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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe N° 0072-2013-GART

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

Transmisión del Área de Demanda 12 Regulación para el período 2013-2017

(Prepublicación)

Lima, febrero 2013

OSINERGMIN Informe N° 0072-2013-GART

Estudio Tarifario para los SST y SCT del Área de Demanda 12 Periodo 2013-2017 (prepublicación) Página i

Resumen Ejecutivo

El presente informe describe el estudio realizado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (en adelante “GART”) del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”) para la Fijación de Peajes y Compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”) comprendidos en el Área de Demanda 121, para el período de vigencia mayo 2013 - abril 2017, habiéndose considerado para el efecto los estudios técnico – económicos presentados por las empresas concesionarias, el resultado del análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a los mismos, así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GART y/o estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados.

En el Área de Demanda 12 se encuentran instalaciones de transmisión pertenecientes a las empresas concesionarias: Electrosur S.A. (en adelante “ELECTROSUR”), Energía del Sur S.A. (en adelante “ENERSUR”), Southern Perú Copper Corporation (en adelante “SOUTHERN”) y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), en adelante y en conjunto llamadas “TITULARES”.

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

1 Área de Demanda 12: Abarca el departamento de Moquegua.

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

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


Estudio Tarifario para los SST y SCT del Área de Demanda 12 Periodo 2013-2017 (prepublicación) Página ii

Dentro del plazo de presentación de propuestas, establecido en el PROCEDIMIENTO, el 5 de noviembre de 2012, las empresas TITULARES indicadas, con excepción de SOUTHERN y REP, presentaron por separado su estudio técnico-económico (en adelante “ESTUDIO”) que sustenta la propuesta tarifaria para sus SST y/o SCT comprendidos dentro del Área de Demanda 12.

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

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

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

De acuerdo con el análisis realizado por OSINERGMIN, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a las propuestas presentadas por los TITULARES del Área de Demanda 12:

♦ La demanda utilizada para el cálculo de Peajes es la que determinó OSINERGMIN en base a la mejor información disponible de los consumos de energía de SOUTHERN.

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

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

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

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, los Peajes por los SST y SCT, a ser pagados por todos los usuarios del Área de Demanda 12, son los que se muestran en el siguiente cuadro:


Estudio Tarifario para los SST y SCT del Área de Demanda 12 Periodo 2013-2017 (prepublicación) Página iii

PEAJES POR NIVEL DE TENSIÓN ÁREA DE DEMANDA 12 Para el periodo 2013-2017

(Ctm. S/./kWh)

Titular Acumulado en MAT

Acumulado en AT

Acumulado en MT

ELECTROSUR - 0,0523 0,9102 ENERSUR 0,4098 0,4074 0,4074 TOTAL ÁREA 0,4098 0,4597 1,3176

Los peajes indicados en el cuadro anterior debe aplicarse a la energía vendida a todos los clientes regulados y libres comprendidos en el Área de Demanda 12, acumulados al nivel de tensión correspondiente a su punto de conexión al SEIN (Punto de Suministro3), debiendo el monto resultante transferirse a cada uno de los TITULARES que la conforman en proporción a los peajes parciales fijados para cada uno de ellos.

Asimismo, los factores de pérdidas medias de potencia y energía, que deben ser aplicados para reflejar los precios de potencia y energía fijados en las Barras de Referencia de Generación del SEIN a las demás barras de los SST y SCT comprendidos en el Área de Demanda 12, son:

Factores de Pérdidas Medias para el Área de Demanda 12 Para el periodo 2013-2017

Factor MAT MAT/AT AT AT/MT

Factor de pérdidas medias de energía (FPMdE) 1,0000 1,0013 1,0013 1,0043

Factor de pérdidas medias de potencia (FPMdP) 1,0000 1,0026 1,0026 1,0052

Los valores mostrados en los cuadros anteriores han sido determinados con un Tipo de Cambio de 2.578 S/./US$, que corresponde al 31 de enero de 2013, los que serán actualizados al último día hábil de marzo 2013 en la etapa de publicación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT prevista efectuarse el 15 de abril de 2013.

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


Estudio Tarifario para los SST y SCT del Área de Demanda 12 Periodo 2013-2017 (prepublicación) Página iv

INDICE

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

1.1 UBICACIÓN .............................................................................................................3 1.2 ASPECTOS REGULATORIOS ......................................................................................4

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

2.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA .................................................................................8 2.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ........................................................................9

2.2.1 Instalaciones del SST ................................................................................9 2.2.2 Instalaciones del SCT ................................................................................9

2.3 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS .............................................................................9 2.4 INGRESO TARIFARIO .............................................................................................. 10 2.5 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN ................................................................. 10

2.5.1 CMA SST ................................................................................................. 10 2.5.2 CMA SCT ................................................................................................. 11 2.5.3 Peajes propuestos ................................................................................... 11 2.5.4 Fórmula de Actualización ......................................................................... 11

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

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

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

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

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

5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 16 5.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ...................................................................... 17

5.2.1 Instalaciones del SST .............................................................................. 17 5.2.2 Instalaciones del SCT .............................................................................. 17

5.3 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ........................................................................... 17 5.4 INGRESO TARIFARIO .............................................................................................. 18 5.5 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN ................................................................. 18

5.5.1 CMA SST ................................................................................................. 18 5.5.2 CMA SCT ................................................................................................. 19 5.5.3 Peajes propuestos ................................................................................... 19 5.5.4 Fórmula de Actualización ......................................................................... 19

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

6.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 21 6.2 SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR ...................................................................... 22

6.2.1 Instalaciones del SST .............................................................................. 22 6.2.2 Instalaciones del SCT .............................................................................. 22

6.3 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS ........................................................................... 23 6.3.1 Criterios normados ................................................................................... 23 6.3.2 Procedimiento de Cálculo de los FPMdP ................................................. 25 6.3.3 Procedimiento de Cálculo de los FPMdE ................................................. 25 6.3.4 Factores de Pérdidas Medias Resultantes ............................................... 26

6.4 PEAJES Y FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN ................................................................. 27 6.4.1 CMA de SST ............................................................................................ 27 6.4.2 CMA de SCT ............................................................................................ 28 6.4.3 Ingreso Tarifario ....................................................................................... 30 6.4.4 Cálculo de Peajes .................................................................................... 31 6.4.5 Fórmulas de Actualización ....................................................................... 33


Estudio Tarifario para los SST y SCT del Área de Demanda 12 Periodo 2013-2017 (prepublicación) Página v

6.5 REVISIÓN DE ALÍCUOTAS ....................................................................................... 33 6.6 CASO PARTICULAR DE SISTEMAS AISLADOS ............................................................ 34

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 35

8. ANEXOS .................................................................................................................... 37

Anexo A Tablas de Elementos del SST dados de Baja - Según Propuesta ............ 38 Anexo B Tablas de Elementos del SCT dados de Alta - Según Propuesta ............. 40 Anexo C Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la

PROPUESTA INICIAL ............................................................................. 42 Anexo D Instalaciones del SST dadas de Baja, según validación de OSINERGMIN

................................................................................................................. 77 Anexo E Instalaciones del SCT dadas de Alta, según validación de OSINERGMIN79 Anexo F Revisión Alícuotas.................................................................................... 81 Anexo G Cuadros Comparativos ............................................................................ 83

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 85


Estudio Tarifario para SST y SCT del Área de Demanda 12 Periodo 2013-2017 (prepublicación) Página 1 de 85

1. Introducción

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

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

Así, con fecha 05 de noviembre de 2012, las empresas concesionarias ELECTROSUR y ENERSUR, presentaron ante OSINERGMIN, por separado, su ESTUDIO que contiene la Propuesta de Peajes para sus instalaciones que forman parte de los SST y/o SCT ubicados en el Área de Demanda 12, para el período comprendido entre mayo 2013 y abril 2017.

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

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



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

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

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

Publicación del Proyecto de Resolución que fija los peajes y

compensaciones, la Relación de Información que la sustenta

y convocatoria a Audiencia Pública.Presentación de

las propuestas de Peajes y

Compensaciones

Publicación en página Web de OSINERGMIN y convocatoria a

audiencia pública.

Respuestas a las Observaciones.

Observaciones a las propuestas de Peajes y Compensaciones

para SST y SCT.

Audiencia Pública de OSINERGMIN-GART.

Opiniones y sugerencias de los

interesados respecto a la Prepublicación.

Publicación de las Resoluciones de Peajes

y Compensaciones.

Publicación de los Recursos de Reconsideración y

convocatoria a Audiencia Pública.

Audiencia Pública para sustentar Recursos de

Reconsideración.

Audiencia Pública de los Titulares de

los SST y SCT.

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

Publicación en página Web de OSINERGMIN de

las respuestas a las observaciones.

21d 5d

Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser

el caso).

a

d

fi k

m

c

e

g

j

l

n

5d 15d 3d

Publicación de las Resoluciones que

resuelven Recursos de Reconsideración.

q

Opiniones y sugerencias sobre los Recursos de

Reconsideración.

o

Resolución de Recursos de Reconsideración.

p

3d

b

2d 5d

Publicación en página Web de OSINERGMIN del

proyecto de Resolución.

h



1.1 Ubicación

En el siguiente Gráfico N° 1.1 se muestra la ubicación geográfica del área de Demanda 12.

GRÁFICO N° 1.1



Asimismo, en el siguiente Gráfico N° 1.2 se muestra el trazo de las principales instalaciones del sistema de transmisión que corresponden al Área de Demanda 12.

GRÁFICO N° 1.2

1.2 Aspectos Regulatorios

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la Ley4 de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”).

Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión, deberán ser reguladas en cumplimiento del Artículo 43° de la LCE, modificado por la Ley N° 288325.

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

(...)

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

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

(...)

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

(...)



Según lo señalado en el Artículo 44° de la LCE6, la regulación de la transmisión será efectuada por OSINERGMIN, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.

De forma similar el Artículo 62° de la LCE, modificado con la Ley 288327, establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por OSINERGMIN.

Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, el Artículo 49° de la LCE, modificado por la Ley N° 288328, establece que en las barras del SST el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema, el mismo que será determinado según lo establecido en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE9.

6 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.

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

del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG.

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

peaje de dicho sistema. 9 Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en Barra de energía, a que se refiere el Artículo 49º de la

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

Artículo 139º.-

(…)

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

a) Criterios Aplicables

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

El Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”) al que hace referencia el Artículo 139° del Reglamento de la LCE en su literal c), numeral II), también se encuentra definido en el Anexo de la LCE10 y corresponde al sistema eléctrico en el que existe un equilibrio entre la oferta y la demanda.

Por otro lado, las nuevas instalaciones que se requieran para atender las demandas estimadas en el horizonte de análisis de 10 años, se consideran como instalaciones del SCT definidas en el Artículo 27.1 de la Ley N° 2883211, las mismas que en cumplimiento del inciso b) del Artículo 27.2 de dicha Ley12 se regulan según los criterios establecidos en la LCE.

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

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

b) (…)

e) Responsabilidad de Pago

(…)

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

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

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

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

11 27.1 Se consideran como instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión aquellas que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios Agentes. Además, son parte del Sistema Complementario de Transmisión todas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión.

12 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo siguiente:

(…)

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

(…)



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

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

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

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

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

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

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

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

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



2. Propuesta Inicial

En cumplimiento del cronograma establecido en el PROCEDIMIENTO, con fecha 05 de noviembre de 2012, las empresas ELECTROSUR y ENERSUR, presentaron los Estudios Técnicos Económicos que sustentan sus propuestas con relación a la fijación de Tarifas de SST y SCT del Área de Demanda 12, para el periodo mayo 2013-abril 2017 (en adelante y en conjunto “PROPUESTA INICIAL”) – [Ver Referencia 1].

2.1 Proyección de la Demanda

La proyección de la demanda que utiliza ENERSUR en su PROPUESTA INICIAL se resume en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 2-1 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 12 Proyección de la Demanda (GWh) - ENERSUR

AÑO MAT (1) AT (1) MT (1) TOTAL

2010 1 632,0 0,0 90,9 1 723,0

2011 1 646,3 0,0 94,7 1 741,0

2012 1 646,3 0,0 100,8 1 747,1

2013 1 646,3 0,0 119,3 1 765,7

2014 1 646,3 0,0 126,2 1 772,6

2015 1 646,3 0,0 133,6 1 779,9

2016 1 646,3 0,0 141,4 1 787,7

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

Asimismo, la proyección de la demanda que utiliza ELECTROSUR en la PROPUESTA INICIAL, no es la misma que validó OSINERGMIN para el Área de Demanda 12 en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017.



2.2 Sistema Eléctrico a Remunerar

2.2.1 Instalaciones del SST

Los TITULARES del Área de Demanda 12 presentaron en su PROPUESTA INICIAL, la siguiente información correspondiente a las instalaciones del SST existentes al 31 de diciembre de 2012:

Cuadro Nº 2-2 PROPUESTA INICIAL ÁREA DE DEMANDA 12

Información de Instalaciones SST INFORMACION/TITULARES ELECTRO

SUR ENERSUR

Formato de Bajas NO NO

2.2.2 Instalaciones del SCT

Los TITULARES del Área de Demanda 12 presentaron en su PROPUESTA INICIAL, la siguiente información correspondiente a las instalaciones del SCT existentes al 31 de diciembre de 2012:


Información de Instalaciones SCT INFORMACION/TITULARES ELECTRO

SUR ENERSUR


Formato de Altas NO NO

2.3 Factores de Pérdidas Medias

En esta etapa de la PROPUESTA INICIAL, tanto ENERSUR como ELECTROSUR presentaron los factores de pérdidas medias correspondientes a las partes que conforman el sistema eléctrico equivalente del Área de Demanda 12.


