIN en cada
regulación anual de las Tarifas en Barra, contando para ello con las premisas,
condiciones y criterios establecidos en el referido Reglamento y con los
procedimientos que elabore OSINERGMIN al respecto.
En el cálculo de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados no se
consideró la interconexión al SEIN de ningún Sistema Aislado, a fin de evitar
impactos tarifarios negativos cuando estas interconexiones no se producen en
las fechas programadas.
En aplicación de lo dispuesto por las normas señaladas, se tiene lo siguiente:
•
40
Se consideró el Decreto de Urgencia Nº 079-2010, que prorroga hasta el
31 de diciembre de 2013 la vigencia del Decreto de Urgencia Nº 0492008, cuya finalidad es la de evitar que los altos costos marginales por
Artículo 7° (Ley N° 28749).- Recursos para electrificación rural
(…)
h)
El aporte de los usuarios de electricidad, de 2/1000 de 1 UIT por Megavatio hora facturado, con
excepción de aquellos que no son atendidos por el Sistema Interconectado Nacional;
(…)
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OSINERGMIN-GART
efecto de la congestión de las instalaciones de transmisión sean
trasladados al consumidor final.
•
Para el Precio de Referencia del SEIN, se determinó que el Precio en
Barra de mayor valor corresponde al de la Subestación Base
Tocache138 kV; para ello, se calcularon precios promedios con factor de
carga de 79,75 % y porcentajes de participación de la energía en horas
punta y fuera de punta de 19,91% y 80,09%41, respectivamente
•
El Precio de Referencia del SEIN al nivel de MT para cada Sistema
Aislado Típico, se determinó mediante la aplicación de los factores de
expansión de pérdidas medias y el peaje secundario vigente42 establecido
mediante Resolución OSINERGMIN Nº 184-2009-OS/CD, sus
modificatorias y complementarias. Posteriormente, estos precios se
calculan para cada empresa, en base a un promedio ponderado de la
energía de cada uno de los sistemas aislados pertenecientes a una
misma empresa, siguiendo criterios de eficiencia.
•
El cálculo de los montos diferenciales a compensar43; así como, los
Precios en Barra Efectivos que deberá aplicar cada Empresa Receptora44,
se efectúa sobre la base de la ejecución de los literales b) al f) del Artículo
5° Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados.
•
Por otra parte, la configuración actual de la demanda de los Sistemas
Aislados, es tal que más del 90% del Monto Específico fue asignado al
único Sistema Aislado mayor de Iquitos en aplicación al reglamento del
MCSA. Esta configuración de la demanda implica que los restantes
Sistemas Aislados sean muy sensibles a la variación del Monto
Específico, lo cual puede dar como resultado una aplicación desigual del
beneficio del mecanismo.
•
Con la finalidad de cumplir con el objetivo fundamental del MCSA,
destinado a favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los
Usuarios Regulados atendidos por los Sistemas Aislados, además de
evitar que se produzcan variaciones bruscas en los Precios en Barra
Efectivos por la volatilidad de los precios de los combustibles, es
necesario la aplicación del Factor de Distribución del Monto Específico
(FDME) a cada una de las empresas receptoras.
•
Por consiguiente, el FDME tiene como único objetivo evitar la variación
brusca de las tarifas en los sistemas aislados menores, con lo cual se
41
Los valores del factor de carga y los porcentajes de participación de energía en horas punta y fuera de
punta corresponden a valores utilizados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del
OSINERGMIN para la determinación de precio promedios que puedan ser comparables.
42
Para ello se ha utilizado el criterio de los factores de expansión de pérdidas medias y peajes
secundarios de las correspondientes Áreas de Demanda, a la que pertenecerían los sistemas aislados
típicos en caso de producirse la interconexión al SEIN, a fin que no generen distorsión de las señales
económicas de eficiencia.
En el caso de aquellos Sistemas Aislados con posibilidad de interconexión prácticamente inviable (por
encontrarse geográficamente muy alejados de los puntos de interconexión al SEIN), se ha adoptado el
criterio de tomar los parámetros del Área de Demanda más cercano.
