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Maxima Transfer en CIA de Potencia Practica #7
Exposicion (Lt)
NQL - 19-Bol-Nov-06 - 19
3 Resonancia Serie 1 Vfinal
Maquinarias Electricas II 2 Parte
Grupo 7-Reglamento Del Coes
PPK Cuestionó Proyecto Que Castiga Con Cárcel Especulación de Precios
Ecuación de Las Pérdidas de Transmisión
Practica No. 5.docx
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Solucionario+Practica+1.+Prot
Problemas Propuestos y Retroalimentacion ASP2_2016
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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491
Informe N° 0080-2010-GART
Informe para la Prepublicación de los Precios en Barra
Período mayo 2010 - abril 2011
OSINERGMIN-GART
Los Precios en Barra, en los sistemas que se alimentan desde el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”), varían, con respecto
a los precios vigentes 1 , en -6,13% para la energía, en +0,7% para la potencia
y en -18,5% para el peaje unitario por conexión al Sistema Principal de Transmisión 2 . De otro lado, la propuesta final de los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC resultó ser de -5,1% para la energía, +29,6% para la potencia y -2,0% para el peaje unitario por conexión
Sistema Principal de Transmisión.
El siguiente cuadro muestra la variación de los Precios en Barra a nivel de generación, con relación a los valores vigentes, en algunas ciudades del país:
1 Al 04 de febrero de 2010.
2 En el Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión, adicionalmente al Peaje del Sistema Principal de Transmisión, incluye también los cargos unitarios que ordenan el Decreto Legislativo N° 1041 y los Decretos de Urgencia N° 037-2008 y N°049-2008.
Prepublicación de los Precios en Barra (período Mayo 2010 - Abril 2011)
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Para la determinación de los Precios en Barra, en el SEIN, se emplearon las propuestas de los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC (en adelante el “ESTUDIO”), la absolución de observaciones (en adelante la “ABSOLUCIÓN”) y, los estudios preparados por OSINERGMIN o encargados a consultores especializados.
Las principales diferencias consideradas para la fijación de las tarifas en el SEIN, respecto de las propuestas de los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC, son:
a) Se consideraron las ventas preliminares para el año 2009, en vista que a la fecha la información se encuentra en revisión por parte de OSINERGMIN.
Por otro lado, se incluyó, sobre la base de información remitida a OSINERGMIN, la proyección de la demanda de Minera Galeno; así como, la fecha de ingreso al SEIN del sistema aislado Moyobamba-Tarapoto-Bellavista para el año 2012. Cabe mencionar, además, que se actualizó de manera preliminar la información referida a las pérdidas de distribución, subtransmisión y transmisión para el periodo de proyección; así como la participación de ventas de distribuidores en alta y muy alta tensión; y, la participación de ventas realizadas por los generadores. Estos valores serán ajustados en la etapa de publicación de Precios en Barra.
b) Se modificó el precio del gas natural para las unidades que utilizan gas natural de Camisea y se verificó que el precio del gas natural de la central de Aguaytía no supere el precio límite a considerar para efectos tarifarios, mientras que el precio de la central Malacas fue corregido por superar el referido precio límite, de conformidad con el Decreto Supremo N° 016-2000-EM (ver Anexo C del informe).
c) Se modificó el programa de mantenimiento mayor propuesto por el COES-SINAC, por las razones expuestas en el Anexo E del presente informe.
d) Se desestimaron los valores propuestos por el Subcomité de Generadores del COES-SINAC de los costos variables no combustibles obtenidos de la aplicación de sus Procedimientos, por las razones expuestas en el Anexo B del presente informe. De otro lado, se actualizaron los valores de estos costos para las centrales de Ventanilla, Chilca y Santa Rosa, de acuerdo con los criterios que se señalan en dicho Anexo.
e) En los planes de transmisión se modificó la fecha de entrada de la línea Tocache – Bellavista (enero 2012), tal como se describe en el Anexo A.
f) Se incluyeron en el modelo PERSEO nuevas instalaciones de transmisión con finalidad de dar cumplimiento al Artículo 128° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
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g) Se consideró la puesta en operación de la C.T. Santo Domingo de Olleros para junio 2012 y la conversión a ciclo combinado de la C.T. Kallpa para octubre 2012. Las razones de estas modificaciones en el plan de obras están expuestas en el Anexo D del presente informe.
h) Se modificaron los factores nodales de energía como consecuencia de la aplicación del modelo PERSEO.
i) Se modificó el Precio Básico de la Potencia en los rubros de Costos de Inversión de la Central Termoeléctrica, tasa TAMEX, Costos de Conexión y Costo Fijo No Combustible, sobre la base de la aplicación del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD (ver Anexo N del informe).
j) Se modificó el Peaje por Conexión Unitario del Sistema Principal de Transmisión como consecuencia del análisis de la información del ESTUDIO y la ABSOLUCIÓN; así como, por la modificación del valor del cargo por Garantía por Red Principal del ducto de Camisea (Informe N° 0061-2010-GART). Dicho cargo, en la presente regulación tarifaria, es igual a 0,00 S/./kW-mes.
k) En los cálculos de la publicación del proyecto de resolución que fija los Precios en Barra se tomó en consideración los costos al 31 de enero de 2010; dichos precios se actualizarán al 31 de marzo de 2010 en la etapa de publicación de la resolución a fin de cumplir con lo establecido en el Artículo 50°de la LCE 3 .
l) Se ha considerado la retribución única al Estado por el uso del agua para generación hidroeléctrica de 0,858 S/./MWh, conforme al valor vigente al 31 de enero de 2010 del Precio Promedio de Energía a Nivel Generación en el SEIN.
Se comparó el precio teórico con el precio promedio ponderado de las licitaciones, verificándose que se encuentran en el rango de ±10% exigido por la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley
N°28832.
Se determinó el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro de acuerdo con lo dispuesto por la norma “Compensación Adicional por Seguridad de Suministro”, aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 651-2008-OS/CD, igual a 0,15 S/./kW-mes (ver Anexo P del informe).
Se determinó el Cargo Unitario por Compensación por Transporte de Gas Natural a que se refiere el Artículo 5° del Decreto Legislativo N° 1041 4 , igual a 2,11 S/./kW-mes (ver Informe N°0061-2010-GART).
3 Artículo 50°.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el artículo 47° deberán ser expresados a precios vigentes del mes de marzo del año de la fijación.
4 Artículo 5°.- Incentivo a la contratación del Servicio Firme y e ciencia en el uso del gas natural.- Los Generadores que contraten Servicio Firme de transporte de gas natural con un concesionario amparado por la Ley N° 27133, tienen derecho a una compensación que garantice la recuperación del pago de transporte de gas que eficientemente harían en virtud de dicho contrato.
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Se determinó el Cargo Unitario por Generación Adicional de acuerdo con lo dispuesto por la norma “Compensación por Generación Adicional”, aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 002-2009- OS/CD en cumplimiento de lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N°037-2008, igual a 0,02 S/./kW-mes para el Usuario Regulado (ver Anexo G del informe).
Se determinaron el Cargo Unitario por CVOA-CMg y el Cargo Unitario por CVOA-RSC, de acuerdo con lo dispuesto por la norma "Procedimientos para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros sin Contrato", aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 001-2009-OS/CD y sus modificatorias, en cumplimiento de lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N°049-2008. Dichos cargos resultaron iguales a 5,24 S/./kW-mes y 0,00 S/./kW- mes, respectivamente (ver Anexo Q del informe).
Se determinó el Cargo Unitario por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables de acuerdo con lo dispuesto por la norma “Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables, aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 001-2010-OS/CD en cumplimiento de lo dispuesto por el Decreto Legislativo N°1002, igual a 0,14 S/./kW-mes (ver Anexo T del informe).
10) Para los Sistemas Aislados se ha considerado lo dispuesto en el Artículo 30°de la Ley N°28832 en lo relacionado con la determinación de los Precios en Barra de Sistemas Aislados y la aplicación del Mecanismo de Compensación. El siguiente cuadro muestra los impactos a Usuario Regulado residencial en dichos sistemas:
La compensación del pago eficiente se determina en función de:
a) La diferencia entre la capacidad reservada diaria eficiente (CRDE) menos el consumo promedio
diario (CPD).
b) Un porcentaje máximo de la CRDE;
c) El pago del servicio firme regulado por OSINERGMIN.
La CRDE se determina como la capacidad diaria máxima de una central térmica operando con gas natural en la ciudad de Lima y con un rendimiento térmico neto que fijará el Ministerio de Energía y Minas conforme al Reglamento.
El pago de las compensaciones necesarias será asignado en los costos de transmisión y será definido por OSINERGMIN conforme al Reglamento.