Factores de Pérdidas Medias

FACTOR ENERSUR ELECTROSUR

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) en MAT

- 1,0000

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

- 1,0010

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) en AT

- 1,0010

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

- 1,0084



FACTOR ENERSUR ELECTROSUR

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) en MAT

- 1,0000

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

- 1.0016

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) en AT

- 1,0016

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

- 1,0130

Nota: ENERSUR no presentó información sobre Factores de Pérdidas Medias.

2.4 Ingreso Tarifario

De los TITULARES que conforman el Área de Demanda 12, sólo ENERSUR incluyó en su propuesta información correspondiente a Ingresos Tarifarios.


CMA SST (Nuevos Soles)

Titular Nivel Año1 Año 2 Año 3 Año4

ENERSUR Transmisión MAT 51 902,50 44 197,60 29 701,70 21 810,87

ENERSUR Transformación

MAT/AT 373,39 0,00 0,00 0,00

2.5 Peajes y Fórmula de Actualización

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



Titular MAT MAT/AT AT AT/MT Total

ELECTROSUR 302 016,11 - - 1 586 984,22 1 889 000,33 ENERSUR 24 922 922,30 - - - 24 922 922,30 (*) Se ha utilizado 2,592 S/./US$, como tipo de cambio al 31.10.2012



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


CMA DEL SCT (Nuevos Soles)


ELECTROSUR 1 124 824,65 - - 1 565 844,94 2 690 669,59 ENERSUR - - - - - (*) Se ha utilizado 2,592 S/./US$, como tipo de cambio al 31.10.2012

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


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


Acumulado en AT

Acumulado en MT

ELECTROSUR 0,3973 0,3973 1,2751 ENERSUR 0,4369 0,4369 0,4369

TOTAL ÁREA 0,8342 0,8342 1,7120 (*) Se ha utilizado 2,592 S/./US$, como tipo de cambio al 31.10.2012

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


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DE CMA DE SST

Titular a b c d

ELECTROSUR 0,2482 0,6823 0,0347 0,0348

ENERSUR 0,5594 0,3483 0,0539 0,0383


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DEL CMA DE SCT

Titular a b c d

ELECTROSUR 0,2877 0,6429 0,0644 0,0050



Titular a b c d

ENERSUR - - - -


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN PEAJES

Titular a b c d

ELECTROSUR - - - -

ENERSUR - - - - Nota: ELECTROSUR y ENERSUR no presentaron información sobre fórmulas de actualización de peajes.



3. Audiencia Pública

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

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

En esta oportunidad, respecto a la exposición hecha por los titulares de transmisión del Área de Demanda 12, que presentaron propuesta tarifaria, no surgieron comentarios y/o preguntas de parte de los agentes del mercado e interesados que participaron en dicha Audiencia Pública.



4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

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

A través de los Oficios N° 925 y 928-2012- GART, de fecha 13 de diciembre de 2012, OSINERGMIN remitió a las empresas ELECTROSUR y ENERSUR, los Informes N° 588 y 591-2012-GART, respectivamente; los cuales contienen las observaciones a los ESTUDIOS presentados por las mismas como sustento de su propuesta tarifaria para SST y SCT – [Ver referencia 2].

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

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

Las observaciones se organizaron en los rubros siguientes:

o Aplicación del marco normativo;

o Información de la demanda;



o Costos de Inversión;

o Costos de Operación y Mantenimiento;

o Factores de Pérdidas Medias e Ingresos Tarifarios;

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

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

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

4.2 Observaciones Relevantes

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

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

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

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

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

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



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con cartas GP-043-2013 y ENR/034-2013, las empresas ELECTROSUR y ENERSUR, respectivamente, presentaron las respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, acompañando en algunos casos nueva información o la subsanación de la originalmente presentada, las mismas que para efectos del presente proceso regulatorio se consideran como la PROPUESTA FINAL correspondiente.

Al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL ha sido consignada en la página Web de OSINERGMIN, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita, en su oportunidad, expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. – [Ver referencia 3].

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


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

Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA FINAL ÁREA DE DEMANDA 12

Proyección de la Demanda (GWh)

Año ELECTROSUR

(1) ENERSUR

(2)

2010 1 723,0 1 723,0 2011 1 280,1 1 741,0 2012 1 286,3 1 747,1 2013 1 305,2 1 765,7



Año ELECTROSUR

(1) ENERSUR

(2)

2014 1 312,3 1 772,6 2015 1 319,8 1 779,9 2016 1 327,7 1 787,7

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

proceso de aprobación del Plan de Inversiones 2013-2017 del Área de Demanda 12.

(2) ENERSUR presentó nueva proyección de la demanda.



La información sobre las instalaciones del SST del Área de Demanda 12, al 31 de diciembre de 2012, presentada por los TITULARES, en la etapa de PROPUESTA FINAL, es la misma que presentaron como PROPUESTA INICIAL y conforme se señala en el siguiente cuadro:


Información de SST al 31 de diciembre de 2012 INFORMACION/TITULARES ELECTRO

SUR ENERSUR



La información sobre las instalaciones del SCT del Área de Demanda 12, al 31 de diciembre de 2012, presentada por los TITULARES, en la etapa de PROPUESTA FINAL, es la misma que presentaron como PROPUESTA INICIAL y conforme se señala en el siguiente cuadro:


Información de SCT al 31 de diciembre de 2012 INFORMACION/TITULARES ELECTRO

SUR ENERSUR


Formato de Altas NO NO


Los factores de pérdidas medias correspondientes a cada parte del sistema eléctrico equivalente del Área de Demanda 12 de la PROPUESTA FINAL, son los que se muestran a continuación:




Factores de Pérdidas Medias

FACTOR ELECTRO

SUR ENERSUR

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

1,1335 -

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

1,2638 -

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

1,4489 -

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

1,7041 -

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

1,2009 -

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

1,4902 -

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

1,7995 -

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

2,2966 -

Nota: ENERSUR no presentó información sobre Factores de Pérdidas Medias.

5.4 Ingreso Tarifario

De los TITULARES del Área de Demanda 12, sólo ENERSUR presenta en su propuesta tarifaria, información correspondiente a los ingresos tarifarios.



Titular Nivel Año1 Año 2 Año 3 Año4

ENERSUR Transmisión MAT 51 902,50 44 197,60 29 701,70 21 810,87

ENERSUR Transformación

MAT/AT 373,39 0,00 0,00 0,00


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






ELECTROSUR 302 016,11 - - 1 586 984,22 1 889 000,33 ENERSUR 24 922 922,30 - - - 24 922 922,30 (*) Se ha utilizado 2,592 S/./US$, como tipo de cambio al 31.10.2012

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




ELECTROASUR 1 124 824,65 - - 1 565 844,94 2 690 669,59 ENERSUR - - - - - (*) Se ha utilizado 2,592 S/./US$, como tipo de cambio al 31.10.2012

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


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


Acumulado en AT

Acumulado en MT

ELECTROSUR 0,3973 0,3973 1,2751 ENERSUR 0,4369 0,4369 0,4369 TOTAL ÁREA 0,8342 0,8342 1,7120 (*) Se ha utilizado 2,592 S/./US$, como tipo de cambio al 31.10.2012

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





Titular a b c d

ELECTROSUR 0,1814 0,7210 0,0505 0,0471 ENERSUR 0,5303 0,3752 0,0457 0,0488


FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DEL CMA DE SCT

Titular a b c d

ELECTROSUR 0,2877 0,6429 0,0644 0,0050 ENERSUR - - - -

Nota: ENERSUR no presentó información sobre fórmulas de actualización de CMA de SCT.



Titular a b c d

ELECTROSUR - - - -

ENERSUR - - - - Nota: ELECTROSUR y ENERSUR no presentaron información sobre fórmulas de actualización de peajes.



6. Análisis de OSINERGMIN

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

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

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


Según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS, la proyección de la demanda que OSINERGMIN utiliza para la determinación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT del Área de Demanda 12, es la que se muestra en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 6-1 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 12

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

2013 1 646,3 0,0 121,9 1 768,3

2014 1 646,3 0,0 129,0 1 775,3

2015 1 646,3 0,0 136,5 1 782,8

2016 1 646,3 0,0 144,4 1 790,8

(1) Sumatoria de los valores totales de los formatos F-110 y F-117. Nota: Se ha modificado la demanda utilizada en la publicación del Plan de Inversiones 2013-2017, para lo cual se ha considerado la demanda registrada en MAT del cliente libre SOUTHERN del 2011.


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


Según la información reportada por los TITULARES y validada con la información disponible en OSINERGMIN, se consideran las instalaciones existentes al 31 de diciembre de 2012 que conforman el SST del Área de Demanda 12, teniendo en cuenta las instalaciones que pertenecían al SST, dadas de Baja desde el 24 de julio 2006. Dichas Bajas se resumen en el Anexo D del presente informe.


Según la información reportada por los TITULARES y validada con la información disponible en OSINERGMIN, se consideran las instalaciones existentes al 31 de diciembre de 2012 que conforman el SCT del Área de Demanda 12.

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

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




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

6.3.1 Criterios normados

• De acuerdo al Artículo 19º de la NORMA TARIFAS, los Factores de Pérdidas Medias (en adelante “FPMd”) se emplean exclusivamente para la expansión de los Precios en Barra desde las Barras de Referencia de Generación hasta las correspondientes barras de MAT, AT y MT de los SST o SCT.

Los FPMd son dos:

o Factores de Pérdidas Medias de Potencia (FPMdP) y o Factores de Pérdidas de Medias de Energía (FPMdE)

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

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

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

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



Gráfico Nº 1 Esquema ilustrativo de las partes del Sistema Eléctrico Equivalente

• Se emplea la siguiente nomenclatura con respecto:

o A la Demanda:

DMT = Demanda acumulada en MT.

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

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

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

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

o A las Pérdidas:

pat/mt : Pérdidas totales en transformación AT/MT.

pat : Pérdidas totales en redes AT.

DMT

MAT

AT

MT

DAT B

DMAT B

pat/mt = pérdidas totales AT/MT

pat = pérdidas totales AT

pmat = pérdidas totales MAT

Retiro AT/MT = DMT

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

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

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

pmat/at = pérdidas totales MAT/AT

DMAT A

DAT A



pmat/at : Pérdidas totales en transformación MAT/AT.

pmat : Pérdidas totales en redes MAT.

o A los Retiros:

Retiro AT/MT : DMT

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

[ ]PpFPMdP /1+=

Donde:

p = Pérdidas medias totales para la carga total P.

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

6.3.3 Procedimiento de Cálculo de los FPMdE Para el cálculo de los FPMdE de cada sistema eléctrico se siguió el proceso



que se describe a continuación:

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

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

[ ].).(1 uppeFPMdP +=

Donde:

pe(p.u.) = p(p.u.) x (fperd/fcarga) = “Pérdidas de energía en valores por unidad”.

fperd = 0,3 x fcarga + 0,7 x(fcarga)2 = “factor de pérdidas del sistema eléctrico”.

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

TiP

EiFCi

×=

max

Donde:

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

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

Cuadro Nº 6-2

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 12 Factores de Pérdidas Medias

FACTOR FPMd

Área de Demanda 12

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) MAT

1,0000

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

1,0013

Factores de Pérdidas Medias en Energía (FPMdE) en AT

1,0013

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

1,0043



FACTOR FPMd

Área de Demanda 12 Factores de Pérdidas Medias en

Potencia (FPMdP) en MAT 1,0000

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

1,0026

Factores de Pérdidas Medias en Potencia (FPMdP) en AT

1,0026

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

1,0052


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

En consecuencia, el regulador ha procedido a determinar el valor definitivo del CMA, Peajes y Fórmulas de Actualización para las instalaciones de SST y SCT que conforman el Área de Demanda 12, con base en los resultados de la valorización definitiva de la Inversión y COyM, realizada en los respectivos procedimientos de Liquidación Anual de Ingresos por aplicación de los Peajes de SST y SCT y, aplicando lo dispuesto en el marco regulatorio vigente.

6.4.1 CMA de SST

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

+++=

oo Pal

Pald

Pc

Pcc

IPM

IPMb

Tc

TcaFA

oo

Donde:

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

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

c : Porcentaje de participación de costos del Cobre.

d : Porcentaje de participación de costos del Aluminio.

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

oTc = 3,161 S/./US$



oIPM = 191,563075

oPc = 265,984167

oPal = 2240,72037

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

Cuadro Nº 6-3 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 12 Coeficientes de la Fórmula de Actualización de SST

Área de Demanda

a B c d

12 0,5595 0,3483 0,0539 0,0383

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

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

Las subsiguientes actualizaciones de los SST, que por Ley debe realizarse en cada fijación tarifaria, se efectuarán con la misma fórmula de actualización.