43
El cálculo de los montos diferenciales a compensar supera el Monto Específico propuesto; en
consecuencia, las Compensaciones Anuales se han ajustado según el procedimiento establecido.
44
Distribuidor que suministra energía eléctrica a usuarios regulados en Sistemas Aislados (no incluye
sistemas operados por empresas municipales).
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OSINERGMIN-GART
busca favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los
usuarios de los sistemas aislados. En ese sentido, cualquier variación
tendría que ser absorbida por la empresa con mayor participación en este
mecanismo (aproximadamente 90%), sin que el impacto para esta
empresa represente un valor significativo
A continuación se muestran los resultados obtenidos:
Cuadro No. 5.5
COMPENSACIONES ANUALES
Empresa Distribuidora
Adinelsa
Chavimochic
Edelnor
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Ucayali
Eilhicha
Electronorte
Hidrandina
Seal
TOTAL
Compensación
Anual
(Nuevos Soles)
424 834
33 461
479 350
94 059 632
1 705 534
402 107
302 404
5 852 972
1 016 498
2 412 969
106 689 761
%
Participación
0,3982%
0,0314%
0,4493%
88,1618%
1,5986%
0,3769%
0,2834%
5,4860%
0,9527%
2,2617%
100,0000%
Cuadro No. 5.6
PRECIOS EN BARRA EFECTIVOS
Empresa
Adinelsa
Chavimochic
Edelnor
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Ucayali
Eilhicha
Electronorte
Hidrandina
Seal
Tensión
kV
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
MT
PPM
S/./kW-mes
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
20,24
PEMP
ctm. S/./kWh
17,20
17,20
17,20
24,24
28,82
17,20
17,20
17,25
17,33
22,12
PEMF
ctm. S/./kWh
17,20
17,20
17,20
24,24
28,82
17,20
17,20
17,25
17,33
22,12
El programa de transferencias por aplicación del mecanismo de
compensación, las obligaciones de las empresas, las sanciones, así como los
plazos y medios son aquellos que se establece en el Texto Concordado de la
Norma “Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para
Sistemas Aislados”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 1672007-OS/CD y sus modificatorias.
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OSINERGMIN-GART
6. Actualización de Precios
Para la actualización de los precios se utilizaron las mismas fórmulas
empleadas en anteriores regulaciones tarifarias de Precios en Barra.
En lo que sigue de esta sección se presentan los factores que representan la
elasticidad de los precios de la electricidad a la variación de los insumos
empleados para su formación.
6.1. Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
6.1.1. Actualización del Precio de la Energía
Para determinar la incidencia de cada uno de los factores que componen el
precio total de la energía del SEIN se debe evaluar el incremento producido
en el precio total de la energía ante un incremento de un factor a la vez. La
incidencia del tipo de cambio se determina como 100% menos la suma de las
incidencias del resto de factores
A continuación se presentan los factores de reajuste determinados para la
actualización del precio de la energía.
Cuadro No. 6.1
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OSINERGMIN-GART
6.1.2. Actualización del Precio de la Potencia
En el caso del SEIN el tipo de cambio (M.E.) tuvo una participación de
76,31% del costo total de la potencia de punta, mientras que el Índice de
Precios al por Mayor (M.N.) tuvo el restante 23,69%, como se desprende del
Cuadro No. 6.2.
Cuadro No. 6.2
6.1.3. Actualización del Peaje por Conexión al Sistema
Principal de Transmisión
Se definió una fórmula de actualización del Peaje para cada grupo de
instalaciones de un mismo titular de transmisión, que forman parte del SPT.
Se determinó los porcentajes de participación en el VNR y COyM de los
recursos provenientes del extranjero (moneda extranjera, M.E.), los recursos
de procedencia local (moneda nacional, M.N.), así como del Aluminio y del
Cobre según su participación en las instalaciones de líneas y subestaciones.
Cuadro No. 6.3
Formula de Actualización
ETESELVA
ANTAMINA
SAN GABÁN
M.E.