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Impacto ( Usuario Residencial BT5)
30 kW.h
65 kW.h
125 kW.h
Adinelsa Chavimochic Edelnor Edelsa Egepsa Electro Oriente Electro Pangoa Electro Sur Este Electro Sur Medio Electro Ucayali Electrocentro Electronorte Hidrandina Seal Sersa
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1.1. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA
1.2. ASPECTOS METODOLÓGICOS
1.3. RESUMEN DE RESULTADOS
1.4. PRINCIPALES MODIFICACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC
1.5. COMPARACIÓN DE LAS VARIACIONES DE LOS PRECIOS EN BARRA EN EL
2. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA
2.1. PROPUESTA DE LOS SUBCOMITÉS DE GENERADORES Y TRANSMISORES
DEL COES-SINAC
2.2. PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA
2.3. OBSERVACIONES A LAS PROPUESTAS DE LOS SUBCOMITÉS DE GENERADORES Y TRANSMISORES DEL COES-SINAC
2.4. ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES
2.5. PREPUBLICACIÓN DE PRECIOS EN BARRA
3. PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA
3.1. PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO
Precio Básico de la Energía
Precio Básico de la Potencia
3.2. PREMISAS Y RESULTADOS
Costos Variables de Operación (CVT)
3.2.3.1. Precios de los Combustibles líquidos
3.2.3.2. Precio del Gas Natural
3.2.3.3. Precio
3.2.3.4. Otros costos en el precio de los combustibles líquidos
Costo de Racionamiento
4. CARGOS POR TRANSMISIÓN
4.1. SISTEMA GARANTIZADO DE TRANSMISIÓN
4.2. SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN
4.3. VALORIZACIÓN DEL NUEVO DE REEMPLAZO (VNR) DEL SPT Y SGT
4.3.1. Red de Energía del Perú S.A. (REP)
4.3.2. Eteselva S.R.L. (Eteselva)
4.3.3. Compañía Minera Antamina (Antamina)
4.3.4. San Gabán Transmisión (San Gabán)
4.3.5. Consorcio Transmantaro (Transmantaro)
4.3.6. Red Eléctrica del Sur S.A. (Redesur)
4.3.7. Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (ISA)
4.4. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (COYM) DEL SPT
Eteselva 44
Antamina 44
San Gabán 44
Redesur 44
4.5. FACTORES NODALES DE ENERGÍA Y FACTORES DE PÉRDIDAS DE POTENCIA
4.6. INGRESO TARIFARIO
Ingreso Tarifario de Enlaces Internacionales
Ingreso Tarifario de Enlaces Nacionales
4.7. PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN
Liquidación según contratos específicos
4.7.1.1. Liquidación de Transmantaro
4.7.1.2. Liquidación Anual de Redesur
4.7.1.3. Liquidación de ISA
4.7.1.4. Liquidación de
4.7.1.5. Determinación y Asignación de la RAG y la RAA
Compensación Tarifaria
Cargo Unitario por Generación Adicional
Cargo Unitario por Seguridad de Suministro
Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales respecto del Costo Marginal (CVOA-Cmg)
Cargo Unitario por Costos Variables Adicionales por Retiros sin Contrato (CVOA-RSC)
Cargo Unitario por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables
Determinación del Peaje por Conexión
5. PRECIOS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE
5.1. TARIFAS TEÓRICAS
5.2. COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS TEÓRICOS CON EL PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE LAS LICITACIONES
5.3. PRECIOS EN BARRA
6. SISTEMAS AISLADOS
6.1. MARCO DE REFERENCIA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA
6.2. CRITERIOS GENERALES
6.3. SISTEMAS AISLADOS TÍPICOS
Precios por Sistema Aislado Típico
6.4. PRECIOS EN BARRA DE SISTEMAS AISLADOS
6.5. MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS
7. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS
7.1.1. Actualización del Precio de la Energía
7.1.2. Actualización del Precio de la Potencia
Actualización del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión
PRECIO DEL GAS NATURAL: APLICACIÓN DEL DECRETO SUPREMO N°
016-2000-EM
PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR DE LAS CENTRALES DEL SEIN136
ANÁLISIS DE HIDROLOGÍA
COMPENSACIÓN POR GENERACIÓN ADICIONAL
CAPACIDAD DE LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN
VALOR NUEVO DE REEMPLAZO Y COSTO DE OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO DE REP
MANTENIMIENTO DE ETESELVA
MANTENIMIENTO DE ANTAMINA
MANTENIMIENTO DE SAN GABAN
DETERMINACIÓN DE LA REMUNERACIÓN ANUAL GARANTIZADA (RAG) Y
REMUNERACIÓN ANUAL POR AMPLIACIONES (RAA)
PRECIO BÁSICO DE POTENCIA
REPRESENTACIÓN DE CONGESTIÓN EN EL DUCTO DE TRANSPORTE DE
DETERMINACIÓN DEL CUCSS
COMPENSACIÓN POR COSTOS VARIABLES ADICIONALES
COMPENSACIÓN POR GENERACIÓN CON RECURSOS ENERGÉTICOS
ÍNDICES WPSSOP3500 Y CUUR0000SA0
RELACIÓN DE INFORMACIÓN QUE SUSTENTA LOS PRECIOS EN BARRA
El siguiente informe contiene el estudio realizado por el Organismo
Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”), para la fijación de Precios en Barra del período mayo 2010
– abril 2011. Para su elaboración se ha considerado los estudios técnico
económicos presentados por los Subcomités de Generadores y Transmisores del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (en adelante “COES-SINAC”) de acuerdo con el Artículo 119°del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas; así como, los estudios desarrollados y/o
encargados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN (en adelante “GART”) sobre el particular.
Los principios y los procedimientos mediante los cuales se regulan las tarifas de electricidad en el Perú se encuentran establecidos en el Decreto Ley N°25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante ”Ley” ó “LCE”); la Ley N°28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (en adelante “Ley 28832”), el Decreto Legislativo N° 1002 (en adelante “DL 1002”), el Decreto Legislativo N° 1041 (en adelante “DL 1041”),
el Decreto de Urgencia N° 037-2008 (en adelante “DU 037”) y el Decreto de
Urgencia N° 049-2008 (en adelante “DU 049”); los reglamentos de estas leyes; y, en Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma "Procedimiento
para Fijación de Precios Regulados", aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD; así como, en los procedimientos que para efectos tarifarios ha aprobado OSINERGMIN.
estudio determina los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley
Artículos 125º y 126º del Reglamento. Estos están constituidos por los
precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las
cuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas y nodales, respectivamente.
El proceso de regulación tarifaria se inició el 13 de noviembre de 2009 con la presentación del “Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios
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de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo de 2010” y de la “Propuesta Tarifaria del Subcomité de Transmisores del COES Regulación Tarifa en Barra Mayo de 2010 – Abril 2011”, preparados por el Subcomité de Generadores y por el Subcomité de Transmisores del COES- SINAC, y remitidos a OSINERGMIN para su evaluación con cartas SGC-080- 2009 y sin número, respectivamente. Como parte del proceso regulatorio se convocó la realización de una audiencia pública, la cual se llevó a cabo el 25 de noviembre de 2009. En esta audiencia los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC tuvieron la oportunidad de sustentar sus propuestas de fijación de tarifas, recibiendo los comentarios y observaciones de los asistentes y dando respuesta a las observaciones recibidas.
Posteriormente, el 15 de diciembre de 2009, OSINERGMIN remitió a los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC, mediante oficios N°1236-2009-GART y N°1237-2009-GART, respectivamente, los Informes N° 0545-2009-GART y N° 0546-2009-GART con las observaciones encontradas a sus propuestas de tarifas.
Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por ambos Subcomités con fecha 18 de enero de 2010, mediante cartas SGC-103-2009 y sin número.
En la preparación del presente informe se toma en cuenta toda la información recolectada a lo largo del proceso descrito, incluidos los resultados de los estudios encargados por OSINERGMIN a consultores especializados sobre temas específicos de la regulación.
El Precio Básico de Energía se determina utilizando el modelo matemático de optimización y simulación de la operación de sistemas eléctricos denominado PERSEO.
El Precio Básico de la Potencia de Punta, de acuerdo con el mandato del Artículo 47°, literales e) y f) de la Ley, corresponde a los costos unitarios de inversión y costos fijos de operación de la unidad de generación más adecuada para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual, incluida su conexión al sistema de transmisión. Dicho precio ha sido determinado conforme a lo dispuesto por el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD y sus modificatorias.
Los Precios en Barra se calculan agregando a los precio básicos de energía y potencia los cargos por la transmisión involucrada de los Sistemas de Transmisión Garantizados y Principales. Los cargos por ambos sistemas de transmisión se calcularon aplicando el método establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad (su ingreso tarifario) y complementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión y el costo marginal.
Los cargos de peaje secundario corresponden a los publicados en la Resolución OSINERGMIN N°184-2009-OS/CD y su complementaria la Resolución OSINERGMIN N°279-2009-OS/CD, debidamente actualizados.
El Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro, el Cargo Unitario por Generación Adicional, Cargo por Prima de Energía Renovables y los Cargos Unitarios por Costos Adicionales, CVOA-CMg y CVOA-RSC, que se agregan a los cargos por el Sistema Principal de Transmisión, corresponden a aquellos determinados conforme se describe en el presente informe.
Finalmente, el Cargo por Garantía por la Red Principal de Camisea y el Cargo Unitario por Compensación por Transporte de Gas Natural a que se refiere el Artículo 5° del Decreto Legislativo N° 1041, que se agregan a los cargos por el Sistema Principal de Transmisión, corresponden a aquellos obtenidos conforme se describe en el Informe N°0061-2010-GART.
Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron comparados con el promedio ponderado de los precios de las licitaciones de conformidad con lo dispuesto por la Ley 28832. La información de contratos de licitaciones fue suministrada por las empresas distribuidoras.
Como resultado de la comparación del Precio en Barra, se tiene que éste no difiere en más del 10% del promedio ponderado de los precios de las licitaciones. Por tal motivo, no es necesario efectuar el reajuste en los precios teóricos para constituir los Precios en Barra definitivos. En consecuencia, los precios resultantes para la regulación de Precios en Barra del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se resumen en el cuadro siguiente 5 :
5 Los cargos de peaje secundario corresponden a los publicados en las Resoluciones OSINERG N° 065- 2005-OS/CD, OSINERGMIN N° 169-2007-OS/CD y sus respectivas modificatorias, debidamente actualizados al 31 de enero de 2010.
Cuadro No. 1.1
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Los Precios en Barra mostrados en las secciones anteriores, se obtienen a partir de las propuestas de los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC con las modificaciones efectuadas por OSINERGMIN. La siguiente relación describe los principales cambios incorporados:
Se consideraron las ventas preliminares para el año 2009, en vista que a la fecha la información se encuentra en revisión por parte del OSINERGMIN.
Por otro lado, se incluyó, sobre la base de información remitida a OSINERGMIN, la proyección de la demanda de Minera Galeno; así como, la fecha de ingreso al SEIN del sistema aislado Moyobamba- Tarapoto-Bellavista para el año 2012. Cabe mencionar, además, que se actualizó de manera preliminar la información referida a las pérdidas de distribución, subtransmisión y transmisión para el periodo de proyección; así como la participación de ventas de distribuidores en alta y muy alta tensión; y, la participación de ventas realizadas por los generadores. Estos valores serán ajustados en la etapa de publicación de Precios en Barra.
Se modificó el precio del gas natural para las unidades que utilizan gas natural de Camisea y se verificó que el precio del gas natural de la central de Aguaytía no supere el precio límite a considerar para efectos tarifarios, mientras que el precio de la central Malacas fue corregido por superar el referido precio límite, de conformidad con el Decreto Supremo N°016-2000-EM (ver Anexo C del informe).