Los resultados de la actualización del CMA de los SST asignados al Área de Demanda 12, se muestran en el siguiente cuadro:




ELECTROSUR - - - 2 164 073,90 2 164 073,90

ENERSUR 23 466 789,04 - - - 23 466 789,04

Total Área 23 466 789,04 - - 2 164 073,90 25 630 862 ,93

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

6.4.2 CMA de SCT

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



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

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

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

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

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

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

En el Anexo E del presente informe, se presentan los coeficientes de las fórmulas de actualización establecidas bajo los criterios señalados.

Así, los CMA del SCT, por cada una de las partes del sistema eléctrico equivalente, correspondientes al SER del Área de Demanda 12 actualizado, son los que se muestran a continuación:






ELECTROSUR - - 224 790,27 1 524 546,08 1 749 336,35 ENERSUR - - - - - Total Área - - 224 790,27 1 524 546,08 1 749 336,35

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

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

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

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

1Flujo1Precio-2Flujo2PrecioPotenciaIT ××=

Donde:

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

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

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

1Flujo1Precio-2Flujo2PrecioEnergíaIT ××=

Donde:

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

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



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

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

Los Ingresos Tarifarios por año correspondientes a los elementos MAT o MAT/MAT ubicados en el Área de Demanda 12, directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra, son los que se muestran en el siguiente cuadro:


INGRESO TARIFARIO POR AÑO, DEL SER (Nuevos Soles)

Elemento Titular 2013 2014 2015 2016

Transmisión MAT ENERSUR 84 826 40 798 - - Transformación MAT/MAT ENERSUR 11 809 - - -

Transmisión MAT REP 27 702 - - -

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

∑

∑×

=

=

+

+

−

=añomes

mesmes

mes

añoaño

añoaño

D

ITCMA

PU

1

4

1

)1(

)1(

β

α

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

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

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

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

1)1(

12/1 −+= αβ año : Horizonte para cálculo de peaje, equivalente a 4 años.



Dmes : Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh. año : Índice de variación del año. mes : Índice de variación del mes.

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

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

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

Tensión (AT/MT).

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

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

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

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

Cuadro Nº 6-7 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 12 PEAJES ACUMULADOS POR NIVEL DE TENSIÓN

(Ctm. S/./kWh)


Acumulado en AT

Acumulado en MT

ELECTROSUR - 0,0523 0,9102

ENERSUR 0,4098 0,4074 0,4074 TOTAL ÁREA 0,4098 0,4597 1,3176 (*) Se ha utilizado 2,578 S/./US$, como tipo de cambio al 31.01.2013

El peaje total indicado en el cuadro anterior debe aplicarse a la demanda de todos los clientes regulados y libres de los sistemas eléctricos comprendidos en el Área de Demanda 12 y acumulados al nivel de tensión correspondiente a su punto de conexión con el SEIN (Punto de Suministro13), debiendo el monto resultante transferirse a cada uno de los TITULARES que la conforman, en proporción a los peajes parciales fijados para cada uno de ellos por nivel de tensión.

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



6.4.5 Fórmulas de Actualización Con base en los criterios que al respecto se han desarrollado en el anterior numeral 6.3 y según la normativa vigente, los parámetros a, b, c y d, correspondientes a las Fórmulas de Actualización, de la PROPUESTA OSINERGMIN, de cada elemento dado de Alta son los que se consignan en el Anexo E del presente informe, mientras que las correspondientes a toda el Área de Demanda 12, son los siguientes:



Titular a b c d

Total Área de Demanda 12 0,5595 0,3483 0,0539 0,0383

Cuadro Nº 6-9 PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 12 FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN DEL CMA DE SCT

Ver Anexo E



Titular a b c d

Total Área de Demanda 12 0,5289 0,3810 0,0557 0,0344

6.5 Revisión de Alícuotas

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

Ante esta situación, y dado que dicho valor porcentual influye en las deducciones que se deben realizar para la actualización del CMA de los SST cuando uno de sus Elementos sea dado de baja, de oficio, OSINERGMIN ha procedido a realizar la revisión de tales Alícuotas. Para el Área de Demanda 12, amerita dicha revisión debido a los siguientes casos:



ITEM TITULAR SITUACIÓN PROBLEMA REVISIÓN

1 ENERSUR

No se consideró en el cálculo de Alícuotas dos (2) celdas de línea 138 kV en la SET Moquegua 220/138 kV.

Para el recálculo de Alícuotas del SST de ENERSUR, se agrega dos (2) celdas de línea 138 kV en SET Moquegua.

En consecuencia, las Alícuotas de los Elementos del SST del Área de Demanda 12, recalculadas, son las que se muestran en el anexo F del presente informe.

6.6 Caso particular de Sistemas Aislados

Debido a que pueden integrarse al SEIN sistemas aislados durante el periodo de vigencia de la fijación tarifaria, se requiere incorporar el CMA correspondiente al SSTD de estos sistemas, para lo cual se asume el siguiente criterio: Con base al principio de equidad se tiene en cuenta el criterio establecido en el Reglamento de la LCE en el sentido que se debe determinar un monto de CMA equivalente para remunerar los SSTD del mismo, por lo que se toma en cuenta que dicho monto debe ser un monto que refleje el ingreso del TITULAR por las instalaciones de SSTD al 23 de julio de 2006. En ese sentido, el CMA del SSTD a considerarse para estos casos, corresponde al monto, en soles, que se señala en la última fijación de precios en barra. En el caso del Área de Demanda 12, no se incluye ningún sistema aislado en esta modalidad.



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por OSINERGMIN a los estudios presentados por las empresas ELPU y REP, así como a los análisis de oficio correspondiente a las instalaciones de las titulares que no han presentado propuesta y que pertenecen al Área de Demanda 12, se concluye lo siguiente:

a) La demanda utilizada para el cálculo de Peajes es la que determinó OSINERGMIN en base a la mejor información disponible de los consumos de energía de SOUTHERN.

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

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

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

e) Los Peajes por los SST y SCT, a ser pagados por todos los usuarios del Área de Demanda 12, son los que se muestran en el siguiente cuadro:



PEAJES POR NIVEL DE TENSIÓN ÁREA DE DEMANDA 12 Para el periodo 2013-2017

(Ctm. S/./kWh)


Acumulado en AT

Acumulado en MT

ELECTROSUR - 0,0523 0,9102 ENERSUR 0,4098 0,4074 0,4074 TOTAL ÁREA 0,4098 0,4597 1,3176

f) La Fórmula de Actualización de estos Peajes, tiene como coeficientes los siguientes:

PROPUESTA OSINERGMIN ÁREA DE DEMANDA 12 FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN PEAJES

Área de Demanda a b c d

12 0,5289 0,3810 0,0557 0,0344

El Factor de Actualización resultante, se aplicará en las condiciones establecidas en la LCE y su Reglamento y cuando se incremente o disminuya en más de 5% respecto al valor del mismo factor correspondiente a la última actualización.

g) Los factores de pérdidas medias de potencia y energía, que deben ser aplicados para reflejar los precios de potencia y energía fijados en las Barras de Referencia de Generación del SEIN a las demás barras de los SST y SCT comprendidos en el Área de Demanda 12, son:

Factores de Pérdidas Medias para el Área de Demanda 12 Para el periodo 2013-2017

Factor MAT MAT/AT AT AT/MT

Factor de pérdidas medias de energía (FPMdE) 1,0000 1,0013 1,0013 1,0043

Factor de pérdidas medias de potencia (FPMdP) 1,0000 1,0026 1,0026 1,0052

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



8. Anexos

A continuación se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Tablas de Elementos del SST dados de Baja del Área de Demanda 12 - Según Propuestas.

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

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

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

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

Anexo F Revisión de Alícuotas.

Anexo G Cuadros Comparativos.



Anexo A Tablas de Elementos del SST dados de

Baja - Según Propuesta

OSINERGMIN-GART Informe N° 0072-2013-GART


TABLA A1: ELEMENTOS DEL SST DADOS DE BAJA CORRESPONDIENTE AL TITULAR ELECTROSUR

ITEM Elemento Fecha de Baja Alícuota de

CMA CMA

Deducido S/.

Año Mes Día %.

Nota: ELECTROSUR no presento información de Bajas, asimismo, el resto de TITULARES también no presentaron información sobre Bajas.


Estudio Tarifario para los SST y SCT del Área de Demanda 12 Período 2013-2017 (prepublicación) Página 40 de 85

Anexo B Tablas de Elementos del SCT dados de Alta

- Según Propuesta



TABLA B1: ELEMENTOS DADOS DE ALTA CORRESPONDIENTES AL TITULAR ELECTROSUR

ITEM Elemento

Fecha de entrada en operación CMA

S/. Coeficientes de Fórmula de Actualización Índices Iniciales para Actualización

Año Mes Día a b c d Tc0 IPM0 Cu0 Al0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Nota: ELECTROSUR no presentó información sobre Altas, asimismo, el resto de TITULARES también no presentaron información sobre Altas.



Anexo C Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la

PROPUESTA INICIAL



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

1. Informes N° 588 y 591-2012-GART, sobre Observaciones a los ESTUDIOS presentados por ELECTROSUR y ENERSUR, respectivamente.

2. Cartas N° GP-043-2013 y ENR/034-2013, de las empresas ELECTROSUR y ENERSUR, respectivamente, mediante las cuales presentaron las respuestas a las observaciones hechas por OSINERGMIN a sus PROPUESTAS INICIALES, acompañando en algunos casos nueva información o la subsanación de la originalmente presentada.

3. El análisis de las respuestas a las observaciones formuladas a la propuesta de REP con relación a Sistemas Asignados a la Generación o Generación-Demanda, se desarrolla en informe aparte que corresponde al análisis del Área de Demanda 15.

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

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



Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la Propuesta Inicial de ELECTROSUR

OBSERVACIONES GENERALES

Aplicación del Marco Normativo

1. La propuesta de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT de las Áreas de Demanda 9, 12 y 13, presentada por ELECTROSUR, no ha considerado las modificaciones a la NORMA TARIFAS dadas mediante la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD y normativa vigente relacionada con la presente etapa regulatoria de SST y SCT.

ELECTROSUR debe adecuar su propuesta, dando estricto cumplimiento a lo establecido en la normativa vigente.

Respuesta: Se ha considerado las modificatorias a la NORMA TARIFAS, dadas mediante la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD y normativa vigente relacionada con la presente etapa de regulación de sistemas secundarios de transmisión - SST y sistemas complementarios de transmisión - SCT.

Análisis de OSINERGMIN De la revisión efectuada a los archivos remitidos por ELECTROSUR, se verifica que el cálculo de los peajes, correspondientes a las Áreas de Demanda 9, 12 y 13, ha incluido el CMA de las nuevas instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones 2013 – 2017. Al respecto, se debe indicar que los peajes calculados por ELECTROSUR no son los correctos, dado que no ha dado estricto cumplimiento a los lineamientos establecidos en el numeral 24.9 de la NORMA TARIFAS, donde se indica que para el cálculo del Peaje se debe considerar sólo las Altas y Bajas validadas a través de los procesos de Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada. Demanda

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

Respuesta: Se ha corregido y presentado la información necesaria, teniendo en cuenta la modificatoria de la NORMA TARIFAS dada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD y normativa vigente; relacionada con la



presente etapa de regulación de Sistemas Secundarios de Transmisión - SST y Sistemas Complementarios de Transmisión - SCT.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha presentado la totalidad de los formatos F-500, relacionados al cálculo de la demanda de energía, correspondientes a las Áreas de Demanda 9, 12 y 13. Asimismo, se observa que dichos formatos han sido vinculados con los archivos fuente. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.

Costos de Inversión

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

Respuesta: Señala que ha presentado los formatos correspondientes en el anexo 1 de su propuesta.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha presentado los formatos F-300, correspondientes a las Áreas de Demanda 9, 12 y 13. Además, dichos formatos han sido corregidos según la versión vigente de la NORMA TARIFAS. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.

Costo de Operación y Mantenimiento

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

Respuesta: Se ha realizado el recálculo de los Costos de Operación y Mantenimiento.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha presentado el formato F-401, correspondiente a las Áreas de Demanda 9, 12 y 13. Sin embargo, dicho formato no recoge las modificaciones del formato F-308. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera parcialmente subsanada.



Factores de Pérdidas Medias e Ingreso Tarifario

5. No se han presentado los archivos fuente que sustentan los factores de pérdidas medias de potencia y energía. Al respecto, es necesario que ELECTROSUR presente dichos archivos con la finalidad de verificar la demanda utilizada, las pérdidas en transmisión y los Elementos a excluir.

Respuesta: Se ha corregido y se presentan los archivos fuente de pérdidas medias.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha presentado los formatos F-500, relacionados con los factores de pérdidas medias, correspondientes a las Áreas de Demanda 9, 12 y 13. Asimismo, se debe indicar que la concesionaria ha presentado los archivos PFD y los resultados de pérdidas técnicas solamente para las Áreas 9 y 12, excepto para el Área 13. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera parcialmente subsanada.

