Proyecto de Resolución para la fijación de Tarifas y Compensaciones de instalaciones de transmisión, no incluidas

en la última regulación de SST y SCT

Ing. Percy León MoscolEspecialista de la Gerencia de Generación y Transmisión Eléctrica

GART / OSINERGMIN

26 de abril de 2010

AUDIENCIA PÚBLICA

2

• Instalaciones que permiten llevar la energía desde las centrales de generación, hasta los sistemas de distribución de la energía. Las instalaciones de transmisión también son las que interconectan distintos sistemas eléctricos, para aprovechar la energía de menor costo de zonas lejanas.

• En el Perú las instalaciones de transmisión son:– Las líneas con tensión > 30 Kilovoltios– Las subestaciones de transmisión con tensión mayor a 30 kV

La Transmisión

EcuadorEcuadorColombiaColombia

Brasil

BoliviaOcéano

Pacífico

ChiclayoGuadalupe

Trujillo

Chimbote

Paramonga

IndependenciaSan Juan

Marcona

Ica

Paragsha

Yanango

Zorritos

Talara

Cañón del Pato

CahuaHuachoYaupi

QuencoroCachimayo

MachupicchuCusco

Tintaya AzángaroJuliacaPuno

AricotaTacna

Ilo 1Tv Ilo 2

ChilinaCharcani

V

Mantaro

Abanca y

San Nicolás

Socabaya

Piura

AguaytíaPucallpa

Tingo María

CarhuaqueroCajamarca

Vizcarra

ChavarríaVentanillaZapallal

Santa Rosa

San Gabán

Chimay

Cotaruse

Tumbes

Moquegua

Huánuco

Toquepala

Charcani I, II, III, IV y VIBotiflaca

Huancavelica

Huaraz

Gallito Ciego

Mollendo

PacasmayoTrupal

Restitución

Trujillo Sur

GeraMoyobamba

BellavistaTarapoto

PoechosCurumuyPaita SullanaSistema Sistema

ElElééctrico ctrico Interconectado Interconectado Nacional Nacional (SEIN)(SEIN)

220 kV220 kV138 kV138 kV3030--69 kV69 kV

LLííneas de Transmisineas de Transmisióón DT STn DT ST

Central HidroelCentral HidroelééctricactricaCentral TermoelCentral TermoelééctricactricaSubestaciSubestacióón Eln Elééctricactrica

220 kV138 kV

CAMISEA

Ducto Gas NaturalDucto Gas Natural

Pto Maldonado

• Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación.• Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”)

y su Reglamento aprobado con Decreto Supremo N° 009-93-EM.• Reglamento de Transmisión, aprobado con Decreto Supremo Nº 027-2007-

EM.• Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos

Regulatorios de Tarifas.• Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión

Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 042-2005-PCM.

• Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM.

• Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.• Texto Único Ordenado de la Norma de Procedimiento para Fijación de

Precios Regulados, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 775- 2007-OS/CD.

• Decreto Supremo N° 021-2009-EM.

Marco Legal

Ley 28832y LCE

Reglamento de Transmisión (D.S. 027-2007)

Reglamento de la LCE

Norma Tarifas SST-SCT (Res. 023-2008-OS/CD)

Procedimientos Específicos:• Módulos Estándares de Inversión (Res 343-2008-OS/CD)• Módulos Estándares de Inversión (Res 027-2009-OS/CD)• Módulos Estándares de Inversión (Res 089-2009-OS/CD)

• Porcentajes de COyM (Res 635-2007-OS/CD)• Áreas de Demanda (Res 634-2007-OS/CD)

• Altas y Bajas (Res 024-2007-OS/CD)• Liquidación (Res 022-2008-OS/CD)

•Asignación de Cargos de Transmisión SST/SCT (Res 383-2008-OS/CD)

Pirámide Jerárquica del Nuevo Marco Regulatorio de la Transmisión

Tipos de sistemas de Transmisión

23 Julio 2006 (Ley 28832)

Sistema Principal de Transmisión(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión(SST)

Sistema Principal de Transmisión(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión(SST)

Sistema Complementario de Transmisión(SCT)

Sistema Garantizado de Transmisión(SGT)

Norma Antes Ahora

Criterios Según Res 165-2005 Rige la Res 023-2008, adecuado a la Ley 28832

Áreas de Demanda No existía definición de áreas de demanda

Se establecen áreas donde se aplica un único peaje

Valorización de la Inversión La presentaba la empresa, según sus costos

Según Costos de Módulos Estándares, aprobados por OSINERGMIN

COyM Lo determinaba cada empresa en función a sus costos

Porcentaje de Inversión establecidos por OSINERGMIN y según nivel de tensión.