49,79%
52,67%
47,92%
M.N
36,86%
46,79%
51,94%
Cobre
0,43%
0,54%
0,14%
Aluminio
12,92%
0,00%
0,00%
Para el caso del Sistema Principal de Transmisión perteneciente a REP,
Transmantaro, Redesur e ISA, así como las instalaciones que conforman el
Sistema Garantizado de Transmisión, se consideró sólo moneda extranjera
conforme a lo establecido en sus contratos de concesión.
Para los cargos unitarios consecuencia del DL 1002, DL 1041, DU 037 y DU
049, los factores serán determinados conforme a lo dispuesto por la norma o
procedimiento del cargo respectivo.
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OSINERGMIN-GART
6.2. Sistemas Aislados
Los factores de actualización para la potencia y energía se integran en un
solo conjunto que representa la actualización del costo medio de producción.
Los mencionados factores representan la fracción del costo total anual de
prestación del servicio. A continuación se presentan los factores de reajuste a
utilizar.
Cuadro No. 6.4
Sistemas Aislados
Adinelsa
Chavimochic
Edelnor
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Ucayali
Eilhicha
Electronorte
Hidrandina
Seal
d
e
f
g
s
cb
0,1407
0,1407
0,1407
0,0902
0,0094
0,1407
0,1407
0,1905
0,0501
0,0668
------0,0579
0,9256
----0,3351
0,6939
0,5660
------0,7504
-------------
---------------------
0,8593
0,8593
0,8593
0,1015
0,0650
0,8593
0,8593
0,4744
0,2560
0,3672
---------------------
Así mismo, el Decreto de Urgencia N° 005-2012, publicado el 21 de febrero
de 2012, estableció que la banda de precios de los combustibles utilizados en
las actividades de generación eléctrica en Sistemas Aislados, será
determinada por OSINERGMIN de tal manera que dé lugar a una variación
máxima de 5% en los Precios en Barra Efectivos.
Con la finalidad de una apropiada aplicación de dicho Decreto de Urgencia,
resultó necesario modificar el límite del factor de ajuste del FAPEM de +/- 5%
a un valor que no perjudique al usuario ni a la empresa que suministra el
servicio eléctrico. En este sentido, se determinó como el límite del factor de
ajuste, sólo para aplicación de los Sistemas Aislados, el valor de +/- 1,5%.
6.2.1. Actualización del Precio en Barra Efectivo
La fórmula de actualización de los Precios en Barra Efectivos se describe a
continuación.
Sean:
PBeo
PBe1
PBefo
PBef1
FAPEM
=
=
=
=
=
VARB
=
Precio en Barra inicial por empresa, sin compensación
Precio en Barra actualizado por empresa, sin compensación
Precio en Barra Efectivo inicial, con compensación
Precio en Barra Efectivo actualizado, con compensación
Factor de Actualización del Precio de la Energía a Nivel
Generación en las Subestaciones Base del Sistema.
Variación del Precio en Barra
Dado que, para la actualización de los Precios de Energía y Potencia en
Barra de los Sistemas Aislados se utiliza el mismo factor FAPEM,
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OSINERGMIN-GART
extendemos el uso de este factor para trasladar el efecto de la variación de
los Precios en Barra hacia los Precios en Barra Efectivos. Por tanto:
PBe1
=
PBeo * FAPEM
(1)
Siendo que la variación del Precio en Barra es:
VARB
=
PBe1 – Pbeo
(2)
Reemplazando (1) en (2):
VARB
=
PBeo * FAPEM - PBeo
VARB
=
PBeo * (FAPEM – 1)
(3)
La actualización del Precio en Barra Efectivo es:
PBef1
=
PBefo + VARB
(4)
Reemplazando (3) en (4), obtenemos:
PBef1
=
PBefo + PBeo * (FAPEM – 1)
(5)
Siguiendo el criterio señalado en la fórmula (5) se procederá a actualizar los
Precios de potencia y energía en Barra Efectivos de cada empresa
concesionaria, considerando los Precios en Barra señalados en el numeral
5.4 del Informe y el correspondiente factor de actualización (FAPEM).
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OSINERGMIN-GART
7. Referencias
A continuación se presenta una lista de los documentos técnicos,
comprendidos en este proceso, en los que se puede encontrar un mayor
detalle para el interesado:
•
Informe Técnico Nº 0295-2013-GART “Informe Complementario de los
Recursos de Reconsideración contra la Resolución OSINERGMIN N°
053-2013-OS/CD”.