6. No se han presentado los cálculos correspondientes para determinar los ingresos tarifarios. Al respecto, es necesario que ELECTROSUR explique las razones por las que no se presentaron dichos cálculos teniendo en cuenta la normativa vigente.

Respuesta: Según la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, se establece que el Ingreso Tarifario [IT], se calcula únicamente para instalaciones de MAT o MAT/MAT de los SST o SCT asignados parcial o totalmente a la demanda, que se encuentren directamente conectados entre dos barras, para las cuales se han fijado Precios en Barra. En ese sentido, ELECTROSUR no cuenta con la instalación eléctrica especificada por la norma, es decir MAT ó MAT/MAT.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR no tiene instalaciones en MAT que estén relacionadas con el cálculo de Ingreso Tarifario. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.

Determinación del CMA, Peajes y Fórmula de Actualización

7. Se ha determinado el CMA del SST y SCT sin tener en cuenta las modificaciones de la NORMA TARIFAS, específicamente lo señalado en los numerales 24.6 y 24.9 de la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD. Al respecto, ELECTROSUR debe efectuar las correcciones del caso teniendo presente que el CMA de los SST y SCT está conformado sólo por los elementos existentes, es decir considerando las Bajas y Altas debidamente validadas según lo establecido en la normativa vigente.



Respuesta: Se ha modificado los costos medios anuales SST y SCT de acuerdo a los numerales 24.6 y 24.9.

Análisis de OSINERGMIN De la revisión efectuada al anexo 4 de la propuesta remitida por ELECTROSUR, se verifica que en el cálculo de los peajes, correspondientes a las Áreas de Demanda 9, 12 y 13, se ha incluido el CMA de las nuevas instalaciones aprobadas en el Plan de Inversiones 2013 – 2017. Al respecto, se debe indicar que los peajes calculados por ELECTROSUR no son los correctos, dado que no ha dado estricto cumplimiento a los lineamientos establecidos en el numeral 24.9 de la NORMA TARIFAS, donde se indica que para el cálculo del Peaje se debe considerar sólo las Altas y Bajas validadas a través de los procesos de Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de Transmisión de los SST y SCT. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.

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

Respuesta: Se ha corregido la observación actualizando los costos medios anuales.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR no ha realizado la actualización del CMA de los SCT existentes mediante la aplicación del Factor de Actualización. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.

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

Respuesta: Se ha corregido la observación actualizando los costos medios anuales.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR no ha realizado la actualización del CMA de los SST existentes mediante la aplicación del Factor de Actualización. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.



10. Los peajes determinados no contemplan ni las instalaciones ni las demandas del Área de Demanda completa. Se requiere presentar el análisis completo en base a lo indicado en el numeral 5.9.9 de la NORMA TARIFAS.

Respuesta: Se ha tomado en cuenta las demandas necesarias para determinar los peajes en cada Área de Demanda.

Análisis de OSINERGMIN En base a la revisión efectuada a la información remitida por ELECTROSUR, se observa que la concesionaria ha recalculado los peajes. Sin embargo, la concesionaria se ha limitado a calcular los peajes de sus propias instalaciones y no ha determinado los peajes de otras concesionarias tal como se había solicitado. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada. Reformulación de Propuesta

11. En mérito a las observaciones contenidas en el presente informe, se debe recalcular el CMA y determinar donde corresponda las Fórmulas de Actualización, determinar los Factores de Pérdidas Medias, así como los Peajes y sus Fórmulas de Actualización, correspondientes a los SST y SCT de las Áreas de Demanda 9, 12 y 13. Se requiere por tanto que ELECTROSUR presente su nueva versión del ESTUDIO donde se incluyan las correcciones necesarias, acompañando al mismo los sustentos requeridos con base en la normatividad vigente y archivos electrónicos correspondientes.

Respuesta: Se está presentando una nueva versión del ESTUDIO del CMA, los peajes y fórmulas de actualización.

Análisis de OSINERGMIN En mérito a los análisis efectuados a las respuestas de las anteriores observaciones, los recálculos referidos al CMA, Fórmulas de Actualización, Factores de Pérdidas Medias y Peajes; no han sido correctamente calculados. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.



Observaciones Específicas

Proyección de la Demanda

12. Resumen de la Proyección de la Demanda de Usuarios Menores y Mayores En la hoja “AUX-F-503” donde se consigna el resumen de la proyección de la demanda de energía total, de Usuarios Menores y Mayores, los datos han sido presentados como valores. Al respecto, ELECTROSUR debe presentar los archivos debidamente vinculados y sustentados conforme lo establece la NORMA TARIFAS.

Respuesta: De acuerdo a la observación, se ha vinculado la hoja auxiliar “AUX-F-503” con su respectiva fuente.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha vinculado la hoja “AUX-F-503” con sus respectivos archivos fuentes. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.

13. Registros mensuales de energía del año representativo Los registros mensuales de energía del año representativo presentados en el formato F-501, están consignados como valores lo que no permite su trazabilidad. Al respecto, es necesario se presente dicha información debidamente sustentada.

Respuesta: De acuerdo a la observación, se ha vinculado la hoja auxiliar “F-501” con su respectiva fuente.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha vinculado el formato F-501 con sus respectivos archivos fuentes. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.

14. Factores Estacionales de Energía

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



Respuesta: Se ha cambiado los archivos conforme a lo establecido por la NORMA TARIFAS.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que los datos consignados en el formato F-502 han sido vinculados con sus respectivos archivos fuente. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.

15. Demanda Mensual de Energía Las demandas mensuales de energía presentadas en el formato F-503 están incompletas. Al respecto, es necesario disponer de la data completa a nivel de Área de Demanda según lo establecido en la NORMA TARIFAS, con la finalidad de obtener correctamente los cálculos requeridos en los formatos F-500. Adicionalmente, se requiere que se adjunte los archivos fuente del formato F-503.

Respuesta: Se ha incluido todas las instalaciones de las Áreas de Demanda, según los cálculos de inversiones aprobados mediante la resolución 151-2012-OS/CD del Plan de Inversiones periodo 2013 al 2017. Adicionalmente se ha adjuntado los archivos fuentes del formato F-503.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha modificado el formato F-503 según la versión vigente de la NORMA TARIFAS, además se observa que se ha incluido las demandas de otras concesionarias para calcular la demanda total de las Áreas de Demanda 9, 12 y 13. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.


16 Formatos desde F-301 hasta F-308 No se han presentado los formatos correspondientes a la valorización de los elementos de transmisión (desde F-301 hasta F-308). Al respecto, es necesario que ELECTROSUR presente dichos formatos consignando los datos requeridos según la modificación de la NORMA TARIFAS.

Respuesta: Se ha adjuntado los formatos desde F-301 hasta F-308 en el anexo 1 de su propuesta. Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha presentado los formatos correspondientes a la valorización de los elementos de transmisión (desde F-301 hasta F-308).



Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.

17. Formato F-309 Los datos presentados en el formato F-309, están consignados como valores lo que no permite su trazabilidad. Al respecto, es necesario se presente dicha información debidamente sustentada y que los valores se encuentren debidamente vinculados a sus archivos fuente.

Respuesta: Se presenta los sustentos del formato F-309 en los formatos F-308 al F-309.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha presentado el formato F-309. Además se observa que dicho formato ha sido vinculado con los archivos fuente. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.

Costo de Operación y Mantenimiento

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

Respuesta: Se han recalculado los costos de operación y mantenimiento.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha presentado los formatos F-401, correspondientes a las Áreas de Demanda 9, 12 y 13. Sin embargo, dichos formatos no recogen las modificaciones del formato F-308, establecidas en la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera parcialmente subsanada.

Factor de Pérdidas Medias e Ingreso Tarifario

19. Formato F-504 Los datos de pérdidas de potencia presentados en el formato F-504, están vinculados a archivos fuente que no se han adjuntado como parte de la propuesta. Al respecto, es necesario que ELECTROSUR complemente dichos archivos y se vincule correctamente con el formato F-504. Adicionalmente, se requiere que se adjunte los archivos de flujo de carga (archivos PFD) con la finalidad de verificar la demanda utilizada, las pérdidas en la transmisión y los Elementos a excluir.



Respuesta: Se ha adjuntado los archivos fuente para el formato F-504, determinados de los costos de inversión del Plan de Inversiones periodo 2013 al 2017, conforme a la Resolución OSINERGMIN N° 151-2012-OS/CD. Se ha adjuntado debidamente los archivos fuente del formato F-504.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha presentado los formatos F-504, correspondientes a las Áreas de Demanda 9, 12 y 13. Asimismo, se debe indicar que la concesionaria ha presentado los archivos PFD y los resultados de pérdidas técnicas para las Áreas 9 y 12, excepto para el Área 13. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera parcialmente subsanada.

20. Formatos F-506 y F-508 Los datos presentados en los formatos F-506 y F-508 están incompletos dado que no se considera la información de los sistemas eléctricos de otras concesionarias. Al respecto, es necesario que ELECTROSUR presente dichos formatos consignando la data completa según la modificación de la NORMA TARIFAS.

Respuesta: Se ha incorporado la información necesaria para el cálculo de los formatos F-506 y F-508

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR ha presentado los formatos F-506 y F-508, correspondientes a las Áreas de Demanda 9, 12 y 13, con la información de las demandas de otras concesionarias tal como se había solicitado. Además, se observa que dichos formatos están vinculados con sus respectivos archivos fuente. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.

21. Cálculo de los Ingresos Tarifarios No se ha presentado la información correspondiente a los ingresos tarifarios por potencia y energía consignados en los formatos F-511 y F-512 respectivamente. Al respecto, es necesario que ELECTROSUR explique las razones por las que no ha presentado los formatos F-511, F-512 y F-513.

Respuesta: Según la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, se establece que el ingreso tarifario [IT], se calcula únicamente para instalaciones de MAT o MAT/MAT de los SST o SCT asignados parcial o totalmente a la demanda, que se encuentren directamente conectados entre dos barras, para las cuales se han fijado Precios en Barra. En ese sentido, ELECTROSUR no cuenta con la instalación eléctrica especificada por la norma, es decir MAT ó MAT/MAT.



Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ELECTROSUR no tienen instalaciones MAT que están afectas al cálculo de Ingreso Tarifario. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.



Análisis de las Respuestas a las Observaciones formuladas a la Propuesta Inicial de ENERSUR

OBSERVACIONES GENERALES

Aplicación del Marco Normativo 1. La propuesta de fijación de Peajes y Compensaciones de SST y SCT del Área

de Demanda 12, presentada por ENERSUR, no ha considerado las modificaciones a la NORMA TARIFAS dadas mediante la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD y normativa vigente relacionada con la presente etapa regulatoria de SST y SCT.

Respuesta: En la nueva versión de la Propuesta de ENERSUR se han adecuado, según corresponda, los formatos en atención a las modificaciones de la NORMA TARIFAS incorporadas mediante la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD.

Análisis de OSINERGMIN De la revisión efectuada a la información remitida por ENERSUR, se verifica que algunos formatos F-500 no han sido presentados y otros no han sido corregidos de acuerdo a la versión vigente de la NORMA TARIFAS. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.

Demanda

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

Respuesta: La información de demanda se presentó en los formatos correspondientes, según lo dispuesto en la NORMA TARIFAS vigente.

En lo que respecta a los formatos F-500, también se presentó de acuerdo a lo establecido en la referida Norma; sin embargo, se ha presentado sólo lo pertinente, toda vez que se ha considerado la información que fue empleada por OSINERGMIN en la Regulación Tarifaria anterior. En las respuestas a las observaciones específicas, que tratan sobre estos formatos, se detalla la aplicación de los mismos.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ENERSUR, como complemento de su respuesta, ha incluido los formatos F-100 que sustentan la demanda utilizada en la determinación de los peajes.



Sin embargo, de la revisión efectuada a los formatos F-500, se observa que no se ha incluido el formato F-501; en consecuencia, ENERSUR no ha cumplido a cabalidad con lo solicitado. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada parcialmente.


3. Se han presentado los formatos que corresponden a la valorización de los elementos de transmisión (F-308 y F-309) manteniendo la versión anterior de la NORMA TARIFAS. Al respecto, es necesario que ENERSUR presente dichos formatos teniendo en cuenta la modificación de la NORMA TARIFAS.

Respuesta: En la nueva versión de la Propuesta de ENERSUR se ha actualizado el Formato F-308 y en el Formato F-309 se ha considerado la aclaración para valorizar los elementos MAT/AT, según lo dispuesto en la nueva versión de la NORMA TARIFAS.

Análisis de OSINERGMIN De la revisión efectuada al archivo “F-308,309_AREA 12 2013-2017.xlsx”, se verifica que el formato F-308 no ha sido modificado según lo solicitado; en consecuencia, la información del formato F-309 no es la correcta dado que dicho formato es dependiente de los datos consignados en el formato F-308. Por otro lado, cabe mencionar que la valorización de las instalaciones correspondientes al SEA asociado a la C.H. Yuncán ha sido consignada en el archivo “F-300_AREA_ENERSUR.xls”; en dicho archivo se observa que el formato F-308 ha sido corregido acorde a la versión vigente de la NORMA TARIFAS. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada parcialmente.