Altas y Bajas No presentaban información Se establece la presentación de información, en los casos se produzcan las altas y/o bajas

Liquidación No se realizaba Se efectúa cada año

Diferencias Importantes

8

Flujograma del Procedimiento de Cálculo General

Criterios para determinar el SER

Costos de Inversión

Costos Estándares de Inversióny % para determinar COyM

Ingresos Tarifarios

Proyección de Demanda

CMA, Factores de Pérdidas Medias, Peajes, Compensaciones y Fórmulas

de actualización

Información del ST Asignación de responsabilidad de pago

Definición del SER

Pérdidas en Transmisión

Costos Estándares de OyM

CRITERIOS GENERALES

• La Sexta Disposición Final Complementaria de la Ley N° 28832, establece que la calificación de las instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de la citada Ley, no es materia de revisión y cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de la Ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado. La distribución al interior del conjunto de Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley.

• Para instalaciones cuya remuneración está total o parcialmente asignada a los Generadores existentes (SSTG y SSTGD), el dimensionamiento de las instalaciones de transmisión que conforman el SER corresponde al principio de adaptación a la capacidad de generación.

Criterios Generales – Asignación de Responsabilidad de Pago

• La evaluación de la inversión de los SCT se ha efectuado con base en los Planes de Inversión en Transmisión, aprobados mediante Resolución N° 075-2009-OS/CD y utilizando la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión correspondiente.

• Los costos de operación y mantenimiento se determinan utilizando los porcentajes respecto a la inversión, establecidos por OSINERGMIN, según nivel de tensión y ubicación geográfica de las instalaciones.

• Los Peajes Unitarios de Transmisión Secundaria se han determinado como el cociente del valor presente de los costos medios entre el valor presente de la demanda, considerando un horizonte de 4 años.

Criterios Generales – Inversión y COyM

METODOLOGÍA DE CÁLCULO

Los Factores de Pérdidas Medias (FPMd) se emplean para expandir los Precios en Barra desde Barras de Referencia de Generación hasta las barras de MAT, AT y MT de los SST o SCT (Art. 19º NORMA TARIFAS).

Los FPMd son dos:

Factores de Pérdidas Medias de Potencia (FPMdP)

Factores de Pérdidas de Medias de Energía (FPMdE)

Metodología - Factores de Pérdidas Medias

FPMdP = (1 + p/P)FPMdP = (1 + p/P) FPMdE = (1 + pe (p.u.))Donde:

p :pérdidas medias totales para la carga total PP :potencia total que se retira de cada parte del sistema eléctrico

pe(p.u.) = p(p.u.) x (fperd/fcarga)fperd = 0,3 x fcarga + 0,7 x(fcarga)2 p(p.u.)= pérdidas de potencia en valores por unidadpe(p.u.)= pérdidas de energía en valores por unidadfcarga = factor de carga del sistema eléctricofperd = factor de pérdidas del sistema eléctrico

Metodología - Factores de Pérdidas Medias

Se calcula únicamente para Elementos de Transmisión en MAT o MAT/MAT que se encuentren conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra (Art. 22° de la NORMA TARIFAS).

Para la determinación de los IT, se aplican los mismos criterios empleados para el Sistema Principal de Transmisión.

La asignación de responsabilidad de pago de los IT, será determinado por el COES, cada mes con el mismo procedimiento aplicado para el Sistema Principal de Transmisión.

Metodología - Ingreso Tarifario

De acuerdo al Artículo 24º de la NORMA TARIFAS, el CMA de las empresas titulares de SSTD se calcula por única vez para cada una de ellas, como la suma de los ingresos por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario que se vienen percibiendo por el total de las instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes al 23 de julio de 2006.