Se modificó el programa de mantenimiento mayor propuesto por el COES-SINAC, por las razones expuestas en el Anexo E del presente informe.
Se desestimaron los valores propuestos por el Subcomité de Generadores del COES-SINAC de los costos variables no combustibles obtenidos de la aplicación de sus Procedimientos, por las razones expuestas en el Anexo B del presente informe. De otro lado, se actualizaron los valores de estos costos para las centrales de Ventanilla, Chilca y Santa Rosa, de acuerdo con los criterios que se señalan en dicho Anexo.
En los planes de transmisión se modificó la fechas de entrada de la línea Tocache – Bellavista (enero 2012), tal como se describe en el Anexo A.
Se incluyeron en el modelo PERSEO nuevas instalaciones de transmisión con finalidad de dar cumplimiento al Artículo 128° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
Se consideró la puesta en operación comercial de la C.T. Santo Domingo de Olleros para junio 2012 y la conversión a ciclo combinado de la C.T. Kallpa para octubre 2012. Las razones de
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estas modificaciones en el plan de obras están expuestas en el Anexo D del presente informe.
Se modificaron los factores nodales de energía como consecuencia de la aplicación del modelo PERSEO.
Se modificó el Precio Básico de la Potencia en los rubros de Costos de Inversión de la Central Termoeléctrica, tasa TAMEX, Costos de Conexión y Costo Fijo No Combustible, sobre la base de la aplicación del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD (ver Anexo N del informe).
Se modificó el Peaje por Conexión Unitario del Sistema Principal de Transmisión como consecuencia del análisis de la información del ESTUDIO y la ABSOLUCIÓN; así como, por la modificación del valor del cargo por Garantía por Red Principal del ducto de Camisea (Informe N° 0061-2010-GART). Dicho cargo, en la presente regulación tarifaria, es igual a 0,00 S/./kW-mes. Adicionalmente se agregó dentro del Peaje por Conexión Unitario del Sistema Principal de Transmisión los Cargo Unitarios que ordenan el Decreto Legislativo N°1041, el Decreto Legislativo N°1002 y los Decretos de Urgencia N° 037-2008 y N°049-2008, dando como resultado final un valor igual a 11,74 S/./kW-mes
En los cálculos de la publicación del proyecto de resolución que fija los Precios en Barra se tomó en consideración los costos al 31 de enero de 2010; dichos precios se actualizarán al 31 de marzo de 2010 en la etapa de publicación de la resolución a fin de cumplir con lo establecido en el Artículo 50°de la LCE.
Se ha considerado la retribución única al Estado por el uso del agua para generación hidroeléctrica de 0,858 S/./MWh, conforme al valor vigente al 31 de enero de 2010 del Precio Promedio de Energía a Nivel Generación en el SEIN.
1.5. Comparación de las Variaciones de los Precios en Barra en el SEIN
Los Precios en Barra resultantes se comparan con los precios vigentes al mes de febrero de 2010, obteniéndose los resultados que se muestran a continuación para las principales ciudades del país 6 .
6 Los cargos de peaje secundario corresponden a los publicados en las Resoluciones OSINERG N° 065- 2005-OS/CD, OSINERGMIN N° 169-2007-OS/CD y sus respectivas modificatorias, debidamente actualizados al 31 de enero de 2009.
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Cuadro No. 1.2
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El proceso de Fijación de Precios en Barra se realiza de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM; y la Ley 28832 y sus reglamentos. OSINERGMIN, en aplicación de la Ley N°27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido, dentro del proceso de regulación de las tarifas de generación, transmisión y distribución, la prepublicación del proyecto de resolución que fija la tarifa así como la realización de audiencias públicas. En el siguiente esquema se resume la secuencia de actividades del proceso para la Fijación de las Tarifas en Barra. Las fechas indicadas corresponden a la presente fijación de tarifas, donde a partir de la etapa “8” representan fechas límites que pueden variar en caso de adelantarse la fecha de término de alguna de las etapas.
El cronograma ilustrado en el Esquema 2.1, que obedece a las disposiciones legales vigentes, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que éstas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de los Precios en Barra.
Asimismo, con posterioridad a la decisión, se prevé la instancia de los recursos de reconsideración a través de la cual se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.
Esquema No. 2.1
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2.1. Propuesta de los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES- SINAC
El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (en adelante “COES-SINAC”) es un organismo técnico cuya la finalidad es coordinar la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. El órgano supremo del COES-SINAC es la Asamblea, integrada por los Agentes del SEIN, agrupados en cuatro subcomités: uno de Generadores, uno de Distribuidores, uno de Transmisores y uno de Usuarios Libres.
De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 51° de la Ley de Concesiones Eléctricas 7 , y por el Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma "Procedimiento para Fijación de Precios Regulados", aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 775-2007-OS/CD, el proceso de regulación tarifaria se inició con la presentación, efectuada por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC el 13 de noviembre de 2009, del “Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo de 2010” y de la “Propuesta Tarifaria del Subcomité de Transmisores del COES Regulación Tarifa en Barra Mayo de 2010 – Abril 2011”.
En el siguiente cuadro se resume, en términos económicos, las propuestas tarifarias:
7 Artículo 51º.- Antes del 15 de noviembre de cada año, el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, en la actividad que les corresponda, presentarán al OSINERG los correspondientes estudios técnico-económicos de las propuestas de Precios en Barra, que expliciten y justifiquen, entre otros aspectos, los siguientes:
a) La demanda de potencia y energía del sistema eléctrico para el período de estudio;
b) El programa de obras de generación y transmisión;
c) Los costos de combustibles, Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables de operación pertinentes;
d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos;
e) Los costos marginales;
f) Precios Básicos de la Potencia de Punta y de la Energía;
g) Los factores nodales de energía;
h) El Costo Total de Transmisión considerado;
i) Los valores resultantes para los Precios en Barra; y,
j) La fórmula de reajuste propuesta; y,
Asimismo el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, deberán entregar al COES toda la información relevante para los cálculos tarifarios, para ser puestos a disposición de los interesados que lo soliciten.
Para la aplicación del presente artículo OSINERG definirá los procedimientos necesarios.
De acuerdo con lo establecido en el Procedimiento para Fijación de Precios en Barra, el Consejo Directivo de OSINERGMIN convocó a una primera Audiencia Pública para el 25 de noviembre de 2009, con el objeto de que los Subcomités de Generadores y de Transmisores del COES-SINAC expongan sus propuestas de tarifas de generación para la regulación tarifaria del periodo mayo 2010 − abril 2011.
En concordancia con lo anterior, se dispuso previamente la publicación, en la página Web de OSINERGMIN, de las propuestas de tarifas recibidas con el propósito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a los estudios mencionados y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios durante la realización de la Audiencia Pública.
De esta forma, se busca lograr la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de mayor transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento Administrativo General.
Con fecha 15 de diciembre de 2009, OSINERGMIN a través de los Informes N°1236-2009-GART y N°1237-2009-GART comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, a las propuestas presentadas por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC.
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Inmediatamente después de remitidos los informes de observaciones se procedió a la publicación de los mismos en la página Web de OSINERGMIN.
El 18 de enero de 2010, los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC remitieron sus respuestas a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN y presentaron sus informes con los resultados modificados de sus estudios.
En el siguiente cuadro se resumen las propuestas después de la absolución de las observaciones.
Cuadro No. 2.2
De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 122° del Reglamento 8 , en el caso de las observaciones que no fueron absueltas a satisfacción de OSINERGMIN, corresponde a este organismo, de acuerdo con el análisis que se indica más adelante, establecer los valores correspondientes y fijar las tarifas dentro de los márgenes que se señalan en la Ley.
OSINERGMIN ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por los Subcomités de Generadores y Transmisores del COES-SINAC tanto en sus propuestas iniciales como en los informes remitidos en respuesta a las observaciones formuladas a sus propuestas para la fijación de los Precios en Barra del periodo mayo 2010 – abril 2011. A raíz del análisis que se indica, se ha elaborado el presente informe que contiene el resultado de los estudios realizados.
8 Artículo 122º.- En los casos en que la Comisión haya presentado observaciones a los estudios de costos presentados por el COES o los concesionarios para la fijación tarifaria, y éstas no hayan sido absueltas a satisfacción de la Comisión, corresponderá a la Comisión establecer los valores finales y fijar las tarifas dentro de los márgenes que señalan los Artículos 53º y 71º de la Ley.
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El siguiente cuadro resume los precios determinados por OSINERGMIN después del análisis efectuado:
Cuadro No. 2.3
De acuerdo con lo señalado en el literal “g” del Anexo A del Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, con un mínimo de 15 días hábiles de anticipación a la publicación de la resolución que fije los Precios en Barra, OSINERGMIN prepublicará en el diario oficial el Peruano y en su página Web el Proyecto de Resolución que fija los Precios en Barra y la relación de información que la sustenta.
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El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se extiende desde Tacna por el sur hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte de ciudades del país.
Para el presente período de regulación se destaca:
• El ingreso a partir de abril de 2010 de la unidad TG de la C.T. Las Flores (192 MW) y, a partir de julio de 2010 de la unidad TG3 de la C.T. Kallpa (195 MW).
• El ingreso de la segunda etapa de la central Machupicchu (101 MW) para el mes de febrero de 2012, de la TG de la C.T. Santo Domingo de Olleros (200 MW) para el mes de mayo 2012 y de la conversión a ciclo combinado de la C.T. Kallpa (170 MW) para el mes de octubre 2012.
• No se considera, preliminarmente, la conversión a gas natural de la C.T. El Faro (170 MW) debido a problemas en el suministro de gas natural, así como la C.T. Fénix debido a falta de información, conforme se detalla en el Anexo D.
• La interconexión al SEIN del Sistema Aislado Tarapoto-Moyobamba- Bellavista en enero 2012.
• Se modela el problema de congestión en el ducto de transporte del gas natural para el año 2012, conforme se detalla en el Anexo O, debido al vencimiento del Decreto de Urgencia N° 049-2008. Asimismo, se consideran las capacidades reales del sistema de transmisión para el año 2012, también por el vencimiento del referido decreto, conforme se detalla en el Anexo H.