Costos de Operación y Mantenimiento

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

Respuesta: En la nueva versión de la Propuesta de ENERSUR, en los casos en que se ha efectuado la modificación de las inversiones, como es el caso de las instalaciones del SSTG asociado a la CH Yuncán, se ha efectuado el recálculo del CO&M correspondiente.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ENERSUR no ha presentado la información que sustenta la respuesta a esta observación. No obstante, se procedió a revisar al archivo “F_500_Peaje_AREA_12 (2013-2017).xlsx”, en donde se verifica que se ha presentado el formato F-401 con información correspondiente a las



instalaciones SCT existentes. Sin embargo, dicho formato no ha sido adecuado según la versión vigente de la NORMA TARIFAS. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.

Factores de Pérdidas Medias e Ingreso Tarifarios

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

Respuesta: En la Propuesta de ENERSUR se ha considerado los valores de los Factores de Pérdidas de la Regulación Tarifaria anterior; esta consideración se sustenta en la baja tasa de crecimiento de la demanda del Área de Demanda 12, menor a 1%, y a que en el Plan de Inversiones 2013-2017 no se aprobó elementos en MAT, MAT/AT y AT que impliquen modificación de la red de transmisión.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ENERSUR no ha presentado los formatos F-500 relacionados al cálculo de los Factores de Pérdidas Medias; en su reemplazo, la concesionaria ha considerado los datos de la regulación anterior. Al respecto, se debe mencionar que no es correcto considerar los datos de la regulación anterior dado que en el período 2013 – 2107 se incorporan nuevas instalaciones en MAT, aprobadas en el Plan de Transmisión, que logran mejorar las condiciones operativas y que contribuyen a la disminución de pérdidas técnicas, por lo cual, los valores de los Factores de Pérdidas Medias serán diferentes a los valores asumidos por ENERSUR. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.

6. No se han presentado los cálculos correspondientes para determinar los ingresos tarifarios. Al respecto, es necesario que ENERSUR explique las razones por las que no se presentaron dichos cálculos teniendo en cuenta la normativa vigente.

Respuesta: En la Propuesta de ENERSUR se ha considerado la misma información de la Regulación Tarifaria anterior, que también fue considerada por OSINERGMIN en la “Liquidación Anual de los ingresos por el servicio de Transmisión de los SST y SCT 2012”.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ENERSUR no ha presentado los formatos F-500 relacionados al cálculo de los Ingresos Tarifarios; en su reemplazo, la concesionaria ha considerado los datos de la regulación anterior. Al respecto, se debe mencionar que no es correcto considerar los datos de la regulación anterior dado que, en el período 2013 – 2107, los valores de los Ingresos Tarifarios se verán afectados por el crecimiento de la demanda eléctrica y por la variación de los



precios fijados en barra; por lo expuesto, los valores de los Ingresos Tarifarios serán diferentes a los valores asumidos por ENERSUR. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.

Revisión y Modificación del SEA

7. ENERSUR propone la modificación del SEA de su SSTG asociado a la C.H. Yuncán, sin tener presente que según la normativa vigente el correspondiente CMA se determina en forma definitiva y sólo se actualiza en cada regulación mediante las fórmulas de actualización correspondientes, no siendo por consecuencia revisable el SEA de este tipo de instalaciones.

Respuesta:

Si bien es cierto que el numeral II) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE dispone que el CMA de las instalaciones de transmisión se establecerá de forma definitiva, el referido artículo no establece ningún impedimento para que el SEA de las instalaciones asignadas a la generación sea revisado, encontrándose un vacío en dicha disposición del Reglamento de la LCE.

Al respecto, este vacío normativo de alguna manera fue abordado por OSINERGMIN en la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios” (“NORMA TARIFAS”), en la que se establecen Criterios, Metodología y Formatos para la presentación de los Estudios Tarifarios que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los titulares de SST y SCT. Cabe mencionar que, inicialmente la NORMA TARIFAS fue aprobada mediante Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD, publicada el 14 de enero de 2008 y posteriormente reemplazada por la Resolución OSINERGMIN N° 050-2011-OS/CD, la que a su vez fue modificada mediante la Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD.

Específicamente el numeral 12.1 de la NORMA TARIFAS establece que:

“12.1 El dimensionamiento de las instalaciones de transmisión que conforman el SER debe corresponder al principio de adaptación a la demanda para instalaciones cuya remuneración es asignada total o parcialmente a los Usuarios y, adaptadas a la capacidad de generación para instalaciones cuya remuneración es asignada a los Generadores existentes en el periodo de vigencia de la fijación tarifaria (4 años).” (Este numeral específicamente no ha variado desde su publicación con la Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD)

Es decir para el caso de las instalaciones asignadas a la generación se debe tener en cuenta la capacidad de generación prevista para el periodo de los siguientes 4 años de vigencia de las tarifas, que en el presente proceso es para el periodo Mayo 2013 – Abril 2017. Lo anterior significa que si la capacidad de generación que se conecta a una determinada línea cambia en una regulación con respecto a la regulación anterior, el SEA también podría cambiar, de lo contrario no se estaría remunerando adecuadamente al transmisor por la capacidad que brinda en el servicio de transmisión.



Sobre este mismo concepto en el Informe N° 0429-2007-GART, que sustenta la Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD, en el análisis del comentario 2.6.13, OSINERGMIN manifiesta que “el sistema adaptado no necesariamente corresponde a la capacidad de generación existente, por el contrario, se debe tener en cuenta el periodo de vigencia de las tarifas, dado que, las compensaciones deben reflejar los pagos que deben efectuar los Generadores presentes en dicho periodo.(..).”

De acuerdo con lo señalado, consideramos que el SEA de las instalaciones de generación puede modificarse en cada Regulación Tarifaria, como debe ocurrir en esta oportunidad (para la siguiente Regulación Tarifaria), considerando a los generadores que se encuentran presentes durante la vigencia del periodo tarifario correspondiente. En ese sentido, lo solicitado por ENERSUR, para modificar el SEA del SSTG asociado a la CH Yuncán es consistente con lo anteriormente indicado, y no contraviene el marco normativo vigente.

Por otro lado, cabe señalar que el numeral 12.4 de la NORMA TARIFAS dispone que:

“12.4 Las diferencias en los criterios para la definición del SEA y el Plan de Inversiones son:

“(…)

- Para la determinación del SEA el titular de un sistema de transmisión debe tomar en cuenta la configuración del SEA de los sistemas existentes que inyectan o retiran energía del sistema de transmisión de dicho titular; mientras que para la definición del Plan de Inversiones se parte de la configuración real de los sistemas existentes.”

Es decir, para la definición del SEA del sistema asociado a la C.H. Yuncán, se debe tener en cuenta la configuración del SEA de los sistemas adyacentes. Uno de los sistemas adyacentes es el Sistema Eléctrico que alimenta a las localidades de Oxapampa, Villa Rica y Satipo, que a partir del año 2016 será alimentado directamente desde la barra 138 kV de la S.E. Yaupi, de acuerdo a lo que OSINERGMIN ha aprobado en el Marco del Plan de Inversiones en Transmisión del periodo 2013-2017, en lugar de la barra 13,8 kV de la S.E. Yaupi. Esta modificación del punto de alimentación del referido sistema eléctrico fue determinada por OSINERGMIN, debido a que corresponde a una configuración óptima adaptada a la demanda. En tal sentido, la incorporación del referido proyecto dará lugar a una modificación del SEA, por lo que dicha configuración se modificará a partir del año en que entre a operar el proyecto del PIT 2013-2017, que en este caso es a partir del 2016.

La modificación del SEA planteada por ENERSUR, responde a que la configuración aprobada por OSINERGMIN no brinda una adecuada confiabilidad para la entrega de energía al SEIN por parte de las CC.HH. Yaupi y Yuncán. En efecto, la configuración real que a la fecha presenta el SSTG, ha permitido que no se registren restricciones operativas, por lo que correspondería que se considere como el SEA de este SSTG.

Para mayor detalle en la Figura N° 1, se muestra la configuración existente del sistema de transmisión asociado a la CH Yuncán y a la CH Yaupi; asimismo, se muestra la alimentación actual a la S.E. Oxapampa que parte de la barra



13,8 kV de la S.E. Yaupi. En la Figura N° 2, se muestra la configuración del SEA aprobado por OSINERGMIN en la RegulaciónTarifaria anterior.

FIGURA N° 1

CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN EXISTENTE

FIGURA N° 2 CONFIGURACIÓN DEL SEA APROBADO POR EL OSINERGMIN

Asimismo, se debe tomar en cuenta que en el Marco del Plan de Inversiones en Transmisión del periodo 2013-2017 (PIT 2013-2017), OSINERGMIN aprobó a Electrocentro la Implementación de una celda para la LT 138 kV Yaupi – Oxapampa para el año 2016, con la finalidad de alimentar al Sistema Eléctrico Oxapampa, desde la barra 138 kV de la S.E. Yaupi, en lugar de la barra 13,8



kV. En tal sentido, queda evidenciado nuevamente que el SEA del SSTG asociado a la CH Yuncán debe modificarse.

Por lo tanto, conforme lo señala la misma NORMA TARIFAS, el SEA del SSTG asociado a Yuncán debe tomar en cuenta esta configuración, y por ende debe tener una tensión de 138 kV en el lado de Yuncán.

En consecuencia, con la modificación del SEA propuesta, se debería considerar el sistema de doble barra en 220 kV de la S.E. Santa Isabel, cuya responsabilidad de pago de la celda de acoplamiento debería estar asignada a los titulares de las CC.HH. Yaupi y Yuncán (50% cada uno), así como del transformador 220/138 kV en la SET Santa Isabel de titularidad de ENERSUR, cuyo pago debe ser asignado 100% al titular de la C.H. Yaupi, por cuanto es la única central que lo usa para entregar su energía al SEIN.

Análisis de OSINERGMIN

ENERSUR solicita el cambio de SEA del SSTG asociado a la central hidroeléctrica de Yuncán, argumentando que en el Plan de Inversiones 2013-2017 se aprobó el traslado de la carga de la barra Yaupi 13,8 kV hacia la barra Yaupi 138 kV y que dicho cambio motiva una revisión del SEA aprobado.

Al respecto, es preciso señalar que, para los sistemas tipo SSTG y SSTGD, los SER´s están conformados por el Sistema Económicamente Adaptado (SEA), que fueron revisados en detalle en la regulación de SST y SCT 2009-2013, toda vez que según el numeral II) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE14, correspondía en aquella oportunidad establecer de forma definitiva los CMA correspondientes. En ese sentido, dado que los CMA de este tipo de instalaciones se han establecido de forma definitiva en la regulación anterior, el SEA de las mismas también tiene carácter definitivo, ya que de modificarse dicho SEA implicaría la modificación del CMA.

Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.

Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización

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

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

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



Respuesta: La propuesta de ENERSUR se centra básicamente en las instalaciones de su propiedad. En este sentido, se debe tener en cuenta que el sistema de transmisión de ENERSUR, que está dentro del Área de Demanda 12, no ha sufrido modificaciones desde la Regulación Tarifaria anterior, esto es no se ha dado de alta o baja ninguna instalación, prueba de ello es que en la determinación del PIT 2013-2017, OSINERGMIN no ha aprobado la inclusión de nuevas instalaciones que estén a cargo de ENERSUR.

De esta forma, lo establecido en los numerales 24.6 y 24.9 de la NORMA TARIFAS no es aplicable al presente caso.

Análisis de OSINERGMIN En relación al Área de Demanda 12, se verifica que ENERSUR sólo cuenta con instalaciones tipo SST y hasta la fecha ninguna instalación se ha dado de Baja. Por lo cual, la concesionaria se ha limitado a calcular los peajes considerando, para tal efecto, sólo el CMA de los SST que son de su propiedad. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera subsanada.

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

Respuesta: La actualización del CMA de los SSTD del Área de Demanda 12, de propiedad de ENERSUR, se ha efectuado considerando la aplicación del factor de actualización, de acuerdo a lo establecido en el numeral 28.3 de la NORMA TARIFAS y considerando que en la siguiente regulación se mantendrá cómo criterio lo contemplado en el pie de página del Cuadro 1.15 de la Resolución OSINERGMIN N° 0184-2009-OS/CD, que aprobó los peajes y compensaciones de los SST y SCT periodo 2009-2013.

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

No obstante, la actualización del CMA del SST existente al 23 de julio de 2006, por Ley, debe realizarse en cada fijación tarifaria; en este caso aplicando las fórmulas de actualización establecidas para el SST del Área de Demanda 12 y teniendo presente las Bajas acontecidas desde el 24 de julio de 2006 al 31 de diciembre de 2012; sin embargo, ENERSUR no ha realizado correctamente



esta actualización al suponer que no corresponde actualización alguna por no haberse superado el +/- 5%.

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

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

Respuesta: ENERSUR no tiene elementos correspondientes al SCT.

Respecto al CMA del SSTG asociado a la CH Yuncán, se mantiene la propuesta de modificar el SEA, de acuerdo a los argumentos señalados en la respuesta a las observaciones 7 y 21.

Sin embargo, respecto al CMA del SSTG asociado a la CT Ilo 2, en la nueva versión de la Propuesta de ENERSUR se actualizó en función del Factor de Actualización.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ENERSUR no tiene instalaciones tipo SCT, por lo cual esta observación queda sin efecto.