Para ello se emplean los siguientes datos:

Demanda de energía correspondiente al periodo anual comprendido desde el mes de agosto de 2005 hasta julio de 2006.

Peaje, factores de pérdidas marginales y Tarifas en Barra vigentes al 31 de marzo de 2009.

Metodología - CMA SSTD

CMASSTD,t: CMA del SSTD del titular “t” en Nuevos Soles (S/.)n : Nivel de tensión 1=MAT, 2=AT y 3=MT.Dn : Sumatoria de las demandas de energía aguas abajo de cada nivel de tensión “n”. No incluye las pérdidas en transmisión. Cuando el nivel de tensión es MT incluye las pérdidas en MT y BT. Se expresa en kWh.Pn : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n” en ctm S/./kWh fijado para el titular “t”.Pn-1 : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n-1”en ctm S/./kWh fijado para el titular “t”.FPMGPn-1: Factor de pérdidas marginales de potencia acumulado hasta el nivel de tensión “n- 1”.FPMGEn-1: Factor de pérdidas marginales de energía acumulado hasta el nivel de tensión “n- 1”PPB : Precio de Potencia en la Barra de Referencia de Generación, en S/.kW-año.PEm : Precio medio de energía en la Barra de Referencia de Generación (BRG), en ctms S/./kWh igual a

PEm = 0,35 * PEBP + 0,65 * PEBFPEBP : Precio de energía en la BRG en horas de punta.PEBF : Precio de energía en la BRG en horas fuera de punta.

Metodología - CMA SSTD

n

nnnnnnnntSSTD

FPMEPFPMEPPEmPPDfc

FPMGPFPMGPPPBDCMA

1

111, 100

)]()[(87602

)(

Procedimiento de cálculo - CMA SSTD

Demanda Clientes Libres

x SE x NTAgo/ 05 – Jul/06

Ventas Clientes Reguladosx SE x NT (SICOM)

Ago/ 05 – Jul/06

Pérdidas Distribución

BT y MT

Demanda Clientes Regulados

Peajes y Factores Pérdidas Vigentesx Titular x NT x SE(Configuración 2006)

CMA Clientes Libres

CMAClientes Regulados

CMA TOTALx Titular x SE

Ago/ 05 – Jul/06

El CMA para el SCT se calcula como la suma de:

@CI: Anualidad del Costo de Inversión del nivel de tensión “n”, referido al final del año:

Vida útil de 30 años

Tasa de Actualización vigente según Artículo 79º de la LCE (12%).

COyM: Costo estándar de Operación y Mantenimiento.

Cabe señalar que, por excepción (3ra Disp. Transitoria de D.S. 027-2007-EM), el primer Plan de Inversiones se inicia a partir del 24 de julio de 2006, fecha que entró en vigencia la Ley N° 28832.

La Alícuota de cada Elemento que conforma los SSTD se determina como el cociente de su propio valor entre el valor total del SSTD correspondiente a un titular, en un Área de Demanda y sirve para deducir del CMA inicial del SSTD el valor porcentual de un Elemento cuando sea dado de Baja. La valorización de los SSTD se ha realizado mediante aplicación de la primera versión de la Base de Datos (Año 2008).

Metodología - CMA SCT

El CMA para el cálculo del Peaje es el que resulte de la sumatoria de los CMA de cada Elemento del Área de Demanda. Se calcula también el CMA total por cada titular de transmisión correspondiente al Área de Demanda.

Metodología - CMA Total

año,t,SSTDNOaño,t,SSTDBajas

año

2006año,t,SSTDAltas

año

20062006,t,SSTDaño,t CMACMACMACMACMA

Metodología - Cálculo del Peaje Unitario

Cálculo del Peaje Unitario (PU) por Área de Demanda, Titular y Nivel de Tensión, como el cociente del:

Valor presente del flujo de CMA menos el IT, anuales, de 4 años.