En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos en el proceso de determinación de los Precios en Barra para el período mayo 2010 - abril 2011.
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Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SEIN.
3.1.1. Precio Básico de la Energía
El Precio Básico de la Energía, cuyos criterios y procedimientos de determinación se encuentran establecidos en el Reglamento de la LCE, se calculó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 36 meses del período de análisis de acuerdo con lo dispuesto en los Artículos 47° al 50° de la LCE 9 , así como lo dispuesto por el Artículo 1° del DU 049 10 para el horizonte comprendido entre el 01 de enero
9 Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes en la siguiente forma:
a) Proyectará la demanda para los próximos veinticuatro (24) meses y determinará un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período.
La proyección a que se refiere el párrafo precedente considerará como una constante la oferta y demanda extranjeras sobre la base de datos históricos de las transacciones del último año. El Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (RIEE) establecerá el procedimiento correspondiente.
b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta: las series hidrológicas históricas, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el artículo 79°de la presente Ley.
El período de estudio comprenderá la proyección de veinticuatro (24) meses a que se refiere el inciso a) precedente y los doce (12) meses anteriores al 31 de marzo de cada año. Respecto de estos últimos se considerará la demanda y el programa de obras históricos.
c) Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sistema, para los Bloques Horarios que establece la Comisión de Tarifas de Energía, correspondiente al programa de operación a que se refiere el acápite anterior.
d) Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda, debidamente actualizados al 31 de marzo del año correspondiente.
e) Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el artículo 79 de la presente Ley.
f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimiento que se establezca en el Reglamento, considerando como límite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior.
En caso de que la reserva del sistema sea insuficiente se considerará para este fin un margen adicional, al precio establecido en el párrafo precedente.
g) Calculará para cada una de las barras del sistema los factores nodales de energía de acuerdo a lo señalado en el artículo 48°. El factor nodal será igual a 1,00 en la barra en que se fije el Precio Básico de Energía.
h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, agregando al Precio Básico de la Potencia de Punta los valores unitarios del Peaje de Transmisión y el Peaje por Conexión a que se refiere el artículo 60°de la presente Ley;
i) Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía nodal correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor nodal de energía.
Artículo 48º.- Los factores nodales de energía se calcularán considerando las pérdidas marginales y la capacidad del sistema de transmisión
Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema.
Artículo 50º.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el artículo 47° deberán ser expresados a precios vigentes del mes de marzo del año de la fijación.
10 Artículo 1º.- Costos Marginales de Corto Plazo
Para efectos del despacho económico a que se refiere el marco regulatorio de electricidad, se seguirán los siguientes criterios:
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de 2009 y el 31 de diciembre de 2011. Dichos costos marginales se determinan a partir del programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta: las series hidrológicas históricas, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el Artículo 79°de la LCE.
Dicho programa de operación se obtiene haciendo uso del modelo PERSEO. Este modelo de despacho de energía multinodal, permite calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programación lineal para determinar la estrategia óptima de operación ante diferentes escenarios de hidrología. Los costos marginales se determinan como el promedio de las variables duales asociadas a la restricción de cobertura de la demanda (2009-2012) para cada uno de los escenarios hidrológicos.
Para representar el comportamiento de la hidrología, el modelo PERSEO utiliza los caudales históricos naturalizados registrados en los diferentes puntos de interés. Para el presente estudio se utilizan los datos de caudales naturales de los últimos 44 años, con información histórica, hasta el año
La representación de la demanda del sistema se realizó para cada barra, en diagramas de carga mensual de tres bloques, para cada uno de los 36 meses del período de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados se calcularon para cada uno de los bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resume en sólo dos períodos: punta y fuera de punta (para el período fuera de punta se consideran los bloques de media y base).
En el caso del mantenimiento, se corrige el programa de mantenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas. Asimismo, se considera una reducción permanente de 30 MW en la potencia efectiva de la C.H. Huinco y de 15 MW en la potencia efectiva de la C.H. Charcani V por reserva rotante para regulación de frecuencia.
Se considera, además, las restricciones impuestas por la Resolución Ministerial N° 0149-98-AG, en el control de los desembalses del lago Junín, así como el costo marginal máximo establecido por Resolución Ministerial N°607-2008-MEM/DM (313,50 S/./MWh) 11 .
1.1 Los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), se determinarán considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad.
1.2 Los costos marginales referidos en el numeral anterior no podrán ser superiores a un valor límite que será definido por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial.
1.3 La diferencia entre los costos variables de operación en que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los costos marginales determinados conforme al numeral 1.1 y dichos costos marginales, será cubierta mediante un cargo adicional en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.
11 Artículo 1°.- El valor límite de los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), es de 313,50 Nuevos Soles/MWh.
Artículo 2°.- La presente Resolución entrará en vigencia el día 02 de enero de 2009.
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El modelo PERSEO está constituido por un programa (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las restricciones que definen un problema de programación lineal. Las restricciones una vez construidas son sometidas a un motor de programación lineal (herramienta CPLEX) que resuelve el problema de optimización. Las salidas del optimizador lineal son luego recogidas por programas de hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráfico de los resultados.
Información más detallada sobre el modelo PERSEO, sus características, manual de usuario, casos de prueba y datos de las fijaciones tarifarias, se encuentra disponible en el portal del modelo consignado en la página Web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe.
3.1.2. Precio Básico de la Potencia
El Precio Básico de la Potencia, cuyos criterios y procedimientos de cálculo se encuentran definidos en el Artículo 126º del Reglamento 12 , se determina a partir de una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El Precio Básico de Potencia corresponde a la anualidad de la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual, conforme al Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante
12 Artículo 126º.- La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47° de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios y procedimientos:
a) Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia:
I) Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47° de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar;
II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar;
III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden;
IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad;
V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y
VI) El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden.
b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión:
I) La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación de capital obtenido con la Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79° de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión.
II) El monto de la Inversión será determinado considerando:
1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importación que les sean aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y,
2) El costo de instalación y conexión al sistema.
III) Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fiscal.
c) La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento.
La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.
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Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD y sus modificatorias. Se considera, asimismo, los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de
la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados
mediante la Resolución OSINERGMIN N° 618-2008-OS/CD, publicada el 19 de octubre de 2008. Mayor detalle sobre este punto se presenta en el Anexo
N del presente informe.
A continuación, se presenta la demanda, el programa de obras, los costos
variables de operación y el costo de racionamiento que se utilizan para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Finalmente, se presenta la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir los Precios en Barra.
3.2.1. Previsión de Demanda
Para efectuar el pronóstico de la demanda se hace uso de un modelo de corrección de errores. Asimismo, se tiene en cuenta las siguientes diferencias respecto de los valores propuestos por el Subcomité de Generadores del COES-SINAC (ver Anexo A para mayor detalle):
• La demanda para el periodo 2010 a 2011, ha sido determinada con el Modelo de Corrección de Error, conforme a las fijaciones anteriores.
• Modificación de la proyección de demanda de Shougesa, Electroandes, Minera Cerro Verde y del Sistema Aislado Tarapoto-Moyobamba- Bellavista para el periodo 2010-2012. Al respecto, se ha considerado en el caso de Tarapoto-Moyobamba-Bellavista la demanda residual, luego de descontar su producción hidroeléctrica.
• Con relación a los valores de las ventas y la tarifa; así como, las pérdidas eléctricas y la participación en las ventas (en muy alta, alta y media tensión) correspondientes al año 2009, se ha considerado la información comercial de las empresas eléctricas al IV trimestre del año 2009 de manera preliminar, en vista que esta información se encuentra en revisión por OSINERGMIN. Al consumo de energía, se le agrega un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas transversales no consideradas en el modelado de la red de transmisión.
Complementariamente, de acuerdo con el Artículo 47° de la LCE y el Artículo 29° 13 del Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (en adelante “RIEE”), aprobado mediante Decreto Supremo Nº 049-2005-EM, respecto de la demanda extranjera, corresponde incluir una proyección de demanda extranjera igual a las transacciones internacionales registradas en el año precedente. Al respecto, toda vez que durante el año 2009 se
13 Artículo 29º (RIEE).- Determinación de las Tarifas en Barra
A efectos de la fijación de Tarifas en Barra, la proyección de la demanda y oferta futura de los Sistemas que se encuentren interconectados con el SEIN, se efectuará utilizando los valores de potencia y energía de las TIE registradas en el año precedente al del proceso de fijación de Tarifas en Barra. Dichos valores se mantendrán constantes durante el período a que se refiere el Articulo 47º de la Ley.
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efectuaron transacciones internacionales de electricidad bajo el amparo del Decreto de Urgencia N° 109-2009 que establece, entre otras cosas, que las demandas asociadas a la exportación de electricidad no se tomará en cuenta en la determinación de los costos marginales, ni para la determinación de los Precios en Barra; por lo cual el valor a considerar en la proyección de demanda del SEIN será igual a cero.
De otro lado, en aplicación del Artículo 10° 14 del Reglamento de Cogeneración, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 037-2006-EM, se ha descontado de la proyección de demanda los valores históricos de energía y potencia de las centrales de cogeneración.
La demanda considerada para el SEIN se resume en el Cuadro No. 3.1. Esta demanda se encuentra en el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERSEO es necesario desagregarla en las barras en las cuales se representa el SEIN.
Cuadro No. 3.1
3.2.2. Programa de Obras
El programa de obras es la secuencia de equipamiento que comprende los equipos de generación y transmisión y sus fechas esperadas de puesta en servicio dentro del periodo de estudio a que se refiere el literal b) del Artículo 47° de la LCE. Dicho periodo de estudio se extiende a los 24 meses posteriores, y los 12 meses previos, al 31 de marzo del año de la fijación.
En este sentido, la LCE dispone que para efectos de los 12 meses previos se considere el programa de obras histórico, en tanto para los 24 meses posteriores se considere las obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período; para ello OSINERGMIN presta especial atención al mantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda, orientado al reconocimiento de costos de eficiencia y a la estructuración de los mismos, de manera que promuevan la eficiencia del sector.