Por otro lado, en relación a la instalaciones tipo SSTG, correspondientes al Área de Demanda 12, el CMA de dichas instalaciones ha sido actualizado mediante la aplicación del Factor de Actualización, sin embargo, no se adjuntaron los cálculos que sustentan dicho factor.

Además, de acuerdo al análisis efectuado a la respuesta a la observación 7, no corresponde una modificatoria del SEA del SSTG asociado a la CH Yuncán, y por tanto corresponde sólo su actualización conforme a lo señalado en la normativa vigente.

Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, relacionada con el Área de Demanda 12, esta observación se considera subsanada parcialmente y no subsanada para el Área de Demanda 5.

11. Los peajes determinados no abarcan todas las instalaciones del Área de Demanda completa. Se requiere presentar el análisis completo en base a lo indicado en el numeral 5.9.9. de la NORMA TARIFAS.

Respuesta: La propuesta considera la totalidad de la demanda del Área de Demanda 12, proponiéndose una modificación respecto de la determinación del PI 2013-2017, efectuada por OSINERGMIN. Sin embargo, el cálculo de peajes está centrado básicamente en las instalaciones de ENERSUR, debido a que no tiene instalaciones nuevas a implementarse en el periodo 2013-2017.



Lo planteado se sustenta en el hecho de que, para la determinación del peaje referido a las instalaciones de ENERSUR, no se modificará el peaje de los otros titulares que forman parte del Área de Demanda 12.

Análisis de OSINERGMIN En relación al Área de Demanda 12, se verifica que ENERSUR sólo se ha limitado a calcular los peajes considerando, para tal efecto, sólo el CMA de los SST que son de su propiedad, sin tener presente lo establecido en el numeral 5.9.9 de la NORMA TARIFAS, donde se señala que los peajes y CMA de cada Área de Demanda se fijarán por el total del Área y desagregado por cada titular de las instalaciones de transmisión del área. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.

Reformulación de Propuesta

12. En mérito a las observaciones contenidas en el presente informe, se debe recalcular el CMA y determinar donde corresponda las Fórmulas de Actualización, determinar los Factores de Pérdidas Medias, así como los Peajes y sus Fórmulas de Actualización, correspondientes a los SST y SCT del Área de Demanda 12.

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

Respuesta: En la nueva versión de la Propuesta de ENERSUR, se presentan las modificaciones correspondientes.

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

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

RESPUESTA A OBSERVACIONES ESPECÍFICAS

Proyección de la Demanda

13. Registros mensuales de energía del año representativo No se ha presentado el formato F-501. Al respecto, se requiere que se presente dicho formato con la información debidamente sustentada.

Respuesta: En la determinación de los peajes se tomaron los factores estacionales consignados por OSINERGMIN en la Regulación Tarifaria anterior debido al comportamiento casi constante de la demanda del Área de Demanda 12 por su baja tasa de crecimiento (menor a 1%), por lo que no se consideró necesario



presentar el Formato F-501 con la información de los registros mensuales de energía del año representativo. En este sentido, se debe tener en cuenta que la información requerida del Formato F-501, es para determinar los Factores Estacionales que da lugar al Formato F-502.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ENERSUR no ha presentado el formato F-501, sólo menciona que ha considerado los datos de la regulación anterior, en base a que el comportamiento de la demanda es casi constante y por la baja tasa de crecimiento del Área de Demanda 12. Sin embargo, cabe mencionar que el criterio asumido por ENERSUR no está contemplado en la NORMA TARIFAS, por lo cual carece de base legal.


14. Factores Estacionales de Energía Los factores estacionales de energía presentados en el formato F-502, están consignados en valores lo que no permite su trazabilidad. Al respecto, es necesario que ENERSUR presente los archivos debidamente sustentados conforme lo establece la NORMA TARIFAS.

Respuesta: Los factores estacionales de energía fueron presentados como valores debido a que se tomaron en cuenta los factores estacionales consignados por OSINERGMIN en la Regulación Tarifaria anterior, por que el comportamiento estacional de la demanda no ha variado respecto a la anterior Regulación Tarifaria.

Lo antes indicado se sustenta en que la carga de SPCC no ha modificado su régimen de operación, considerándose además que la demanda de SPCC representa el 94% de la demanda total del Área de Demanda 12.

En tal sentido, los valores de los factores Estacionales de Energía, empleados en la Propuesta de ENERSUR, son los que se muestran a continuación:

OSINERGMIN F-502

FACTORES ESTACIONALES DE ENERGÍA (p.u.)

AREA DE DEMANDA

MESES REPRESENTATIVOS

SISTEMA ELÉCTRICO Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

IloMAT 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08AT 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08MT 0.10 0.09 0.10 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.07 0.07 0.07 0.09

Moquegua y Moquegua RuralMAT 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08AT 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08 0.08MT 0.08 0.07 0.08 0.08 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que los datos consignados en el formato F-502 están como valores; al respecto, ENERSUR sólo menciona que ha considerado los datos de la regulación anterior, en base a que SPCC no ha modificado su régimen de operación y cuya demanda representa el 94% de la demanda total del Área de



Demanda 12. Sin embargo, cabe mencionar que el criterio asumido por ENERSUR no está contemplado en la NORMA TARIFAS, por lo cual carece de base legal.



15. Formatos F-308 y F-309 del SCTPI La información presentada en los formatos F-308 y F-309 está acorde con la versión anterior de la NORMA TARIFAS.

Al respecto, es necesario que ENERSUR presente dichos formatos teniendo en cuenta las modificaciones realizadas en la NORMA TARIFAS. Adicionalmente, dicho formato debe estar vinculado a sus archivos fuente.



Respuesta.- En la nueva versión de la Propuesta de ENERSUR se ha agregado una nueva columna en el Formato F-308 que contiene información del campo “Código de Parte del Sistema”. Por otro lado, dichos formatos están vinculados a sus archivos fuente.

OSINERGMIN F-308BASE DE DATOS DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR : FECHA :

6 7 6 7Características del Elemento Costos de Inversion COSTO Asignación de Pago

Tipo de Código de Tensión Código Código Costo del Elemento (US$) Alícuota del Costo Alícuota del Costo Costo de Inversión Total (US$) MEDIO Nombre de Porcentaje PorcentajeAño(1) Mes(1) Día (1) Titular Nombre Código Elemento Instalación Estándar KV Nivel Parte del Región Longitu de Centro de Control de Telecomunicaciones Código COyM ANUAL Area Asignado Asignado a los

Elemento Elemento (3) (2) Módulo (4) Tensión (5) Sistema (6) (7) (km) MN ME Aluminio Cobre MN ME MN ME MN ME Aluminio Cobre COyM (US$) (US$) de Demanda a la Demanda Generadores2013 10 31 ELECTROSUR Celda de Transformador SET_01-01 Celda Transformador SET MAT/AT ILO CE-138COU1C1ESBTR3 138 MAT MAT CO 0 80,609.22 88,347.26 - - 0 0 0 0 80,609.22 88,347.26 - - COMAT 5,761.42 26,736.29 12 100% 0%2013 10 31 ELECTROSUR Celda de Transformador SET_01-02 Celda Transformador SET MAT/AT ILO CE-023COU1C1ESBTR1 23 MT AT/MT CO 0 24,277.13 24,237.25 - - 0 0 0 0 24,277.13 24,237.25 - - COMT 1,799.88 7,822.64 12 100% 0%2013 10 31 ELECTROSUR Transformador de Potencia-Tr3 csl_Ilo SET_01-03 Transformador SET MAT/AT ILO TP-138023010-025CO1E 138/23/10 MAT AT/MT CO 0 886,233.58 - - 98,754.38 0 0 0 0 886,233.58 - - 98,754.38 COMAT 33,588.09 155,868.10 12 100% 0%2013 11 1 ELECTROSUR Celda de Alimentador 1 SET ILO SET_01-04 Celda Alimentador SET MAT/AT ILO CE-023COU1MCISBAL1 23 MT AT/MT CO 0 8,402.17 25,272.68 - - 0 0 0 0 8,402.17 25,272.68 - - COMT 1,249.34 5,429.86 12 100% 0%2013 11 1 ELECTROSUR Celda de Alimentador 2 SET ILO SET_01-054 Celda Alimentador SET MAT/AT ILO CE-023COU1MCISBAL1 23 MT AT/MT CO 0 8,402.17 25,272.68 - - 0 0 0 0 8,402.17 25,272.68 - - COMT 1,249.34 5,429.86 12 100% 0%2020 10 31 ELECTROSUR Celda compensador SET_01-06 Celda Compensador SET MAT/AT ILO CE-010COU1MCISBCC1 10 MT AT/MT CO 0 7,849.49 23,078.52 - - 0 0 0 0 7,849.49 23,078.52 - - COMT 1,147.43 4,986.95 12 100% 0%2020 10 31 ELECTROSUR Banco capacitivo SET_01-07 Compensador SET MAT/AT ILO SC-010CO1BPEV-0001-3 10 MT AT/MT CO 0 33,702.65 33,164.10 - - 0 0 0 0 33,702.65 33,164.10 - - COMT 2,480.76 10,781.84 12 100% 0%2020 10 31 ELECTROSUR Celda compensador SET_01-08 Celda Compensador SET MAT/AT ILO CE-023COU1MCISBCC1 23 MT AT/MT CO 0 8,402.17 25,272.68 - - 0 0 0 0 8,402.17 25,272.68 - - COMT 1,249.34 5,429.86 12 100% 0%2020 10 31 ELECTROSUR Banco capacitivo SET_01-09 Compensador SET MAT/AT ILO SC-023CO1BPEV-0001-3 23 MT AT/MT CO 0 34,396.90 34,399.92 - - 0 0 0 0 34,396.90 34,399.92 - - COMT 2,552.36 11,093.05 12 100% 0%2020 10 31 ELECTROSUR Transformador de Potencia-Tr2 csl_Ilo SET_01-10 Transformador SET MAT/AT ILO TP-138010-025SI2E 138/10 MAT AT/MT SI 0 773,848.95 - - 83,521.52 0 0 0 0 773,848.95 - - 83,521.52 SIMAT 25,292.43 131,729.53 12 100% 0%2020 10 31 ELECTROSUR Transformador de Potencia-Tr2 csl_Moquegua SET_02-01 Transformador SET MAT/AT MOQUEGUA TP-138010-025SI2E 138/10 MAT AT/MT SI 0 773,848.95 - - 83,521.52 0 0 0 0 773,848.95 - - 83,521.52 SIMAT 25,292.43 131,729.53 12 100% 0%

COyM del Elemento

La aclaración para valorizar los elementos MAT/AT dispuesta en la modificación de la NORMA TARIFAS no ha cambiado la información contenida en el formato F-309.

OSINERGMIN F-309RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN US$

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR : 0

Titular 1 INVERSION INVERSION ACUMULADAAÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

2013 10 168,956 0 0 1,033,502 1,202,459 168,956 0 0 1,033,502 1,202,459

2013 11 0 0 0 67,350 67,350 170,560 0 0 1,110,659 1,281,218

2020 10 0 0 0 1,915,007 1,915,007 211,939 0 0 3,295,122 3,507,061



Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ENERSUR ha presentado el formato F-308 acorde a las modificaciones de la NORMA TARIFAS, tal como se puede apreciar en la imagen adjunta a su respuesta a esta observación. Sin embargo, de la revisión efectuada a los anexos de su ESTUDIO no se ha podido hallar las hojas de cálculo que sustenten dicho formato, lo cual no ha permitido verificar las modificaciones realizadas al formato F-308.

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

Costos de Operación y Mantenimiento

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

Respuesta: En la nueva versión de la Propuesta de ENERSUR, en los casos en que se ha efectuado la modificación de las inversiones, como es el caso de las instalaciones del SSTG asociado a la CH Yuncán, se ha efectuado el recálculo del CO&M correspondiente.

Análisis de OSINERGMIN De la revisión efectuada a la información remitida por ENERSUR, se verifica que en el archivo “F_500_Peaje_AREA_12 (2013-2017).xls” se ha presentado el formato F-401 sin consignar datos, en base a que la concesionaria no cuenta con instalaciones SCT existentes. Sin embargo, dicho formato no ha sido adecuado según la versión vigente de la NORMA TARIFAS. Respecto a las instalaciones del SSTG asociadas a la CH. Yuncan, de acuerdo al análisis efectuado a la respuesta a la observación 7, corresponde sólo su actualización y en función de dicha actualización el recálculo del COyM. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, relacionado con el Área de Demanda 12, la observación se considera parcialmente subsanada y no subsanada para el Área de Demanda 5.

Factor de Pérdidas Medias e Ingreso Tarifario

17. Formatos desde F-504 al F-510 No se han presentado los formatos correspondientes a la determinación de los Factores de Pérdidas Medias. Al respecto, es necesario se presente la información debidamente sustentada y se vincule correctamente con los archivos fuente. Adicionalmente, se requiere que se adjunte los archivos de flujo de carga (archivos PFD).



Respuesta: Para la determinación de los peajes en la Propuesta de ENERSUR, se ha considerado los valores de factores de pérdidas de la Regulación Tarifaria anterior. Por lo que no se ha efectuado nuevos flujos de potencia para el Área de Demanda 12.