Demandas mensuales para un horizonte de 4 años.Se calcula mediante la siguiente expresión, para cada titular “t”:

El cálculo se efectúa para cada uno de los siguientes componentes:

PUMAT: Red de Muy Alta Tensión (MAT)

PUMAT/AT: Transformación Muy Alta Tensión a Alta Tensión (MAT/AT)

PUAT: Red de Alta Tensión (AT)

PUAT/MT: Transformación Alta Tensión a Media Tensión (AT/MT)

anomes

mesmes

mes

añoaño

añotañot

t D

ITCMA

PU

1

4

1

,,

)1(

)1(

1)1( 12/1

: Tasa de Actualización anual

: Tasa de actualización mensual

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

Peaje Acumulado MAT = PUMAT

Peaje Acumulado AT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT

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

Metodología - Cálculo del Peaje Acumulado

El CMA para las instalaciones de sistemas que son compensadas por Generadores se calcula como la suma de:

@CI: Anualidad del costo de inversión:

Vida útil de 30 años

Tasa de Actualización vigente según Artículo 79º de la LCE (12%).

COyM: Costo estándar de operación y mantenimiento

Por cada grupo de instalaciones asignadas a un mismo grupo de Generadores se determina un único monto de compensación mensual.

La CM resulta de aplicar, al CMA asignado a generadores, la fórmula de pagos uniformes para un periodo de 12 meses:

Metodología - Cálculo de Compensaciones Mensuales (CM)

CMACM

: Tasa de Actualización anual

: Tasa de actualización mensual

ANÁLISIS Y RESULTADOS: EMPRESA CALLALLI

TINTAYA

10 KVMINA ARCATA

19.669 Km

33 KV

66 KV4.16 KV

46.872 Km 66 KV

MINA CAYLLOMA

60.222 Km

138 KV

66 KV

MINA ARES

SANTUARIO CHARCANI V

SECALLALLI

SE CAYLLOMA

SE ARES

SE ARCATA

LEYENDA

LINEAS DE TRANSMISION TRANSFORMADORES

UNIFILAR SEGÚN PROPUESTA DE EMPRESA DE TRANSMISION CALLALI

22.9 kV

L - 1008 L - 1020

S.E.A.L.

R.E.P.

12/ 7/ 5 MVA

25/25/7 MVA

6 MVA

10 MVA

3 MVA

L - 6015

L - 601 6

L - 6018

L - 1030

V. Colca

• En cuanto al SST de CALLALLI, de acuerdo al Contrato de Concesión N° 163-99, sólo figuran como parte de dicha concesión las líneas de transmisión en 66 kV y 33 kV, mas no así las subestaciones de Caylloma, Ares y Arcata, quedando entendido que estas últimas se han mantenido como propiedad privada de la Compañía Minera Ares S.A.C. o de las mineras que en su oportunidad tomaron la decisión de implementarlas.

• Además, de acuerdo a la información proporcionada por la propia empresa, dichas instalaciones pertenecientes al SST de CALLALLI vienen siendo remuneradas exclusivamente por tres (3) compañías mineras: Bateas, Ares y Arcata, por lo que, en concordancia con lo establecido en la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832, la responsabilidad de pago continúa siendo de las mismas.

• Respecto a la Línea en 66 kV Ares – Arcata y al transformador de potencia 60/10 kV y 12 MVA incluyendo las celdas, CALLALLI manifiesta que fueron puestas en servicio en abril de 2009, por lo que se constituyen como SCT.

Análisis

• Sin embargo, estas instalaciones (SCT) no están contenidas en el Plan de Transmisión ni en el Plan de Inversiones del Área de Demanda 9, por lo que su construcción se considera como un SCT de Libre Negociación (SCTLN) - resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes (los directamente beneficiados), por lo que su configuración y dimensionamiento debiera basarse en el criterio de Sistema Económicamente Adaptado a la Demanda (SEA) y estar su implementación acorde con el Plan de Inversiones aprobado para el Área de Demanda 9.

• Como parte de la información proporcionada por CALLALLI, en un diagrama se señala que la nueva subestación Ares 138/66 kV se uniría a la subestación existente de Ares mediante un único sistema de barras 66 kV y la línea 33 kV Ares-Arcata se daría de baja al entrar en operación la línea 66 kV Ares-Arcata, que como ya está dicho se ha puesto en servicio en abril 2009.

Análisis

• Sin embargo, CALLALLI no desarrolla un análisis de alternativas bajo el criterio de mínimo costo que sustente sus inversiones en transmisión a partir del 24 julio de 2006 (Artículo 12° de la NORMA TARIFAS), ni declara bajas de instalaciones de transmisión.