Adicionalmente en el plan de obras de generación se han incluido los proyectos de energía renovables que fueron adjudicados el 12 de febrero del
14 Artículo 10º.- Oferta de Cogeneración en el cálculo de Tarifas en Barra
Para el cálculo de las tarifas en barra, la oferta de las Centrales de Cogeneración Calificadas será proyectada como una constante que será igual a los valores históricos de producción de potencia y energía registrados de cada Central en el último año. Para la simulación del despacho se considerará los criterios establecidos en los numerales 7.1 y 7.2 del Artículo 7°.
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presente año, conforme se detalla en el Anexo D. De este modo, el programa de obras de generación en el SEIN que se emplea para la presente fijación tarifaria se muestra en el Cuadro No. 3.2.
Cuadro No. 3.2
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En cuanto al plan de obras de transmisión, lo propuesto por el Subcomité de Transmisión se ha consolidado no sólo con los proyectos considerados en el Plan Transitorio de Transmisión, previstos para entrar en operación comercial dentro de los 24 meses posteriores, sino también con aquellos que se encuentran en ejecución o están programados licitarse para que ingresen dentro del periodo de simulación con el modelo PERSEO, tal como se muestra en el Cuadro No 3.3.
Cuadro No. 3.3
El Cuadro No. 3.4 presenta la información de las principales características de las centrales hidroeléctricas que actualmente operan en el SEIN. Asimismo, en el Cuadro No. 3.5 se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes del SEIN.
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Cuadro No. 3.4
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Cuadro No. 3.5
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3.2.3. Costos Variables de Operación (CVT)
Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible (CVC) y Costos Variables No Combustible (CVNC).
El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo específico de la unidad (por ejemplo, para una TG que utiliza Diesel Nº 2 como combustible, el consumo específico se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible (por ejemplo, para el Diesel Nº 2 dicho costo está dado en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh o mils/kWh 15 .
El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo, no asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina la función de costo total de las unidades termoeléctricas (sin incluir el combustible) para su régimen de operación esperado; a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad.
El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro No. 3.9, más adelante, muestra los CVNC resultantes de aplicar el procedimiento indicado.
En lo relativo al CVC, el precio que se utiliza para los combustibles líquidos (Diesel Nº 2 16 , Residual Nº 6 y Residual Nº 500) considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente.
Con base en lo establecido en el Artículo 124° del Reglamento 17 , en el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras se considera como precios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú S.A. para generación eléctrica en sus diversas plantas de ventas en el ámbito
15 Un mil = 1 milésimo de US$.
16 En este informe deberá entenderse que la referencia al combustible Diesel Nº 2 corresponde indistintamente también a la denominación Biodiesel 2, que publica PetroPerù S.A.
17 Artículo 124º. El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se determinará considerando los siguientes aspectos:
El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan en el Artículo 50° de la Ley y se tomará los precios del mercado interno. Para el caso de los combustibles líquidos se tomará el que resulte menor entre el precio del mercado interno y el precio de referencia ponderado que publique OSINERG. Para el caso del carbón, el precio de referencia de importación que publique OSINERG será considerado como precio del mercado interno. Asimismo, los criterios señalados serán aplicados en las fórmulas de reajuste correspondientes.
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nacional, siempre y cuando no supere los precios de referencia ponderados que publique OSINERGMIN.
Los precios de referencia se determinan conforme a lo dispuesto en el “Procedimiento para la Determinación de los Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica”, aprobado por Resolución OSINERG N°062-2005-OS/CD.
El Cuadro No. 3.6 presenta los precios de PetroPerú S.A. para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao); así como, en las Plantas Mollendo e Ilo, al 31 de enero de 2010 18 . También se presentan el Impuesto Selectivo al Consumo de los combustibles Residual 6 y Residual 500, que se aplican en cumplimiento del Decreto Supremo N° 126-2008-EF del Ministerio de Economía y Finanzas 19 , y del combustible Diesel N° 2 por vencimiento de la exoneración en diciembre 2009. Estos precios corresponden al Anexo de la lista de precios de combustibles para Generación Eléctrica.
Cuadro No. 3.6
Como resultado de la comparación entre los precios locales del combustible (precios de PetroPerú S.A.) y los precios de referencia ponderados de OSINERGMIN, se verifica que los precios de referencia se ubican por encima de los precios locales publicados al 31 de enero de 2010. En aplicación del Artículo 124° del Reglamento, en consecuencia, se procede a considerar los precios locales de combustible, conforme se muestra en el Cuadro
N°3.7.
18 A fin de cumplir con lo establecido en el Artículo 50° de la LCE en la publicación de la Resolución de Precios en Barra se deberán considerar los costos al 31 de marzo de 2010.
19 El 29 de octubre de 2008 se publicó el Decreto Supremo N° 126-2008-EF que establece la modificación del ISC para los bienes contenidos en el Nuevo Apéndice III del Texto Único Ordenado (TUO) de la Ley de Impuesto General a las Ventas e Impuesto Selectivo al Consumo, aprobado por el Decreto Supremo N°055-99-EF, dentro de estos bienes se agregó el ISC para el combustible Residual.
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Cuadro No. 3.7
Finalmente, a los valores resultantes, cuando corresponda, se les agrega el Impuesto Selectivo al Consumo que grabe al combustible debido a que no genera crédito fiscal.
Según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser aquellos precios que corresponden al mercado interno. No obstante, mediante la Resolución Directoral N°038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998, se precisó que, para la fijación de las tarifas de energía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERGMIN).
Complementariamente, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 6° del Decreto Supremo N° 016-2000-EM, y sus modificatorias, se tomará como precio del mercado interno para los fines a que se refiere el inciso c) del Artículo 124°del Reglamento, lo siguiente:
1. Para las centrales que operen con gas natural de Camisea, el precio a considerar debe ser determinado tomando como referencia el precio efectivamente pagado del gas de Camisea más el noventa por ciento del costo del transporte y de la distribución, según corresponda.
2. Para centrales que utilicen gas natural procedente de otras fuentes distintas a Camisea, el precio a considerar será el precio único 20 que se obtenga como resultado del procedimiento N° 31 C del COES-SINAC 21 , teniendo como límite superior aquél que resulte del “Procedimiento para la Determinación del Precio Límite Superior del gas natural para el Cálculo de las Tarifas en Barra” establecido por OSINERGMIN.
Conforme se detalla en el Anexo C, los precios de gas natural a utilizarse en la presente regulación para las centrales de Ventanilla, Santa Rosa, Chilca,
20 La información correspondiente al precio único, su fórmula de reajuste y la calidad del gas natural deberá efectuarse una vez al año, el último día hábil de la primera quincena del mes de junio en sobre cerrado. Dicha información tendrá vigencia desde el 1 de julio hasta el 30 de junio del año siguiente.
21 “Información de Precios y Calidad de Combustible de Gas Natural” aprobado mediante la Resolución Ministerial N° 609-2002-EM/DM
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Kallpa, Aguaytía, Malacas TG1-2 y Malacas TG4 corresponden a 2,2675 US$/MMBtu, 2,3391 US$/MMBtu, 2,2092 US$/MMBtu, 2,2296 US$/MMBtu, 1,9000 US$/MMBtu, 2,2429 US$/MMBtu y 2,2429 US$/MMBtu, respectivamente.
3.2.3.3. Precio del Carbón
Entre los combustibles utilizados para la generación eléctrica, se encuentra el carbón que es consumido en la Central Termoeléctrica Ilo 2. El precio de este insumo está expresado por US$/Ton referido a un carbón estándar de Poder Calorífico Superior (PCS) de 6 240 kcal/kg.
El precio para este combustible se determina conforme a lo dispuesto en el Artículo 124° del Reglamento de la LCE, mediante la aplicación del “Procedimiento para la Determinación de los Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica”. En este sentido, el valor determinado al 31 de enero de 2010 es de 89,25 US$/Ton.
Los precios de los combustibles puestos en cada central se calculan tomando en cuenta el precio del combustible en el respectivo punto de compra, el flete, el tratamiento del combustible y los stocks (almacenamiento) para cada central eléctrica. En este sentido, es posible tomar como referencia la información del Cuadro No. 3.6 (precios del combustible en Lima) y calcular un valor denominado “Otros” para relacionar el precio del combustible en cada central con respecto al precio en Lima. Este resultado se muestra en el Cuadro No. 3.8.
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Cuadro No. 3.8
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Con los precios anteriores y los consumos específicos del Cuadro No. 3.5 se determinan los costos variables totales de cada unidad generadora como se muestra en el Cuadro No. 3.9.
Cuadro No. 3.9
En el caso de las centrales duales, que pueden utilizar como combustible tanto gas natural como diesel en su operación, se ha considerado dentro de la presente regulación que operan con gas natural hasta diciembre 2011, ello en atención a lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N° 048-2009; a partir de enero de 2012, se ha considerado su operación con combustible diesel.
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3.2.4. Canon del Agua
Se ha considerado la retribución única al Estado por el uso del agua para generación hidroeléctrica que establece el Artículo 107° de la LCE y 214° de su Reglamento 22 , cuyo monto es de 0,858 S/./MWh, conforme al valor vigente del 1% del Precio Promedio de Energía a Nivel Generación en el SEIN, el cual corresponde al Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta (PEMF) vigente, al 31 de enero de 2010, de la Barra Base Lima 220 kV para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
3.2.5. Costo de Racionamiento
Se mantiene el costo de racionamiento establecido por el OSINERGMIN para la anterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh.
3.2.6. Precio Básico de la Energía
El Cuadro No. 3.10 presenta el Precio Básico de la Energía en la barra base Lima, el cual se determina con la optimización y simulación de la operación del SEIN para un horizonte de 36 meses.
Cuadro No. 3.10
3.2.7. Precio Básico de la Potencia
El Precio Básico de la Potencia para la presente fijación se determina a partir de la utilización de los costos correspondientes a una unidad de punta,
22 Artículo 107º.- Los concesionarios y empresas dedicadas a la actividad de generación, con arreglo a las disposiciones de la presente Ley, que utilicen la energía y recursos naturales aprovechables de las fuentes hidráulicas y geotérmicas del país, están afectas al pago de una retribución única al Estado por dicho uso, comprendiendo inclusive los pagos establecidos por el Decreto Ley Nº.17752 y sus disposiciones reglamentarias y complementarias.