•
Informe Nº 275-2013-GART e Informe Nº 271-2013-GART “Análisis del
Recurso de Reconsideración Interpuesto por Red de Energía del Perú
S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 053-2013-OS/CD”
•
Recurso de Reconsideración Interpuesto por Edegel S.A.A. contra la
Resolución OSINERGMIN Nº 053-2013-OS/CD”
•
Informe Nº 268-2013-GART “Análisis del Recurso de Reconsideración
Interpuesto por EGEMSA contra la Resolución OSINERGMIN Nº 0532013-OS/CD”
•
Recurso de Reconsideración Interpuesto por Consorcio Transmantaro
S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 053-2013-OS/CD”
•
Recurso de Reconsideración Interpuesto por ISA Perú S.A. contra la
Resolución OSINERGMIN Nº 053-2013-OS/CD”
•
Interpuesto por Electroperú S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº
053-2013-OS/CD”
•
Recurso de Reconsideración Interpuesto por Kallpa Generación S.A.
contra la Resolución OSINERGMIN Nº 053-2013-OS/CD”
Página 81 de 83
OSINERGMIN-GART
•
Recurso de Reconsideración Interpuesto por SN Power Perú S.A. contra
la Resolución OSINERGMIN Nº 053-2013-OS/CD”
•
Interpuesto por Rio Doble S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº
053-2013-OS/CD”
•
Interpuesto por Empresa Eléctrica de Piura S.A. contra la Resolución
OSINERGMIN Nº 053-2013-OS/CD”
•
Recursos de Reconsideración contra la Resolución OSINERGMIN Nº 0532013-OS/CD, presentados por:
o
Empresa Eléctrica de Piura S.A.
o
Rio Doble S.A.
o
SN Power Perú S.A.
o
Kallpa Generación S.A.
o
Electroperú S.A.
o
ISA Perú S.A.
o
Consorcio Transmantaro S.A.
o
EGEMSA
o
Edegel S.A.A.
o
Red de Energía del Perú S.A.
•
Informe N° 0147-2013-GART “Informe para la Publicación de los Precios
en Barra (Período Mayo 2013 - Abril 2014)”.
•
Informe N° 141-2013-GART de la Asesoría Legal.
•
Informe N° 085-2013-GART “Calculo de la Recaudación por Aplicación
del FISE a los Generadores Eléctricos Usuarios del Sistema de
Transporte de TGP Periodo (Mayo 2013 – Abril 2014)”.
•
Informe N° 088-2013-GART de la Asesoría Legal.
•
Absolución de Observaciones al Informe N° 0609-2012-GART,
presentado por el Subcomité de Generadores del COES-SINAC.
•
Absolución de Observaciones al Informe N° 0610-2011-GART,
presentado por el Subcomité de Transmisores del COES-SINAC.
•
“Estudio Técnico Económico Fijación de Tarifas en Barra del Periodo
Mayo de 2013 – Abril 2014” preparado por el Subcomité de Transmisores
del COES-SINAC.
Página 82 de 83
OSINERGMIN-GART
•
“Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y
Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo de 2013” preparado
por el Subcomité de Generadores del COES-SINAC.
•
Contratos de Concesión, con sus respectivas adendas, suscritos por el
Estado Peruano al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM:
•
•
o
Contrato suscrito con la empresa TRANSMANTARO
o
Contrato suscrito con la empresa REDESUR
o
Contrato suscrito con la empresa ISA PERU
o
Contrato suscrito con la empresa REP
o
Contrato suscrito con la empresa ABENGOA
o
Contrato suscrito con la empresa TESUR
Modelos:
o
“Modelo Perseo”: Modelo para el Cálculo de los Costos
Marginales de Energía, incluye manuales y simulaciones con
casos típicos.
o
“Modelo Demanda por Barras”: Cálculo de la demanda global y
por barras para el período 2012-2015.
Planillas de cálculo diversas en medio óptico.
Página 83 de 83

Proceso de Regulación de los Precios en Barra

Transcripción

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