• Además, CALLALLI no define adecuadamente el SEA de su SER ni presenta las respectivas Actas de Alta en cumplimiento de lo dispuesto en el Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión (Res. OSINERGMIN N° 024-2008-OS/CD).

• En consecuencia, se considera que el SER de CALLALLI está conformado por su SST (instalaciones existentes al 23 de julio de 2006), sin incluir el SCTLN conformado por la línea 66 kV Ares-Arcata y el transformador de Potencia 60/10 kV de 12 MVA en la SET Arcata, con sus respectivas celdas de línea y de transformación.

Análisis

• Por las razones expuestas, para los fines de la presente regulación se considera como SER de CALLALLI, las siguientes instalaciones:

– Línea de transmisión 66 kV “SE Callalli-SE Caylloma-SE Ares” de 106,7 Km, conductor AAAC de 400 MCM y;

– Línea 33 kV “SE Ares-SE Arcata” de 18,7 Km, conductor AAAC 4/0 AWG y;

– Sus celdas de línea conexas que correspondan.

Análisis

ALÍCUOTAS DEL SST DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN CALLALLI

Código de Tensión

% de Participación en CMA

del SST de C ALLALLI

Nombre Ubicación Módulo Estándar KV LongitudElemento Aplicable (4) (km)

Línea Callalli - Caylloma - LT -060SIR1TAS1C1240A 60 60 ,44 44,9395%

Línea Caylloma - Ares - LT -060SIR1TAS1C1240A 60 46 ,26 34,3961%

Línea Ares - Arcata Línea LT -033SI R0PCS0C1120A 33 18,70 8,7200%

Celda de Línea a SET Callalli SET Caylloma CE -060SIR2C1ESBLI 60 1,9739%

Celda de Línea a SET ARES SET Caylloma CE -060SIR2C1ESBLI 60 - 1,9739%

Celda de Línea a SET Caylloma SET Ares CE -060SIR3C1ESBLI 60 - 2,0624%

Celda de Línea a SET ARCATA SET Ares CE -033SIR3C1ESBLT 33 - 1,0373%

Celda de Línea a SET ARES SET Arcata CE -033SIR2C1ESBLT 33 - 1,0265%

COSTO MEDIO ANUAL DEL SST DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN CALLALLI

Tipo SistemaCMAS/.

SST 1 037 677

Se utilizó:• La energía comprendida entre agosto 2005 y julio 2006 (valores

proporcionados por la empresa).

• Cargos Generales para SST, factores de pérdidas marginales y los Precios en Barra, vigentes al 31 de marzo de 2009. Se emplean Cargos Generales a cambio de los Peajes de SST, debido a que el sistema de transmisión CALLALLI no estaba regulado específicamente (CALLALLI aplicó por error los cargos generales a las distancias reales y no a las Distancias Equivalentes).

FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN PARA EL CMA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN CALLALLI

Tipo Sistema a b c d

SST 0,3732 0,5136 - 0,1132

Donde:a : Porcentaje de participación del costo de procedencia extranjera

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

(sin incluir el componente Cobre y Aluminio).c : Porcentaje de participación de costos del Cobre.d : Porcentaje de participación de costos del Aluminio.

Los coeficientes a, b, c y d corresponden a la fórmula del factor de actualización, definida en el numeral 28.3 de la norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD.

Proyección de la Demanda

Se utiliza la proyección de la demanda eléctrica efectuada por OSINERGMIN para la regulación vigente de SST y SCT, aprobada mediante la Resolución N° 184-2009-OS/CD (RESOLUCIÓN 184) y Resolución N° 279-2009-OS/CD (RESOLUCIÓN 279) que la complementa.