Las tarifas por dicha retribución no podrán ser superiores al 1% del precio promedio de energía a nivel generación, calculado de acuerdo al procedimiento que señale el Reglamento de la presente Ley.
Artículo 214° (RLCE).- La compensación única al Estado a que se refiere el artículo precedente, se abonará en forma mensual observando el siguiente procedimiento:
a) El titular de la central generadora, efectuará una autoliquidación de la retribución que le corresponde, tomando en cuenta la energía producida en el mes anterior y el 1% del precio promedio de la energía a nivel de generación;
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turbogas operando con combustible diesel, conforme a la aplicación del “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD y sus modificatorias (Anexo N).
El Cuadro No. 3.11 muestra los costos utilizados para la unidad y la determinación del Precio Básico de la Potencia.
Cuadro No. 3.11
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El Sistema Garantizado de Transmisión (en adelante “SGT”) del SEIN comprende el conjunto de activos o instalaciones de transmisión que conforman el Plan de Transmisión a que se refiere el Artículo 21° de la Ley 28832 y, cuya concesión y construcción sean resultado de un proceso de licitación pública. Dado que aún no se cuenta con el Plan de Transmisión, lo sustituye el Plan Transitorio de Transmisión, aprobado por el MINEM.
Según el Subcomité de Transmisión, para el periodo mayo 2010 – abril 2011, sólo el Consorcio Transmantaro S.A. tiene concesión de SGT, dentro de la cual se ha previsto la entrada en operación comercial de dos líneas de transmisión, en dos etapas: en mayo 2010, la línea Chilca-La Planicie- Zapallal Nueva en 220 kV, doble circuito; y en marzo 2011, la línea Chilca- Zapallal Nueva en 500 kV, simple circuito.
Las inversiones correspondientes a cada una de las etapas a las que se refiere el párrafo anterior, son las que se muestran en el siguiente cuadro:
1era etapa: mayo 2010
L.T. 220 kV, doble circuito, Chilca - La Planicie - Zapallal y SSEE
714 849
2da etapa: marzo 2011
L.T. 500 kV, simple circuito, Chilca - Zapallal y SSEE
519 051
52 233 900
Los valores de inversión corresponden a los que resultaron del proceso de licitación pública llevado a cabo por PROINVERSIÓN en el marco de la Ley N° 28832, el Reglamento de Transmisión, la LCE y su Reglamento, el Texto Único Ordenado de las Normas con Rango de Ley que regulan la entrega en
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concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos (D.S. N° 059-96-PCM) y otras Leyes Aplicables y disposiciones específicas emitidas para el efecto.
Al respecto, es del caso mencionar que según el contrato de concesión correspondiente, a partir de la Puesta en Operación Comercial de cada etapa, la Sociedad Concesionaria está autorizada a cobrar la respectiva Base Tarifaria, a ser fijada por OSINERGMIN.
El Sistema Principal de Transmisión (en adelante “SPT”) del SEIN comprende un conjunto de instalaciones que antes de la expedición de la Ley 28832 fueron calificadas como tales por el Ministerio de Energía y Minas (en adelante “MINEM”). Este sistema, redefinido a inicios de 2001, no necesariamente forma una red continua. Las instalaciones que lo integran; así como sus titulares, se detallan en el Cuadro N°4.1.
Cuadro No. 4.1
INSTALACIONES QUE CONFORMAN EL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN
L-2280
L-2248
Piura Oeste
SE Talara
Reactor 20 MVAR
SE Piura Oeste
L-2236
Chiclayo Oeste
SE Chiclayo Oeste
SVC +/- 30 MVA
L-2234
Trujillo Norte
SE Guadalupe
220/60/10kV; 60MVA
SE Trujillo Norte
SVC +30/-20 MVAR
L-2215
Chimbote 1
Paramonga Nueva
SE Chimbote
Bancos 20 + 15 MVAR
L-2253
Parte de Celda en SET Paramonga Nueva
SE Paramonga Nueva
Reactor 40 MVAR
L-2212
L-2003/2004
SE San Juan
Bancos 30 + 15 MVAR
L-1120
Paragsha II
SE Huánuco
Banco 2.2 MVAR
L-1121
SE Tíngo María
L-1030
L-1006
SE Tintaya
SVC +/- 15 MVA
L-1004
Dolorespata
Quencoro
L-2224
Celda en SE Pachachaca
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Control Respaldo
SE Azángaro
Celda en 138 kV
SE Tingo María
Reactor 30 MVAR
ETESELVA
Autotransformador 220/138 kV; 40 MVA
SE Vizcarra
Celda L-253 en 220 kV
L-2025 L-2026
L-2029
L-2030
L-2053 L-2054
L-224
Oroya Nueva
L-22259 L-22258 L-2254
Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra
Adicionalmente, acorde con el cálculo realizado en el Informe N° 0061-2010- GART el monto por concepto de la Garantía por Red Principal correspondiente a la presente regulación tarifaria tendrá como valor 0,00 S/./kW-mes; en tanto, el cargo unitario por compensación por transporte de gas natural a que se refiere el Artículo 5° del DL 1041 resulta igual a 2,11 S/./kW-mes.
De igual modo, se han determinado el Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro, el Cargo Unitario por Generación Adicional, los Cargos Unitarios por Costos Adicionales CVOA-CMg y CVOA-RSC, y el Cargo Unitario por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables iguales a 0,15 S/./kW-mes, 0,02 S/./kW-mes, 5,24 S/./kW-mes, 0,00 S/./kW-mes y 0,14 S/./kW-mes, respectivamente.
En cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77° de la LCE 23 , en esta oportunidad corresponde actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo (en adelante “VNR”) de las instalaciones de transmisión que fueron revisadas en el año 2006 mediante la Resolución OSINERGMIN N°155-2006-OS/CD.
Por criterio de uniformidad, OSINERGMIN ha considerado conveniente evaluar el VNR de las instalaciones que conforman el SPT del SEIN, utilizando la Base de Datos revisada y actualizada con precios promedio de mercado del año 2009, cuya publicación se ha realizado mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 012-2010-OS/CD.
23 Artículo. 77º.- Cada cuatro años, la Comisión de Tarifas de Energía procederá a actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, con la información presentada por los concesionarios.
En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas de Energía incorporará o deducirá su respectivo Valor Nuevo de Reemplazo.
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Por otra parte, de acuerdo con lo señalado en los respectivos Contratos BOOT 24 suscritos por el Estado con Redesur y Transmantaro, se procede a actualizar el VNR correspondiente a sus instalaciones que pertenecen al SPT. Asimismo, corresponde la actualización del VNR de la empresa ISA.
A continuación se resumen los criterios que se utilizan en la determinación del
VNR de cada una de las empresas de transmisión eléctrica. Los detalles del análisis de OSINERGMIN se presentan en los Anexos I, J, K, L y M.
En cuanto a las inversiones de las instalaciones que forman parte del SGT, éstas se actualizarán según lo establecido en sus respectivos contratos.
En las regulaciones de tarifas de mayo 2006 y mayo 2009, se revisó el VNR
de las instalaciones de REP que integran el SPT del SEIN; por lo tanto, para
la presente fijación de mayo de 2010 corresponde efectuar la actualización de
la parte del VNR que fue revisado en el año 2006, mientras que la parte del VNR revisado en el año 2009 será actualizada en mayo de 2013.
Las instalaciones de REP cuyo VNR corresponde ser actualizado como parte de la presente regulación, son las siguientes:
C.Control Principal
C.Control Respaldo
Como resultado, el VNR total de las instalaciones de REP asciende a US$ 113 577 637, conforme se detalla en el Anexo I.
Cabe destacar, que el Costo Total de las instalaciones de REP que forman parte del SPT, calculado con la anualidad del VNR y el COyM correspondiente, se compara con el valor de la Remuneración Anual Garantizada 2 (RAG 2 ) a fin de determinar el Costo Total Anual que se emplea en el cálculo del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.
Se ha tomado en cuenta las ocho (8) minutas modificatorias al Contrato de Concesión del Sistema de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR que tienen relación con la valorización del VNR de REP, que se suscribieron el 31/03/2006, 26/07/2006, 16/05/2007, 28/05/2007, 07/08/2007, 11/04/2008, 24/04/2008 y 21/09/2009:
• Minuta del 31 de Marzo de 2006, mediante la cual se estableció el marco general para la construcción de las ampliaciones, así como los criterios para la fijación y liquidación de la Remuneración Anual por Ampliaciones (en adelante “RAA”), la misma que agregada a la Remuneración Anual
24 Build Own Operate and Transfer
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Garantizada (en adelante “RAG”), suman la Remuneración Anual (en adelante “RA”). Así mismo, se estableció el criterio para la remuneración de las ampliaciones menores.
• Minuta del 31 de Marzo de 2006, mediante la cual se acuerda la ejecución de la Ampliación 1 que comprende el “Proyecto de Construcción de la Nueva Subestación Chilca REP y Ampliación de Capacidad de las líneas desde la Subestación San Juan hasta la futura Subestación Chilca REP”.
• Minuta del 26 de Julio de 2006, mediante la cual se estableció la remuneración de las instalaciones que generan Ingresos Adicionales a la RAG y se modificó el orden de cobertura de la RA, de modo que se cubra primero con el ingreso de los pagos de los Generadores, luego con el pago de los SST de demanda y, finalmente, con el ingreso proveniente del SPT. Así mismo, se estableció los criterios para la Regularización de los Ingresos Adicionales a la RAG no percibidos por REP y de la devolución del pago por concepto del Impuesto a las Transacciones Financieras.
• Minuta del 26 de julio de 2006. mediante la cual se acuerda la ejecución del Ampliación 2 que comprende el “Proyecto de Construcción del Segundo Circuito de la Línea de Transmisión Zapallal – Paramonga Nueva – Chimbote 1”.
• Minuta del 16 de mayo de 2007, mediante la cual se acuerda la ejecución de la Ampliación 3 que comprende el proyecto “Ampliación de las Subestaciones Ica, Marcona y Juliaca”.
• Minuta del 16 de mayo de 2007, mediante la cual se acuerda la ejecución de la Ampliación 4 que comprende el proyecto “Compensación Capacitiva en la Zona de Lima: Subestación Santa Rosa 2x20 MVAR, 60 kV y Subestación Chavarría 2x20 MVAR, 60 kV”.