Esto responde al hecho de que durante el periodo 2013-2017 la demanda no presenta variaciones significativas en el Área de Demanda 12 (tasa de crecimiento anual menor a 1%) y además que ENERSUR no realizará inversiones en el sistema de transmisión, en conformidad con el Plan de Inversiones 2013-2017 aprobado por OSINERGMIN.

En tal sentido, se considera que los factores de pérdidas no presentarán variaciones significativas.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ENERSUR no ha presentado los formatos F-500 relacionados con el cálculo de los Factores de Pérdidas Medias ni los archivos PFD; en su reemplazo la concesionaria ha considerado los datos de la regulación anterior. Al respecto, se debe mencionar que no es correcto considerar los datos de la regulación anterior dado que en el período 2013 – 2107 se incorporarán nuevas instalaciones en MAT que mejoran las condiciones operativas y que contribuyen con la disminución de pérdidas técnicas y, por consiguiente, los valores calculados serán diferentes a los asumidos por la concesionaria. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.

18. Cálculo de los Ingresos Tarifarios No se han presentado los formatos F-511 y F-512 correspondientes a los ingresos tarifarios por potencia y energía. Además, la información presentada en la hoja “F-513_Aux” está consignada como valores, lo cual no ha permitido validar los datos consignados en el formato F-513.

Al respecto, es necesario que ENERSUR presente los formatos F-511, F-512 y F-513 con la información debidamente sustentada y se vincule correctamente con los archivos fuente.

Respuesta: Los ingresos tarifarios considerados en la Propuesta de ENERSUR, corresponden a los valores del periodo de 4 años empleados por OSINERGMIN en la Regulación Tarifaria anterior. Se debe tener en cuenta que dicha información también fue considerada por OSINERGMIN en la “Liquidación Anual de los ingresos por el servicio de Transmisión de los SST y SCT 2012”. En tal sentido, en la propuesta de ENERSUR sólo se ha presentado el formato F-513.

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ENERSUR no ha presentado los formatos F-500, relacionados con el cálculo de los Ingresos Tarifarios; en su reemplazo, la concesionaria ha utilizado los datos de la regulación anterior. Al respecto, se debe mencionar que no es correcto considerar los datos de la regulación anterior dado que en el período 2013 – 2107 los valores de los Ingresos Tarifarios se verán afectados por el crecimiento de la demanda eléctrica y por la variación de los precios fijados en barra; por lo indicado, los valores calculados de los Ingresos Tarifarios serán diferentes a los asumidos por ENERSUR.



Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.

Revisión y Modificación del SEA

19. Sobre la Modificación del SEA ENERSUR ha revisado y modificado el SEA de sus instalaciones tipo SSTG, sin tener presente que de acuerdo a la normativa vigente el CMA de este tipo de instalaciones ya se estableció definitivamente, estando únicamente sujeto a actualizaciones en cada proceso regulatorio según las fórmulas de actualización fijadas por OSINERGMIN, por lo que no corresponde modificación alguna del SEA ya que ello implicaría la modificación del CMA.

Respuesta: Ver respuesta a la Observación 7.

Análisis de OSINERGMIN Respecto a las instalaciones tipo SSTG comprendidas en el Área de Demanda 12, se verifica que ENERSUR ha presentado el mismo SEA de la CT Ilo 2 correspondiente a la regulación anterior y ha procedido con la actualización del CMA de sus instalaciones mediante la aplicación del Factor de Actualización (FA). Sin embargo, dicho factor está expresado como valor numérico, lo cual ha imposibilitado verificar su procedencia. Por otro lado, el análisis realizado a la respuesta de la observación 7, es válido como análisis sobre las instalaciones tipo SSTG de ENERSUR que pertenecen al Área de Demanda 5. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, relacionado con el Área de Demanda 12, la observación se considera parcialmente subsanada y no subsanada para el Área de Demanda 5.

Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización

20. Actualización del CMA del SSTD ENERSUR no ha realizado la actualización del CMA del SSTD, debido a que ha mantenido las condiciones de aplicación usadas en la fijación tarifaria anterior; sin embargo, según lo establecido en el numeral I) del literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, dicho CMA debe ser actualizado de acuerdo con las fórmulas de actualización.

Al respecto, es necesario que ENERSUR efectúe la actualización del CMA del SSTD mediante la aplicación del Factor de Actualización.

Respuesta: El sistema de transmisión de ENERSUR, que está dentro del Área de Demanda 12, no ha sufrido modificaciones desde la Regulación Tarifaria anterior, es decir no se ha dado de baja ninguna instalación, ni se han adicionado nuevas instalaciones, prueba de ello es que en la determinación del PIT 2013-2017, OSINERGMIN no ha aprobado la inclusión de nuevas instalaciones que estén a cargo de ENERSUR.

El CMA se ha actualizado mediante la aplicación del factor de actualización, de acuerdo a lo establecido en el numeral 28.3 la NORMA TARIFAS y considerando que en la siguiente regulación se mantendrá cómo criterio lo contemplado en el pie de



página del Cuadro 1.15 de la Resolución OSINERGMIN N° 0184-2009, que aprobó los peajes y compensaciones de los SST y SCT periodo 2009-2013.

En tal sentido, la actualización del CMA de los SSTD se han determinado de acuerdo a lo establecido en la normativa correspondiente.

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


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

Respuesta: En la nueva versión de la Propuesta de ENERSUR se ha actualizado el CMA de las instalaciones del SSTG asociado a la CT Ilo 2 con la fórmula de actualización según lo establecido en el numeral II) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.

Para las instalaciones del SSTG asociado a la CH Yuncán se plantea la modificación del SEA, por lo que se propone un nuevo CMA con una nueva fórmula de actualización del CMA. El sustento de esta modificación está señalado en la respuesta a la observación 7.

Análisis de OSINERGMIN Respecto a las instalaciones tipo SSTG comprendidas en el Área de Demanda 12, se verifica que ENERSUR ha actualizado el CMA de sus instalaciones mediante la aplicación del Factor de Actualización (FA). Sin embargo, cabe indicar que dicho factor esta expresado como valor numérico, lo cual ha imposibilitado verificar su procedencia. Por otro lado, de acuerdo al análisis realizado a la respuesta de la observación 7, no corresponde una modificatoria del SEA, y por tanto corresponde sólo la actualización del CMA de las instalaciones tipo SSTG de ENERSUR que pertenecen al Área de Demanda 5. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, relacionado con el Área de Demanda 12, la observación se considera parcialmente subsanada y para el Área de Demanda 5 no subsanada.

22. Sobre la modificación de los porcentajes de participación. Se ha presentado nuevos porcentajes de participación de cada elemento del SSTD, en mérito a que en la Regulación anterior, no se habían incluido dos celdas de línea en la determinación de dichos valores; sin embargo, dichos porcentajes quedaron establecidos en base a lo indicado en el numeral 24.1.6 de la NORMA TARIFAS.



Al respecto, es necesario que ENERSUR explique las razones legales y técnicas en base a los cuales plantea nuevos porcentajes de participación de los elementos del SSTD.

Respuesta: En la Regulación Tarifaria anterior, OSINERGMIN no incluyó dos celdas de líneas en 138 kV (L-1382 y L-1383) de propiedad de ENERSUR en la subestación Moquegua, por lo que en la presente Regulación Tarifaria solicitamos incluirlas. En efecto, OSINERGMIN debe tener en cuenta que la inclusión solicitada no modificará el CMA que fue aprobado en la Regulación Tarifaria anterior, siendo el impacto básicamente en la determinación de los porcentajes de participación de los elementos del SSTD de ENERSUR, en especifico cuando se dé de baja a alguno de los elementos del SSTD.

Adicionalmente, la modificación de los porcentajes de participación propuesta no solamente se debe a la inclusión de las dos celdas a las que hace referencia el OSINERGMIN, sino también a que en la revisión efectuada a la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD se encontraron diferencias en los porcentajes asignados a los elementos de las instalaciones del SSTD de ENERSUR, que forman parte del Area de Demanda 12, habida cuenta que la sumatoria total de dichos elementos más los elementos de líneas sólo llegan al 79,57%, cuando debe ser igual al 100%. En el numeral 6.4 de la Propuesta presentada por ENERSUR, se describe y sustenta la diferencia encontrada.

Finalmente, cabe señalar que la modificación de la NORMA TARIFAS, —Resolución OSINERGMIN N° 229-2012-OS/CD— establece en su numeral 16.1.2 que “El costo de inversión de las celdas de acoplamiento no se prorratea y se considera como un Elemento más o adicional de la subestación, según sea el caso de subestaciones nuevas o existentes”. Lo indicado, también da lugar a que se modifique el porcentaje de participación, ya que en el mismo ahora deberá considerar a las celdas de acoplamiento como un elemento más o adicional de la subestación.

Análisis de OSINERGMIN En relación a los porcentajes asignados a las instalaciones SST, cabe mencionar que la metodología utilizada para determinar dichos porcentajes fue enunciada en el numeral 2.2 del Informe Técnico N° 439-2009-GART. Cabe señalar que dicha metodología fue modificada en base a que las empresas emitieron sus opiniones y sugerencias a la Segunda Prepublicación del proceso regulatorio anterior. A partir de dicha metodología se deduce la siguiente fórmula:

Se entiende que la metodología planteada por OSINERGMIN sirve para determinar el porcentaje de cada elemento para su Baja, sin afectar a las inversiones comunes (que no se pueden dar de Baja). Por lo indicado, la suma de los porcentajes asignados a las instalaciones SST no será igual al 100%. Respecto a la falta de inclusión de dos celdas de línea en las alícuotas, cabe señalar que OSINERGMIN ha determinado las alícuotas en base a la información remitida en su oportunidad por las empresas. No obstante, en el presente proceso regulatorio, a pedido de ENERSUR y con el fin de reflejar de la mejor manera las deducciones que se deben realizar al CMA de los SST cuando uno de sus Elementos sea dado de baja, se recalculará las alícuotas considerando para ello la inclusión de dos celdas de



línea. Los detalles de las celdas que serán incluidas en el recálculo de las alícuotas se muestran en el siguiente cuadro:

Elemento Instalación Tensión Código Módulo Estándar

Celda de línea (L-1382) SET Moquegua 220/138 kV

138 kV CE-138SIU2C1EDBLI

Celda de línea (L-1383) SET Moquegua 220/138 kV

138 kV CE-138SIU2C1EDBLI

No obstante, cabe señalar que para realizar el recalculo de las alícuotas se utilizará los mismos criterios y la misma Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión utilizados en el anterior proceso regulatorio. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera parcialmente subsanada.

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

Respuesta: En el formato F-514 se ha consignado la información correspondiente a ENERSUR como parte del Área de Demanda 12.

OSINERGMIN F-514COSTOS ANUALES US$

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR:

AÑOS2 VP 1 2 3 4

ENERSURTRANSPORTE MATCosto de inversión CI 0.00 - - - - Anualidad del CI 0.00 - - - - COYM 0.00 - - - - Costo Medio Anual CMA 0.00 - - - - - IT total 44,872.00 19,977.70 17,012.16 11,432.52 8,395.26 CMA (SSTD) 9,615,324.96 3,165,696.09 3,165,696.09 3,165,696.09 3,165,696.09TRANSFORMACION MAT/ATCosto de inversión CI 0.00 - - - - Anualidad del CI 0.00 - - - - COYM 0.00 - - - - Costo Medio Anual CMA 0.00 - - - - - IT total 128.32 143.72 - - - CMA (SSTD) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00TRANSPORTE ATCosto de inversión CI 0.00 - - - - Anualidad del CI 0.00 - - - - COYM 0.00 - - - - Costo Medio Anual CMA 0.00 - - - - - IT total 0.00 - - - - CMA (SSTD) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00TRANSFORMACION AT/MTCosto de inversión CI 0.00 - - - - Anualidad del CI 0.00 - - - - COYM 0.00 - - - - Costo Medio Anual CMA 0.00 - - - - - IT total 0.00 - - - - CMA (SSTD) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Nota: para los casos de instalaciones asignadas a los Generadores, la fila correspondiente al IT no aplica



El Formulario F-514 aprobado con la NORMA TARIFAS (Resolución N° 050-2011-OS/CD) que se muestra a continuación no ha sido modificado con la Resolución N° 229-2012-OS/CD que modificó la NORMA TARIFAS.

.

OSINERGMIN F-514COSTOS ANUALES US$

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR:

AÑOS

VP 1 2 3 4

TITULAR 1TRANSPORTE MAT

Costo de inversión CI

Anualidad del CI

COYM

Costo Medio Anual CMA

- IT total

TRANSFORMACION MAT/ATCosto de inversión CI

Anualidad del CI

COYM


- IT total

TRANSPORTE AT


Anualidad del CI

COYM


- IT totalTRANSFORMACION AT/MTCosto de inversión CI

Anualidad del CI

COYM


- IT total

TITULAR 2

TRANSPORTE MAT


Anualidad del CI

COYM


- IT total


Anualidad del CI

COYM


- IT total

TRANSPORTE AT


Anualidad del CI

COYM


- IT totalTRANSFORMACION AT/MTCosto de inversión CI

Anualidad del CI

COYM


- IT total

…TOTAL SER

TRANSPORTE MAT


Anualidad del CI

COYM


- IT total


Anualidad del CI

COYM


- IT total

TRANSPORTE AT


Anualidad del CI

COYM


- IT totalTRANSFORMACION AT/MT


Anualidad del CI

COYM


- IT total

Nota: para los casos de instalaciones asignadas a los Generadores, la fila correspondiente al IT no aplica

Se ha actualizado el Formato F-515 considerando el formato modificado con la última versión de la NORMA TARIFAS, según se muestra a continuación:



OSINERGMIN F-515

PEAJE UNITARIO (PU) PARA CADA PARTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO EQUIVALENTE

AREA DE DEMANDA: 12 Tipo de Cambio: 2.598 S/. / US$

ENERSUR VP CI VP COyM -VP IT CMA de SST PEAJE ANUAL VP

ENERGIA (1) PU PU

ACUMUL.

2 Mil S/. Mil S/ Mil S/ Mil S/ Mil S/ MWh ctm S/./kWh ctmsS/./kWh

Transporte MAT - - 116.58 24,980.61 24,864.04 5,691,031.64 0.4369 0.4369

Transformación MAT/AT - - 0.33 - (0.33) 5,691,031.64 (0.0000) 0.4369

Transporte AT - - - - - - - 0.4369

Transformación AT/MT - - - - - - - 0.4369

Nota: Los valores de VP Energía son los mismos en cada nivel de tensión

(1) Es el valor presente de las demandas mensuales de energía de cada parte del sistema eléctrico equivalente corresponden, consignadas en el F-503, para:AT/MT : incluye la demanda DMTAT : incluye la demanda DMT y la demanda DAT BMAT/AT: incluye la demanda DMT y la demanda AT totalMAT : incluye la demanda DMT y la demanda AT total y la demanda DMAT B

Análisis de OSINERGMIN Se verifica que ENERSUR ha presentado los formatos F-514 y F-515 con información relacionada a sus propias instalaciones y no ha consignado la información que corresponde a otras concesionarias que tienen instalaciones en el Área de Demanda 12, tal como se había solicitado. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.

24. Sobre el CMA del SSTD El 100% del CMA del SSTD, presentada en el formato F-514, está asignada al nivel de MAT. Sin embargo, se observa que ENERSUR tiene instalaciones del SSTD que están asignadas a los niveles de MAT, MAT/AT y AT/MT.

Al respecto, es necesario que ENERSUR explique las razones por las que ha considerado todas sus instalaciones en el nivel de MAT.

Respuesta: La asignación del 100% CMA del SSTD al nivel MAT se ha realizado considerando el criterio adoptado por OSINERGMIN en la actualización de los peajes para ENERSUR de la última liquidación anual, según se muestra en el siguiente cuadro:

Cálculo del CMA Total en la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión de los

SST y SCT 2012 1.3 CMA TOTAL [Dolares]

VP 1 2 3 4

12 ELECTROSUR MAT 116,519 38,362 38,362 38,362 38,362

12 ELECTROSUR MAT/AT - - - - -

12 ELECTROSUR AT 73,469 24,189 24,189 24,189 24,189

12 ELECTROSUR AT/MT 1,057,726 346,739 346,739 346,739 353,912

12 ENERSUR MAT 7,902,757 2,601,860 2,601,860 2,601,860 2,601,860

12 ENERSUR MAT/AT - - - - -

12 ENERSUR AT - - - - -

12 ENERSUR AT/MT - - - - -

12 SOUTHERN PERÚ MAT - - - - -

12 SOUTHERN PERÚ MAT/AT - - - - -

12 SOUTHERN PERÚ AT - - - - -

12 SOUTHERN PERÚ AT/MT - - - - -

Archivo: 1Peaje_recalc(RRliq02).xlsx, hoja: Peaje



Análisis de OSINERGMIN De la revisión efectuada al archivo “1Peaje_recalc(RRliq02).xlsx”, se verifica que el CMA del SSTD esta asignado 100% al nivel de MAT.

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

25. Cálculo de Compensaciones. Los datos consignados en el formato F-516 son incorrectos, dado que ENERSUR no ha considerado la actualización del CMA conforme se indica en el numeral II) del literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.

Al respecto, donde corresponda, ENERSUR debe corregir la actualización de los CMA y recalcular las compensaciones según lo observado.

Respuesta: Reiteramos respuesta de la observación 21.

Análisis de OSINERGMIN El análisis realizado a la respuesta de la observación 21, es válido como análisis para esta observación. Conclusión Las conclusiones expuestas en la observación 21 son válidas para la presente observación.

26. Sobre la Asignación de Responsabilidad de Pago ENERSUR ha propuesto que la compensación de la celda de acoplamiento 220 kV de la SE Santa Isabel, asignada 100% a la generación, sea compartida con la CH Yaupi, de acuerdo con la siguiente distribución: 50% correspondiente a Yaupi y 50% correspondiente a Yuncán. Sin embargo, dicha propuesta carece de sustento técnico.

Al respecto, es necesario que ENERSUR presente las justificaciones del caso.

Respuesta: En la Propuesta de ENERSUR se plantea que la responsabilidad de pago se asigne considerando la producción anual de la energía generada por las CC.HH. Yaupi y Yuncán; el promedio anual de la producción de energía durante los años 2011 y 2012 fue de 838 GWh en la C.H. Yaupi (48%) y 894 GWh en la C.H. Yuncán (52%). Por lo tanto, en la propuesta se consideró que se le asigne una responsabilidad de pago correspondiente al 50% para cada central.

Análisis de OSINERGMIN De acuerdo al análisis efectuado a la respuesta de la observación 7 es válido para esta observación. Conclusión Por las razones expuestas en el análisis anterior, esta observación se considera no subsanada



27. Sobre el Factor de Actualización Los índices finales (Tc, IPM, Pc, Pal) empleados para determinar el Factor de Actualización, no están acordes con lo establecido en el numeral 28.3 de la NORMA TARIFAS.

Al respecto, donde corresponda, ENERSUR debe efectuar la actualización de los índices finales según lo observado.

Respuesta: Los índices utilizados por ENERSUR para calcular el factor de actualización del SSTD del Área de Demanda 12, corresponden a los valores que ha empleado el OSINERGMIN para el mes de agosto de 2012, en las actualizaciones de factores que publican en su página Web; por lo que se considera que estos valores son los adecuados.

Análisis de OSINERGMIN Al respecto, cabe indicar que en la determinación del Factor de Actualización, la concesionaria ha utilizado los coeficientes e índices iniciales establecidos en la Resolución OSINERGMIN N° 184-2009-OS/CD, así como también los valores de los índices finales correspondientes al 31/08/2012. Sin embargo, la concesionaria no ha realizado el recálculo solicitado considerando la última información disponible, la cual debería corresponder al mes de diciembre de 2012. No obstante, se debe señalar que el Factor de Actualización será determinado de manera definitiva con los valores de los índices finales referidos al último día hábil del mes anterior al de la publicación de la Fijación Tarifaria de los SST y SCT. Conclusión Por lo mencionado en el análisis anterior, la observación se considera no subsanada.



Anexo D Instalaciones del SST dadas de Baja, según

validación de OSINERGMIN



TABLA D1: ELEMENTOS DEL SST DADOS DE BAJA EN EL ÁREA DE DEMANDA 12

Titular: ELECTROSUR

ITEM Elemento Fecha de Baja Alícuota de

CMA CMA

Deducido S/.

Año Mes Día %.

1

2

3

4

5

Nota: ELECTROSUR no tiene Elementos dados de Baja



Anexo E Instalaciones del SCT dadas de Alta, según

validación de OSINERGMIN

OSINERGMIN-GART Informe N° 0072—2013-GART


ELEMENTOS DADOS DE ALTA EN EL ÁREA DE DEMANDA 12

Titular: ELECTROSUR

ITEM Elemento

Fecha de entrada en operación

CMA0 Coeficientes de Fórmula de Actualización

CMA Actualizado al 31 enero

2013

Año Mes Día S/. a b c d S/.

1 TP, 25MVA,138/23/10 kV, SET MAT/AT ILO 2007 1 6 436 545 0,0000 0,9205 0,0795 0,0000 480 418

2 Celda Transformador, 10 kV, SETM AT/AT ILO 2007 1 6 22 309 0,4340 0,5660 0,0000 0,0000 21 515

3 Celda Alimentador, 10 kV, SET MAT/AT ILO 2007 1 6 25 454 0,4333 0,5667 0,0000 0,0000 24 553





Anexo F Revisión Alícuotas



Titular: ENERSUR

ITEM Elemento Alícuota de

CMA

%.

1 LT 138 kV MOQUEGUA ENS - MILL-SITE (L-1384),38.72 Km 19,4105%

2 LT 138 kV MOQUEGUA ENS – BOTIFLACA (L-1381),30.76 Km 18,1931%

3 Celda Línea 138kV, a MOQUEGUA ENS (L-1381), SET MAT/AT BOTIFLACA 1,0985%

4 Celda Línea 138kV, a MOQUEGUA ENS (L-1384), SET MAT/AT MILL-SITE 1,0985%

5 Celda Transformador 220kV, SET MOQUEGUA ENS 1,6884%


7 TP1, 300 MVA, 220/138/10 kV, SET MOQUEGUA ENS 14,3074%

8 TP2, 300 MVA, 220/138/10 kV, SET MOQUEGUA ENS 14,3074%


10 Celda Transformador 138 kV, SET MOQUEGUA ENS 0,8774%

11 Celda Línea 138kV, a SE MILL-SITE (L-1384), SET MOQUEGUA ENS 1,2872%

12 Celda Línea 138kV, a SE BOTIFLACA (L-1381), SET MOQUEGUA ENS 1,2872%

13 Celda Transformador 10KV, SET MOQUEGUA ENS 0,1787%

14 Celda Transformador 10KV, SET MOQUEGUA ENS 0,1787%

15 Celda Línea 138KV, a SE BOTIFLACA (L-1382), SET MOQUEGUA ENS 1,2872%

16 Celda Línea 138KV. a SE ILO1 (L-1383), SET MOQUEGUA ENS 1,2872%



Anexo G Cuadros Comparativos



Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2013 - 2017

COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA – ÁREA DE DEMANDA 12

Año ELECTROSUR

GWh (A)

ELECTROSUR (%)∆GWh

ENERSUR GWh (B)

ENERSUR (%)∆GWh

OSINERGMIN Prepublicación

GWh (C)

OSINERGMIN Prepublicación (%)∆GWh

2012 1 286,3 - 1 747,1 - 1 749,3 -

2013 1 305,2 1,47% 1 765,7 1,06% 1 768,3 1,08%

2014 1 312,3 0,54% 1 772,6 0,39% 1 775,3 0,40%

2015 1 319,8 0,57% 1 779,9 0,41% 1 782,8 0,42%

2016 1 327,7 0,60% 1 787,7 0,44% 1 790,8 0,45%

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2013 - 2017 COMPARACIÓN DE CMA TOTAL- ÁREA DE DEMANDA 12

(Nuevos Soles)

Año

Propuesta Inicial

(A)

Propuesta Final (B)


(C)

C/A -1 C/B -1

2013 9 091 345 9 091 345 9 014 504 -0,85% -0,85% 2014 9 091 345 9 091 345 9 014 504 -0,85% -0,85% 2015 9 091 345 9 091 345 9 014 504 -0,85% -0,85% 2016 9 091 345 9 091 345 9 014 504 -0,85% -0,85%

Fijación Tarifas y Compensaciones en SST y SCT – Periodo 2013 - 2017

COMPARACIÓN SOBRE EL PEAJE Área de Demanda 12

(Ctm. S/. / kWh)

Valores Acumulados

Valor Vigente (A)

Propuesta Inicial (B)

Propuesta Final (C)


(D)

B/A -1 Total

C/A -1 Total

D/A -1 Total

Peaje MAT 0,4448 0,8342 0,8342 0,4098 87,54% 87,54% -7,87%

Peaje AT 0,5205 0,8342 0,8342 0,4597 60,27% 60,27% -11,68%

Peaje MT 1,6121 1,7120 1,7120 1,3176 6,20% 6,20% -18,27% Nota. El peaje vigente (A) corresponde al 04 de noviembre de 2012.



9. Referencias

[1] Estudios Técnico Económicos presentados por las empresas, como sustento de sus Propuestas de Tarifas y/o Compensaciones de SST y SCT para el período 2013-2017 – Noviembre de 2012.

[2] Informes de Observaciones al Estudio Tarifario presentado por las titulares – OSINERGMIN – Diciembre de 2012.

[3] Respuestas a observaciones formuladas a los Estudios Tarifarios - Enero de 2013.

[4] Diversos archivos de cálculo desarrollados por OSINERGMIN, que sustentan la prepublicación de Tarifas y/o Compensaciones de SST y SCT para el período 2013-2017.

Cabe señalar que la mayor parte de estos documentos se encuentran publicados en la página Web de OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe, en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procedimientos Regulatorios\Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”\” Procedimiento para Fijación de Peajes y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión - Periodo 2013 – 2017”.

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