La proyección de la demanda eléctrica pertinente, que se emplea para el caso del sistema de transmisión CALLALLI, es la que se muestra en el siguiente cuadro:

DEMANDA (MWh)Cliente Nivel 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018MINERA ARES 2 (*) AT 94 823,17 94 823,17 94 823,17 94 823,17 94 823,17 94 823,17 94 823,17 94 823,17 94 823,17 94 823,17

MINERA BATEAS MT 17 439,99 17 439,99 17 439,99 17 439,99 17 439,99 17 439,99 17 439,99 17 439,99 17 439,99 17 439,99

(*) Considera demanda de Cía. Min. Ares y Cía. Min. Arcata. La demanda se ha considerado en los niveles de tensión correspondiente

• Se ha denominado Cargo de Peaje por Transmisión Equivalente en Energía (CPTEE), por ser de aplicación exclusiva a los usuarios que se alimentan a través del sistema CALLALLI y para diferenciarlo del Peaje que es de aplicación a todos los usuarios del Área de Demanda 9.

• El CPTEE debe ser aplicado por los respectivos suministradores a la energía consumida por sus usuarios que atienden a través del sistema de transmisión de CALLALLI. Este cargo CPTEE es adicional al Peaje por los SST y SCT de toda el Área de Demanda 9, fijado mediante la RESOLUCIÓN 184 y la RESOLUCIÓN 279.

• La fórmula de actualización del CPTEE, es la misma que la determinada para el CMA, por haberse considerado sólo el SST.

Peaje Unitario del Sistema de Transmisión CALLALLI

Acumulado en MAT Acumulado en AT Acumulado en MTCtm. S/./kWh Ctm. S/./kWh Ctm. S/./kWh

- 0,8772 0,8772

CPTEE

• Dado que el sistema de transmisión de CALLALLI, es pagado de manera exclusiva por los Usuarios Libres: Bateas, Ares y Arcata, se han determinado estos FPMd, para su aplicación específica en este sistema de transmisión y por nivel de tensión.

• Las partes del sistema eléctrico que se tomaron en cuenta a partir de la barra Callalli 138 kV, para el cálculo de los FPMd, son:

• Instalaciones de Transformación MAT/AT• Redes de AT

Factores de Pérdidas Medias

Factor Acumulado en MAT Acumulado en AT Acumulado en MTFactor de pérdidas medias de energía (FPMdE) 1,0000 1,0478 1,0478

Factor de pérdidas medias de potencia (FPMdP) 1,0000 1,0366 1,0366

• La responsabilidad de pago por el SST de CALLALLI continúa siendo de las tres (3) compañías mineras: Bateas, Ares y Arcata que venían retribuyendo de manera exclusiva por este servicio.

• Dicha remuneración se efectuaba mediante aplicación de los Cargos Generales fijados con la Resolución N° 065-2005-OS/CD, la cual fue dejada sin efecto mediante la RESOLUCIÓN 184; por lo que, bajo el criterio de eficacia anticipada en los actos administrativos, prevista en el Artículo 17º de lo dispuesto en la Ley N° 27444, LPAG; las tarifas y compensaciones para las instalaciones de transmisión de CALLALLI, cuya fijación es materia del presente proceso, tendrán la misma vigencia que las fijadas con la RESOLUCIÓN 184, es decir del 01 de noviembre de 2009 hasta el 30 de abril de 2013.

Conclusiones CALLALLI

ANÁLISIS Y RESULTADOS: EMPRESA LUZ DEL SUR

• Para la asignación de responsabilidad de pago entre los generadores se debe aplicar el criterio de Beneficios Económicos y/o Uso (Título IV y V de la norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT”, Resolución N° 383-2008-OS/CD).

• De acuerdo al numeral 13.1.2 de dicho Procedimiento, OSINERGMIN debe definir los Generadores Relevantes, en cada fijación tarifaria, para cada Elemento de Transmisión que forma parte de los Sistemas Secundarios de Transmisión asignados a la generación (SSTG) o Sistemas Secundarios de Transmisión asignados a la Generación y a la Demanda (tipo SSTGD) y corresponde al COES realizar el cálculo de la compensación mensual que debe efectuar cada uno de estos generadores, mediante el método del uso “fuerza-distancia”.

Análisis

• El Informe N° 0381-2009-GART que sustentó la Resolución N° 156- 2009-OS/CD, mediante la cual se prepublicaron las Tarifas y Compensaciones de SST y SCT para el período 2009-2013, explica la forma cómo se implementa la definición de Generadores Relevantes.

• En el Anexo G del mismo informe se indican los Generadores Relevantes de cada Elemento de transmisión tipo SSTG y SSTGD, dentro de los cuales se encuentran las líneas L-603, L-605, L-606, L- 654 y L-673, pertenecientes a la empresa Edegel S.A.A., a las cuales se encuentran conexas las celdas 60 kV de LUZ DEL SUR, materia de la presente regulación.

• En el Cuadro 8.32 del Anexo 8 de la RESOLUCIÓN 184 y en el Cuadro G.7 del Anexo G de la RESOLUCIÓN 279, se determinaron los Generadores Relevantes a quienes se les asigna la responsabilidad de pago por el uso de las líneas referidas en el párrafo anterior.

Análisis

• Con base en la información presentada por LUZ DEL SUR para la presente regulación, se verificó que, dentro de la relación de líneas conexas a que se hace referencia, la línea a la que corresponde definir Generadores Relevantes no es la L.T. Salamanca-Balnearios (L6631) sino al tramo de línea L.T. Salamanca-Balnearios (L6060) que viene a ser la continuación de una de las ternas de la línea (en doble terna) L.T. Moyopampa - Salamanca (L6055-6060), lo cual debe adecuarse a fin de mantener consistencia con la regulación de las celdas 60 kV materia de este proceso.

• A continuación se presentan los Generadores Relevantes para dichas celdas:

Análisis

Generadores Relevantes de Celdas 60 kV de LUZ DEL SUR

ELEMENTOGENERADORES RELEVANTES

NOV09-ABR10 MAY10-ABR11 MAY11-ABR12 MAY12-ABR13

Celda de línea L-654 en SET ÑañaCallahuanca Callahuanca Callahuanca Callahuanca

Huampaní Huampaní Huampaní Huampaní

Celda de línea L-605 en SET SalamancaCallahuanca Callahuanca Callahuanca Callahuanca

Moyopampa Moyopampa Moyopampa Moyopampa

Celda de línea L-606 en SET BalneariosCallahuanca Callahuanca Callahuanca Callahuanca

Moyopampa Moyopampa Moyopampa Moyopampa

Celda de línea L-673 en SET ChosicaCallahuanca Callahuanca Callahuanca Callahuanca

Moyopampa Moyopampa Moyopampa Moyopampa

Celda de línea L-603 en SET HuachipaCallahuanca Callahuanca Callahuanca Callahuanca

Huampaní Huampaní Huampaní Huampaní

• Para instalaciones cuya remuneración está total o parcialmente asignada a los Generadores existentes (SSTG y SSTGD), el dimensionamiento de las instalaciones de transmisión que conforman el SER corresponde al principio de adaptación a la capacidad de generación.

• Sin embargo, dado que la capacidad de generación de las plantas de generación existentes involucradas, no ha variado y estando los sistemas SSTG y SSTGD conformados por las mismas instalaciones existentes, se ha considerado como SEA la misma configuración y dimensionamiento de los considerados para la determinación de las Tarifas y Compensaciones vigentes.

Definición del SER

• Para los sistemas tipo SSTG y SSTGD, los costos de inversión corresponden a la valorización de los elementos que conforman el SER determinado por OSINERGMIN; para lo cual, se toma como base los costos de los módulos estándares de inversión aprobados mediante la Resolución N° 343-2008-OS/CD y modificatorias.

• Asimismo, el costo de operación y mantenimiento se determina según los porcentajes aprobados para el efecto mediante la Resolución N° 635-2007-OS/CD.

• Los resultados se presentan en los siguientes cuadros:

Costos de Inversión y COyM

Nombre Elemento InstalaciónCódigo de Módulo

EstándarAplicable

Costo de Inversión Total (US$) TOTAL INVERSION

MN ME Aluminio Cobre (US$)

Celda de Línea L-606 SET MAT/AT BALNEARIOS CE-060COU1C1IDBLI 167 447 162 689 0 2 223 332 358

Celda de Línea L-603 SET AT/MT HUACHIPA CE-060COU1C1ESBLI 103 760 142 345 0 552 246 657

Celda de Línea L-654 SET AT/MT ÑAÑA CE-060COU1C1ESBLI 98 640 121 748 0 395 220 783

Celda de Línea L-605 SET AT/MT SALAMANCA CE-060COU1C1ESBLI 112 672 152 412 0 295 265 379

Celda de Línea L-673 SET AT/MT CHOSICA CE-060COU1C1ESBLI 115 566 173 807 0 417 289 789TOTAL 1 354 966

Costos de Inversión de Celdas 60 kV de LUZ DEL SUR

Costos de Operación y Mantenimiento de Celdas 60 kV de LUZ DEL SUR

Nombre Elemento InstalaciónCosto de Operación y Mantenimiento (US$)

(3)

Celda de Línea L-606 SET MAT/AT BALNEARIOS 11 034

Celda de Línea L-603 SET AT/MT HUACHIPA 8 189

Celda de Línea L-654 SET AT/MT ÑAÑA 7 330

Celda de Línea L-605 SET AT/MT SALAMANCA 8 811

Celda de Línea L-673 SET AT/MT CHOSICA 9 621TOTAL 44 985

CMA Y CM de Celdas 60 kV de LUZ DEL SUR asignadas a la Generación

INSTALACION CI aCI COyM CMA CM CM

Miles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$ US$ Nuevos Soles

Celda de Línea L-606 332 41 11 52 4 135 13 071

Celda de Línea L-603 247 31 8 39 3 069 9 701

Celda de Línea L-654 221 27 7 35 2 747 8 683

Celda de Línea L-605 265 33 9 42 3 302 10 438

Celda de Línea L-673 290 36 10 46 3 605 11 395

TOTAL 53 288

Fórmula de Actualización para Celdas 60 kV de LUZ DEL SUR

a b c d0,5557 0,4414 0,0029 -

Donde:a : Porcentaje de participación del costo de procedencia extranjera

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

(sin incluir el componente Cobre y Aluminio).c : Porcentaje de participación de costos del Cobre.d : Porcentaje de participación de costos del Aluminio.

Los coeficientes a, b, c y d corresponden a la fórmula del factor de actualización, definida en el numeral 28.3 de la norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N° 023-2008-OS/CD.

• Las instalaciones de transmisión de LUZ DEL SUR asignadas a la generación, materia de la presente regulación, se mantienen reguladas con la Resolución Nº 422-2002-OS/CD, de fecha 20 de febrero de 2002, la cual no ha sido derogada por la RESOLUCIÓN 184 ó RESOLUCION 279 por lo que, de conformidad con lo establecido en el Artículo 54° de la LCE, las tarifas y compensaciones a fijarse para estas instalaciones en este proceso regulatorio, deben tener una vigencia para el periodo comprendido entre el día siguiente al de publicación de la Resolución de fijación y el 30 de abril de 2013.

• Por otro lado, como resultado de la revisión de la información presentada por LUZ DEL SUR, se verificó que dos de sus Celdas 60 kV, por regularse en el presente proceso (SET Balnearios y SET Chosica), se incluyeron para la determinación de las ALÍCUOTAS del SSTD de LUZ DEL SUR, por lo que corresponde recalcular dichas ALÍCUOTAS.

Período de Vigencia de la Fijación

• Fijar la compensación por el uso de las celdas 60 kV de la empresa Luz del Sur S.A.A., asignadas a la generación, para el periodo de vigencia comprendido entre el día siguiente de la publicación de la resolución correspondiente hasta el 30 de abril de 2013.

• Modificar el Cuadro A.6 de la RESOLUCION 279, referente a los porcentajes de participación de cada elemento de los SSTD de LUZ DEL SUR respecto del CMA total, debido a que dos de sus Celdas 60 kV, que son materia de la presente regulación (ubicadas en SET Balnearios y en SET Chosica) se incluyeron en la determinación de dichos porcentajes.

• Adecuar y consolidar el Cuadro 8.32 del Anexo 8 de la RESOLUCION 184 con el Cuadro G.7 de la RESOLUCION 279 que la complementa, debido a que no es la línea L.T. Salamanca-Balnearios (L6631) a la que corresponde definir Generadores Relevantes sino al tramo de línea L.T. Salamanca-Balnearios (L6060) a la cual está conexa una de las Celdas 60 kV de LUZ DEL SUR, a regularse en el presente proceso.

Conclusiones y Recomendaciones

OSINERGMIN-GARTPublicación del Proceso Regulatorio en la Página Web

MUCHAS GRACIAS