• Minuta del 28 de mayo de 2007, mediante la cual se da mayor precisión respecto de la forma y mecanismos aplicables al pago de la Remuneración Anual por Ampliaciones.
• Minuta del 07 de agosto de 2007, mediante la cual modifican el numeral 5.2 del Anexo Nº 7 respecto al pago de remuneración anual correspondiente a los consumidores. Asimismo, se modificó el numeral 10 respecto a las instalaciones que generan ingresos adicionales a la RAG.
• Minuta del 11 de abril de 2008, mediante la cual las partes acuerdan
operación comercial de la
Ampliación 4.
• Minuta del 24 de abril de 2008, mediante la cual se establecen las condiciones para el reconocimiento económico por los gastos correspondientes a la Reparación y Solución de Deficiencias de Cimentación de postes existentes, como parte de las obras de la Ampliación 2.
• Minuta del 21 de enero de 2009, mediante la cual se acuerda la ejecución de la Ampliación 5 que comprende las ampliaciones de las siguientes
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subestaciones: “Quencoro, Azángaro, Trujillo Norte, Piura Oeste, Tingo María, Tocache e Independencia”.
En la regulación de tarifas de mayo 2009, se revisó el VNR de las instalaciones de transmisión de Eteselva que forman parte del SPT; por lo tanto, en la presente fijación de mayo 2010 no corresponde efectuar la actualización respectiva.
En este sentido, el VNR de las instalaciones de Eteselva que integran el SPT del SEIN, asciende a US$ 19 545 471 (Ver Anexo J).
En la regulación de tarifas de mayo 2009, se revisó el VNR de la celda en la subestación Vizcarra de la L.T. Vizcarra – Paramonga Nueva 220 kV de Antamina, la cual integra el SPT del SEIN; por lo tanto, en la presente fijación de mayo 2010 no corresponde efectuar la actualización respectiva.
En ese sentido, el VNR de las instalaciones de Antamina que forman parte de la celda la L.T. Vizcarra – Paramonga Nueva 220 kV, asciende a US$ 656 170. (Ver Anexo K)
La instalación de San Gabán (transmisión) que forma parte del SPT, corresponde a la celda de línea 138 kV en la subestación Azángaro, la misma que fuera separada de la valorización de la L.T. Tintaya – Azángaro, de acuerdo con lo establecido en la Resolución OSINERG N° 1472-2002- OS/CD.
El valor del VNR para dicha celda fue fijado el año 2009, por lo que en esta oportunidad no corresponde efectuar su revisión. En ese sentido, el VNR de la celda de San Gabán que forma parte del SPT, a ser considerado en la presente fijación asciende a US$ 697 285 (Ver Anexo L).
De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT de Transmantaro con el Gobierno del Perú, el VNR de sus instalaciones de transmisión que pertenecen al SPT se reajusta utilizando el índice de precios denominado “Finished Goods Less Food and Energy”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor (ver Anexo O). En este sentido, el VNR base de 179 179 000 reajustado asciende a US$ 208 238 313.
Asimismo, de acuerdo con lo establecido en la Cláusula Cuarta del Addendum N°5 al Contrato BOOT, firmado el 20 de mayo de 2005, al VNR de las instalaciones de transmisión de Transmantaro que forman parte del SPT, se le sumará un Monto a Restituir (en adelante “MAR”) que asciende a US$ 7 145 626 conforme a lo dispuesto en la Decisión Definitiva del Experto, el cual será considerado por OSINERGMIN con cargo a la tarifa durante todo el plazo que resta del Contrato BOOT y que éste se reajustará en cada
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fijación tarifaria utilizando las actualizaciones correspondientes de acuerdo al Contrato BOOT; es decir, utilizando el índice WPSSOP3500. En este sentido, el MAR base reajustado asciende a US$ 7 936 010.
Por otro lado, con fecha 12 de junio de 2009, el Estado Peruano y el Consorcio Transmantaro, suscribieron el Addendum N° 8 el cual tiene como objetivo introducir en el contrato BOOT términos y condiciones que dispongan mecanismos, compromisos y obligaciones que realicen viable por parte de la Sociedad Concesionaria Transmantaro la ejecución de la ampliación en el Sistema de Transmisión: “Reforzamiento de la Línea de Transmisión en 220 kV Mantaro – Socabaya”. El valor de esta inversión, que también forma parte del SPT, asciende a US$ 93 009 425, la cual será actualizada por la variación en el Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) una vez que inicie su operación comercial, la cual se preve con posterioridad a abril de 2011; razón por la cual no se incluye en el cálculo del peaje de Transmantaro para el presente periodo tarifario.
De acuerdo con lo establecido en la cláusula 5.2.5 25 y en concordancia con la cláusula 14 26 del Contrato BOOT de Redesur con el Gobierno Peruano, el VNR de las instalaciones de transmisión de Redesur que forman parte del SPT del SEIN se reajusta utilizando el índice de precios denominado “Finished Goods Less Food and Energy”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor (ver Anexo S). En este sentido, el VNR base de las etapas I (set 2000) 27 y II (feb 2001) 28 reajustados ascienden a US$ 21 639 644 y US$ 59 173 054, respectivamente, con un agregado de US$ 5 372 202 según Addendum N°5.
De acuerdo con lo establecido en la cláusula 5.2.5 29 del Contrato BOOT de ISA con el Gobierno del Perú, en la fijación de mayo de 2010 corresponderá actualizar el VNR de las instalaciones de ISA que integran el SPT del SEIN.
En este sentido, el VNR de las instalaciones de ISA, que integran el SPT del SEIN, para el presente proceso tarifario asciende a US$ 65 973 804.
25 Cláusula 5.2.5.1 (i) (a).- La tarifa comprenderá la anualidad de la inversión que será calculada aplicando el VNR determinado por el organismo regulador el que será siempre igual al Monto de la Inversión del Adjudicatario, ajustado en cada período de revisión por la variación del Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América.
26 Cláusula 14 (i).- Conforme al sistema legal de Tarifas vigente en el Perú, cuyo órgano regulador es la Comisión de Tarifas Eléctricas, la Sociedad Concesionaria tiene derecho a cobrar al conjunto de concesionarios de generación que entregan electricidad al Sistema Principal de Transmisión, las sumas necesarias para cubrir el valor efectivo de su Costo Total de Transmisión, reajustado anualmente según contempla la cláusula 5.2.5.1.(i) de este contrato.
27 Corresponde a la L.T 220 kV Montalvo – Socabaya.
28 Corresponde a las L.T. 220 kV Montalvo – Tacna y Montalvo – Puno.
29 5.2.5 (i) la anualidad de la Inversión que será calculada aplicando:
(a) el VNR determinado por la CTE, el que será siempre igual al Inversión de cada una de las líneas eléctricas del Sistema de Transmisión, ajustado en cada período de revisión previsto por el D.L. 25844, a partir de la Puesta en Operación Comercial, por la variación en el Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento de Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos de América.
El resumen de los valores del VNR e INV del SPT y SGT del SEIN, correspondientes a la presente regulación, se muestra en los cuadros No. 4.2 y 4.3.
Cuadro No. 4.2
VALORIZACIÓN DEL SISTEMA PRINCIPAL y GARANTIZADO DE TRANSMISIÓN DEL SEIN
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Cuadro No. 4.3
RESUMEN DE VALORIZACION
En vista que la información suministrada por el Subcomité de Transmisores del COES-SINAC sobre el Costo de Operación y Mantenimiento anual de las instalaciones que forman parte del SPT, no absuelve satisfactoriamente las observaciones hechas al ESTUDIO, OSINERGMIN ha determinado revisar integralmente todas las propuestas presentadas sobre el COyM y calcular dichos costos bajo criterios y procedimientos uniformes para las instalaciones que conforman el SPT del SEIN, en aplicación del principio regulatorio de no discriminación.
Es importante destacar que el COyM se determina a partir de la valorización de los costos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad para toda una empresa en su conjunto, debido a que existen procesos y/o actividades de operación y gestión que están asociadas a otras actividades desarrolladas por la misma.
A continuación se presenta el resultado del análisis que ha efectuado OSINERGMIN respecto del COyM, de cada una de las empresas que tienen bajo concesión instalaciones que pertenecen al SPT. Los detalles de dicho análisis se presentan en los Anexos I, J, K, L y M.
OSINERGMIN ha procedido a revisar el COyM propuesto para las instalaciones de REP que pertenecen al SPT sobre la base de la mejor información disponible (ver Anexo I), habiéndose determinado que dicho valor asciende a US$ 3 659 829.
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4.4.2. Eteselva
Según el análisis contenido en el Anexo J se determina que el monto que corresponde asignar como COyM de las instalaciones de Eteselva que integran el SPT asciende a US$ 618 396.
4.4.3. Antamina
Según el análisis contenido en el Anexo K, se determina que el COyM de las instalaciones de ANTAMINA que pertenecen al SPT asciende a US$ 18 967.
4.4.4. San Gabán
Según el análisis contenido en el Anexo L, se ha determinado que el COyM de las instalaciones de San Gabán que pertenecen al SPT, asciende a US$ 21 194.
4.4.5. Transmantaro
De conformidad con el Addendum N° 4 al Contrato BOOT de Transmantaro, que modifica la Cláusula 5.2.5 (ii) de dicho contrato, firmado el 01 de octubre de 2004, se establece que durante todo el periodo de la Concesión, la retribución anual por costos de operación y mantenimiento será de US$ 5 171 779, ajustada anualmente por la variación en el índice WPSSOP3500, cuyo valor inicial (según dicho Addendum) es de 151,5. En aplicación de este Addendum, el COyM de Transmantaro asciende a US$ 5
895 487.
Asimismo, de conformidad con el Addendum N° 8 al Contrato BOOT de Transmantaro, firmado el 12 de junio de 2009, se establece la retribución por los costos de operación y mantenimiento ascendente a US$ 1 960 000 por el “Reforzamiento de la Línea de Transmisión en 220 kV Mantaro – Socabaya”. No obstante este monto no se toma en cuenta pues el reforzamiento iniciaría su operación comercial luego de abril de 2011.
4.4.6. Redesur
De acuerdo con el Addendum N° 4 al Contrato BOOT de Redesur suscrito con el Estado peruano el 15 de junio de 2006, la retribución anual por los costos de operación y mantenimiento será de US$ 2 216 371, ajustada anualmente por la variación en el índice WPSSOP3500, cuyo valor inicial (según dicho Addendum) es de 156,3.
En aplicación de lo establecido por el Contrato BOOT, el COyM de Redesur asciende a US$ 2 380 895.
4.4.7. ISA
Los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones del SPT de ISA se determinan de acuerdo con lo establecido en el Contrato de Concesión correspondiente. Así, el valor del COyM del SPT de ISA asciende a US$ 1
979 214.
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En el Cuadro N° 4.4 se consignan los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión que pertenecen al SPT.
Cuadro No. 4.4
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SPT Y SGT
Los factores nodales utilizados para expandir el Precio Básico de la Energía se calculan considerando el despacho económico del sistema. En este sentido, se utiliza el modelo PERSEO que permite una ponderación apropiada de los factores nodales determinados para las diferentes situaciones hidrológicas, para los diferentes meses y para los diferentes niveles de carga en el sistema.
Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se considera lo dispuesto por la Quinta Disposición Complementaria Transitoria de la Ley 28832 30 , por lo cual los factores de pérdidas de potencia para la presente regulación son iguales al valor uno (1,0) en todas las barras.
30 QUINTA.- Adecuación de factores de pérdidas de potencia
Lo dispuesto en el inciso h) del artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas, será aplicable a partir de la fijación tarifaria correspondiente al año 2010.
Para las fijaciones tarifarias previas al año 2010, el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, se determinará agregando al producto del Precio Básico de la Potencia de Punta por los factores de pérdidas de potencia, los valores unitarios del Peaje de Transmisión y el Peaje por Conexión.
Para estos efectos, los factores de pérdidas de potencia se determinarán a partir de los factores vigentes a la fecha de publicación de la presente Ley, ajustándolos anualmente hasta alcanzar en forma lineal el valor de 1,0 en el año 2010.
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Cuadro No. 4.5
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4.6.1. Ingreso Tarifario de Enlaces Internacionales
De acuerdo con el Artículo 4° del RIEE, constituye Ingreso Tarifario de los Enlaces Internacionales el monto de dinero que resulta de la diferencia entre la valorización de la energía entregada en el Nodo Frontera del Sistema importador y la valorización de la correspondiente energía retirada del Nodo Frontera del Sistema exportador, por cada Enlace Internacional.
Al respecto, a la fecha la línea L-2280 Zorritos-Zarumilla se constituye en el único enlace internacional. Al respecto, toda vez que durante el año 2009 se efectuaron transacciones internacionales de electricidad por este enlace, pero al amparo del Decreto de Urgencia N° 109-2009 que establece, entre otras cosas, que las demandas asociadas a la exportación de electricidad no se tomará en cuenta en la determinación de los costos marginales, ni para la determinación de los Precios en Barra; el ingreso tarifario por este enlace internacional para la presente fijación sería igual a cero (0).
4.6.2. Ingreso Tarifario de Enlaces Nacionales
Los Ingresos Tarifarios (IT) de energía de las líneas de transmisión y de los transformadores de enlaces nacionales que forman parte del SPT se determinan con el modelo PERSEO; asimismo, los ingresos tarifarios de potencia se obtienen a partir del producto Precio Básico de Potencia anual y la diferencia entre los factores de pérdidas de potencia calculados para cada elemento de transmisión. Para el caso de las celdas se considera que éstas no tienen ingreso tarifario; debido a ello, los IT determinados se asignan a las líneas de transmisión y subestaciones de transformación correspondientes.
En el Cuadro No. 4.6 se presentan los ingresos tarifarios totales, es decir, los correspondientes a la energía más los de potencia.
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Cuadro No. 4.6
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Dado que el Ingreso Tarifario no cubre el 100% del costo medio de transmisión, se determina un cargo complementario que es igual al Peaje por Conexión del SPT, el cual se define como la diferencia entre el costo medio de transmisión y el ingreso tarifario. El costo medio de transmisión comprende la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y los costos anuales de operación y mantenimiento eficientes, es decir, se reconocen costos estándares en base a la noción de un Sistema Económicamente Adaptado a la demanda.
En consecuencia, el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión se calcula como sigue:
Peaje = aVNR + COyM − IT
= Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo en el SPT
COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual
= Ingreso Tarifario
4.7.1. Liquidación según contratos específicos
Para el caso de las instalaciones pertenecientes a Transmantaro, Redesur e ISA es necesario tomar en cuenta la siguiente expresión para la determinación del Peaje por Conexión:
El nuevo término que aparece en la expresión anterior (L A ) corresponde a la liquidación anual que es necesario determinar en cumplimiento de lo dispuesto en los respectivos Contratos de Concesión. A continuación se detallan los cálculos efectuados para determinar la liquidación.
Por otro lado, en el caso específico de la empresa REP, además de la liquidación de sus ingresos anuales, se debe actualizar su Remuneración Anual (en adelante “RA”), con base a lo especificado en su contrato de concesión.
En el caso de esta empresa de transmisión, el período a liquidar comprende de marzo 2009 a febrero 2010, y se ha efectuado conforme al Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT, aprobado por Resolución N° 335-2004- OS/CD. Para el período marzo – abril 2009 se aplica la Resolución OSINERGMIN N° 341-2008-OS/CD y sus modificatorias; asimismo, para el período mayo 2009–febrero 2010 se aplica la Resolución OSINERGMIN N°053-2009-OS/CD y sus modificatorias.
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Las mensualidades correspondientes a los períodos antes indicados se comparan con las mensualidades facturadas por Transmantaro según los cálculos de transferencias efectuados por el COES-SINAC, dando como resultado un saldo de liquidación negativo, el cual, expresado al presente proceso regulatorio resulta en US$ 1 005 289, a descontarse del Costo Total de Transmantaro, según el detalle que se muestra en el Cuadro N°4.7.
Cuadro No. 4.7
LIQUIDACIÓN ANUAL TRANSMANTARO
Liquidación Anual de Ingresos
Peaje por
Ingreso Tarifario
Valor Presente a Febrero 2010 US$
S/./US$
1 2009-03
649 197,92
515 086,68
790 419,37
407 664,55
671 237,48
2 2009-04
684 625,91
040,42
580 140,80
835 687,86
646 128,91
3 2009-05
762 080,06
030,23
648 004,80
882 917,97
618 010,33
850 262,60
4 2009-06
720 680,57
593 802,61
797 363,72
823 471,26
5 2009-07
720 680,59
663 405,33
845 429,16
796 931,76
6 2009-08
702 280,77
097,79
676 147,30
832 168,09
770 641,71
7 2009-09
700 309,40
067,06
738 227,05
870 628,33
744 598,78
8 2009-10
956,58
717 257,12
821 868,31
718 800,64
9 2009-11
700 309,38
721 115,84
799 313,49
693 245,00
10 2009-12
453 016,31
657 734,36
708 411,03
667 929,57
11 2010-01
682 953,05
642 852,09
12 2010-02
31 826 390,60
33 524 894,73
30 995 432,45
32 644 110,13
Diferencia 2009-03 y 2010-03
(880 784,60)
Liquidación al 30 de Abril del 2011
(1 005 288,56)
El Contrato BOOT de Redesur consta de dos etapas cuya operación comercial se inicia en fechas distintas. La primera etapa se inicia en octubre del año 2000 y la segunda etapa se inicia en marzo del año 2001. De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT la puesta en operación comercial se inicia en la fecha en que se emite el “Acta de Pruebas”.
El período de liquidación anual para la empresa Redesur comprende de marzo 2009 a febrero 2010, y se ha efectuado conforme al Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT, aprobado por Resolución N°335-2004-OS/CD. Para el período marzo – abril 2009 se aplica la Resolución OSINERGMIN N°341-2008-OS/CD y sus modificatorias; asimismo, para el período mayo 2009 – febrero 2010 se aplica la Resolución OSINERGMIN N° 053-2009- OS/CD y sus modificatorias.
Las mensualidades correspondientes a los períodos antes indicados se comparan con las mensualidades facturadas por Redesur según los cálculos de transferencias efectuados por el COES-SINAC, dando como resultado un saldo de liquidación negativo, el cual, expresado al presente proceso regulatorio asciende a US$ 405 111, a descontarse del Costo Total de Redesur, según el detalle que se muestra en el Cuadro N°4.8.
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Cuadro No. 4.8
LIQUIDACIÓN ANUAL REDESUR
Liquidación Anual de Ingresos - SPT REDESUR

References: Artículo 128
 Resolución 
 resolución 
 resolución 
 Artículo 50
 Resolución 
 Artículo 5
 Artículo 50
 artículo 47
 Artículo 5
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Artículo 30
 Artículo 119
 Resolución 
 Artículo 47
 Artículo 47
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Artículo 5
 Artículo 128
 Resolución 
 resolución 
 resolución 
 Artículo 50
 resolución 
 Artículo 51
 Resolución 
 Artículo 51
 Artículo 122
 Artículo 122
 resolución 
 Resolución 
 Artículo 1
 Artículo 47
 artículo 79
 artículo 79
 artículo 48
 artículo 60

Artículo 48

Artículo 49

Artículo 50
 artículo 47
 Artículo 1
 Artículo 79
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Artículo 1

Artículo 2
 Resolución 
 Artículo 126
 Artículo 126
 Artículo 47
 Artículo 47
 Artículo 47
 Artículo 79

Resolución 
 Resolución 
 Artículo 47
 Artículo 29
 Artículo 29
 Artículo 10
 Artículo 47
 Artículo 10
 Artículo 7
 Artículo 124
 Artículo 124
 Artículo 47
 Artículo 50
 Resolución 
 Artículo 124
 Artículo 50
 Resolución 
 Artículo 124
 Resolución 
 Artículo 6
 Artículo 124
 Resolución 
 Artículo 124
 Artículo 107
 Artículo 107

Artículo 214
 Resolución 
 Artículo 21
 Artículo 5
 Artículo 77
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 artículo 47
 Artículo 4
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución