Estudio para la Fijación de Tarifas en Barra -...

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA* AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA( 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe GART/RGT N° 019-2002

Estudio para la Fijación deTarifas en BarraPeríodo mayo - octubre 2002

Lima, 12 de abril de 2002

OSINERG-GART Informe GART/GT N° 019-2002

Proceso de Regulación Tarifas en Barra mayo-octubre 2002 Página 2 de 153

INDICE

1. RESUMEN..........................................................................................................4

1.1 PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA............................................................. 41.2 ASPECTOS METODOLÓGICOS ......................................................................... 51.3 RESUMEN DE RESULTADOS ............................................................................ 61.4 PRINCIPALES MODIFICACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC................ 81.5 COMPARACIÓN DE LAS VARIACIONES DE LOS PRECIOS EN BARRA EN EL

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL .......................................... 91.6 SISTEMAS AISLADOS...................................................................................... 9

2. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA ....................................................10

2.1 PROPUESTA DEL COES-SINAC................................................................... 112.2 PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA....................................................................... 122.3 OBSERVACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC.................................. 132.4 SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA ..................................................................... 132.5 ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES .......................................................... 132.6 FIJACIÓN DE TARIFAS EN BARRA ................................................................... 14

3. PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA ..........................................15

3.1 PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO .................................................................... 153.1.1 Precio Básico de la Energía ........................................................... 163.1.2 Precio Básico de la Potencia .......................................................... 18

3.2 PREMISAS Y RESULTADOS............................................................................ 183.2.1 Previsión de Demanda ................................................................... 193.2.2 Programa de Obras ........................................................................ 203.2.3 Costos Variables de Operación (CVT)............................................ 24

3.2.3.1 Precios de los Combustibles líquidos .........................................243.2.3.2 Precio del Gas Natural ...............................................................253.2.3.3 Precio del Carbón ......................................................................263.2.3.4 Otros costos en el precio de los combustibles líquidos...............27

3.2.4 Costo de Racionamiento ................................................................ 303.2.5 Precio Básico de la Potencia .......................................................... 303.2.6 Precio Básico de la Energía ........................................................... 32

4. CARGOS POR TRANSMISIÓN EN EL SPT....................................................34

4.1 SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN ........................................................... 344.1.1 Instalaciones que se incorporan al SPT ......................................... 34

4.2 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR) .......................................................... 354.2.1 Instalaciones de Transmisión y Transformación............................. 36

4.2.1.1 Etecen y Etesur..........................................................................364.2.1.2 Eteselva, Electroperú (Transmisión) y Egemsa (Transmisión) ...384.2.1.3 Transmantaro.............................................................................384.2.1.4 Redesur .....................................................................................39

4.2.2 Centros de Control ......................................................................... 394.3 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE

TRANSMISIÓN (COYM)................................................................................. 434.3.1 Instalaciones de Transmisión y Transformación............................. 44



4.3.1.1 Etecen y Etesur..........................................................................444.3.1.2 Eteselva .....................................................................................444.3.1.3 Transmantaro y Redesur............................................................454.3.1.4 Electroperú (Transmisión) y Egemsa (Transmisión) ...................46

4.3.2 Centros de Control ......................................................................... 464.4 FACTORES DE PÉRDIDAS.............................................................................. 474.5 INGRESO TARIFARIO .................................................................................... 494.6 PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN...................... 49

4.6.1 Liquidación de contratos BOOT...................................................... 504.6.1.1 Liquidación de TransMantaro .....................................................504.6.1.2 Liquidación Anual de Redesur....................................................51

4.6.2 Determinación del Peaje por Conexión .......................................... 52

5. TARIFAS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE......................................54

5.1 TARIFAS TEÓRICAS ...................................................................................... 545.2 COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS TEÓRICOS CON EL PRECIO PROMEDIO

PONDERADO DE LOS CLIENTES LIBRES.......................................................... 565.3 TARIFAS EN BARRA...................................................................................... 57

6. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS .....................................................................60

6.1 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA ................................................. 606.2 ACTUALIZACIÓN DEL PRECIO DE LA POTENCIA................................................ 616.3 ACTUALIZACIÓN DEL PEAJE POR CONEXIÓN ................................................... 62

7. SISTEMAS AISLADOS....................................................................................63

7.1 NUEVO SISTEMA AISLADO TÍPICO I.- GENERACIÓN A BASE DE CENTRALESTERMOELÉCTRICAS DIESEL EN ZONA DE SELVA.............................................. 64

8. ANEXOS ..........................................................................................................66

Anexo A Pérdidas en Distribución..................................................................67Anexo B Demanda de Proyectos Especiales.................................................72Anexo C Proyecto Gas de Camisea...............................................................78Anexo D Proyectos de Centrales Hidroeléctricas...........................................81Anexo E Precio Básico de la Potencia ...........................................................89Anexo F Programa de Mantenimiento de la Central Hidroeléctrica Cañón del

Pato ............................................................................................99Anexo G Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Principal de Transmisión109Anexo H Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de

Transmisión ...................................................................................121Anexo I Resumen Observaciones y Diagrama Unifilar SEIN......................148



1. Resumen

El siguiente informe contiene el estudio realizado por el OrganismoSupervisor de la Inversión en Energía (OSINERG), para la fijación deTarifas en Barra del período mayo – octubre 2002. Para su elaboraciónse ha considerado el estudio técnico económico presentado por elComité de Operación Económica del Sistema Eléctrico InterconectadoNacional (COES-SINAC) de acuerdo con el Artículo 119° delReglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, así como losestudios propios desarrollados por la Gerencia Adjunta de RegulaciónTarifaria del OSINERG (GART) sobre el particular.

Los principios y los procedimientos mediante los cuales se regulan lastarifas de electricidad en el Perú se encuentran establecidos en elDecreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (Ley ó LCE), elReglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (Reglamento)aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM y en la norma“Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobadomediante Resolución OSINERG N° 0003-2002-OS/CD y susmodificatorias.

El estudio determina los precios básicos, definidos en el Artículo 47º dela Ley y Artículos 125º y 126º del Reglamento. Estos están constituidospor los precios de potencia y energía en las barras de referencia, apartir de las cuales se expanden los precios mediante factores depérdidas.

1.1 Proceso de Regulación TarifariaEl proceso de regulación tarifaria se inició el 7 de marzo de 2002 con lapresentación del “Estudio Técnico Económico de Determinación dePrecios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria deMayo de 2002”, preparado por el COES-SINAC y remitido al OSINERGpara su evaluación. Como parte del proceso regulatorio se convocó la



realización de dos audiencias públicas, la primera de las cuales sellevó a cabo el 12 de marzo de 2002. En esta audiencia el COES-SINAC tuvo la oportunidad de sustentar su propuesta de fijación detarifas, recibió los comentarios y observaciones de los asistentes y diouna primera respuesta a las observaciones recibidas.

Posteriormente, el 22 de marzo de 2002, el OSINERG remitió alCOES-SINAC un informe con las observaciones encontradas alEstudio Técnico Económico señalado anteriormente.

La segunda audiencia pública se realizó el 27 de marzo de 2002, enésta correspondió al OSINERG exponer los criterios, metodología ymodelos económicos utilizados en el análisis del estudio técnicoeconómico elaborado por el COES-SINAC y que se utilizarán, además,para la regulación tarifaria. Asimismo, se expuso en esta audiencia elcontenido de las observaciones encontradas por el OSINERG a lapropuesta tarifaria del COES-SINAC.

Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por elCOES-SINAC con fecha 8 de abril de 2002.

En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda lainformación recolectada a lo largo del proceso descrito, incluidos losresultados de los estudios encargados por el OSINERG a consultoresespecializados sobre temas específicos de la regulación.

1.2 Aspectos MetodológicosEl precio básico de la energía se determinó utilizando el modelomatemático de optimización y simulación de la operación de sistemaseléctricos denominado PERSEO.

El precio básico de la potencia, de acuerdo con el mandato del Artículo47°, literales e) y f)1 de la Ley, corresponde a los costos unitarios deinversión y costos fijos de operación de la máquina más adecuada parasuministrar potencia adicional durante las horas de máxima demandaanual, incluida su conexión al sistema de transmisión.

1 Artículo 47º.- Para la fijación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientesen la siguiente forma:

...

e) Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicionaldurante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de lainversión 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 enel 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 margenadicional, al precio establecido en el párrafo precedente;

...



Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginalesde energía los cargos por la transmisión involucrada. Los cargos portransmisión de los sistemas principales2 se calcularon aplicando elmétodo establecido en la Ley, que consiste en determinar el costomarginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido éstecomo la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión y elcosto marginal.

Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos deoptimización y simulación fueron comparados con los precios libres deacuerdo a lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º delReglamento. La información de clientes libres fue suministrada por lasempresas generadoras y distribuidoras. Para este fin se ha tenido encuenta además lo dispuesto por el Reglamento para laComercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad dePrecios, aprobado mediante Decreto Supremo N° 017-2000-EM del 18de septiembre del año 2000.

En lo que respecta a los cargos de peaje secundario, de acuerdo conlo dispuesto por la Resolución OSINERG N° 0424-2002-OS/CD,Artículo 3°, se postergó en 60 días, únicamente para la regulacióncorrespondiente al año 2002, el inicio del Procedimiento para Fijaciónde Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios deTransmisión, de modo tal que la fijación correspondiente a dichoprocedimiento no resulta coincidente con la fecha de aprobación de lasTarifas en Barra, siendo necesario señalar que en los casos en que elpresente informe haga referencia a cargos por peaje secundario detransmisión deberá entenderse que estos corresponden a losaprobados mediante la Resolución N° 006-2001 P/CTE, situación quese mantendrá en tanto no se expida la resolución correspondiente a laFijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundariosde Transmisión, la cual se ha programado publicarse antes del 29 dejunio de 2002. Finalmente, se ha efectuado la revisión de los costos delas instalaciones y de la operación y mantenimiento del Centro deControl a reconocer para la supervisión y control del Sistema Principalde Transmisión.

En lo que respecta a los sistemas aislados, se ha considerado lacreación de un sistema aislado típico con consumo de Diesel N° 2 en laSelva.

1.3 Resumen de ResultadosEl resultado de la comparación de precios libre / teórico ha establecidoque el precio promedio ponderado teórico no difiere en más del 10% desu equivalente del mercado no regulado. Por tal motivo no fue

2 SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION: Es la parte del sistema de transmisión, común al conjuntode generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la librecomercialización de la energía eléctrica.



necesario efectuar el reajuste en los precios teóricos para constituir losPrecios en Barra definitivos. Los precios resultantes para la regulaciónde Tarifas en Barra del SEIN se resumen en el cuadro siguiente3:

3 Sólo para fines de comparación, en el cuadro siguiente se muestran los peajes secundarios aprobadosmediante la Resolución N° 006-2001P/CTE, debidamente actualizados.



1.4 Principales Modificaciones a la Propuesta delCOES-SINACLos resultados anteriores se obtuvieron a partir de la propuesta delCOES-SINAC con las modificaciones efectuadas por el OSINERG. Lasiguiente relación describe los principales cambios incorporados:

• Se ha excluido el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del preciodel combustible Diesel N° 2 a partir del año 2004.

• Se han actualizado los precios de los combustibles líquidos deacuerdo con la lista de precios de PetroPerú vigente al 31 de marzode 2002.

• Se ha corregido el índice de referencia utilizado para determinar elTipo de Cambio. Se ha utilizado el valor de 3,446 S/./US$ (valorvigente al 31 de marzo de 2002).

• Se ha corregido el precio del gas natural de Camisea. El precio autilizar se ha determinado a partir de los precios y tarifascontenidos en los Contratos de Licencia y Servicios adjudicados.Como consecuencia de esta corrección, se ha recalculado el preciomáximo de referencia del gas natural para las centrales deAguaytía y Malacas.

• Se ha considerado que las centrales hidroeléctricas de Yuncán yHuanza ingresan al servicio en octubre 2004 y mayo 2005respectivamente.

• Se ha considerado que el gas de Camisea se encontraríadisponible en Lima desde Julio del año 2004.

• Para la proyección de las ventas de energía se ha utilizado elmodelo econométrico del COES-SINAC. Sin embargo, paradeterminar el consumo a nivel de generación se ha corregido lamagnitud de las pérdidas en distribución y la demanda de algunosproyectos mineros de los cuales se tiene información actualizada.

• El precio básico de la potencia se ha obtenido empleando loscostos de una unidad W501D5A Siemens-Westinghouse valorizadaen noviembre 2001 y con sus valores actualizados a marzo 2002.

• Se ha ajustado el programa de mantenimiento de la CentralHidroeléctrica Cañón del Pato y se ha representado de una maneramás apropiada el efecto de los costos ocasionados por sólidos ensuspensión en el agua que utiliza dicha central.



1.5 Comparación de las Variaciones de losPrecios en Barra en el Sistema EléctricoInterconectado NacionalLos precios en barra resultantes se han comparado con los preciosvigentes al mes de abril de 2002, obteniéndose los resultados que semuestran a continuación para las principales ciudades del país4.

1.6 Sistemas AisladosSe ha considerado la creación de un sistema aislado típico conconsumo de Diesel N° 2 en la Selva.

4 Sólo para fines de comparación, en los cuadros siguientes se muestran los peajes secundariosaprobados mediante la Resolución N° 006-2001P/CTE, debidamente actualizados.



2. Proceso de RegulaciónTarifaria

El proceso de Fijación de Tarifas en Barra se realizó de conformidadcon lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, Ley de ConcesionesEléctricas y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N°009-93-EM5. El OSINERG, en aplicación del principio de transparenciacontenido en el Artículo 8° del Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, haincluido las audiencia públicas dentro del proceso de regulación de lastarifas de generación, transmisión y distribución, con la finalidad de quelos usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestastarifarias respectivas. En el siguiente esquema se resume el procesoque se sigue para la Fijación de las Tarifas en Barra. Las fechasindicadas corresponden a la presente fijación de tarifas, donde a partirdel proceso N° 7 representan fechas límites que pueden variar en casode adelantarse la fecha de término de alguno de los procesos.

5 En este Informe los términos “Ley” y “Reglamento” se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L.N° 25844) y a su Reglamento (D.S. N° 009-93-EM) respectivamente.



4 71

Presentación Estudio Técnico

Económico(COES)

7.Mar.2002

82

Observaciones a la Propuesta

Tarifaria del COES(OSINERG)

22.Mar.2002

12

Resolución deRecursos

(OSINERG)12.Jun.2002

3

AUDIENCIAPÚBLICA

PRESENTACIONY SUSTENTO DE

PROPUESTATARIFARIA

COES

12 Mar 2002

AUDIENCIAPÚBLICA

EXPONE CRITERIOSMETODOLOGIA YOBSERVACIONES

AL COESOSINERG

5

27 Mar 2002

AUDIENCIAPÚBLICA

PRESENTACION DE RECURSOS DE

RECONSIDERACIONRECURRENTES

20 May 2002

116

Absolución deObservaciones

(COES)08.Abr.2002

Publicación en Página WEB del Estudio

Técnico Económico (OSINERG)8.Mar.2002

9 10

Publicación en “El Peruano” y Página WEB Resolución de

Tarifa en Barra(OSINERG)03.May.2002

Recursos de Reconsideración (Parte Interesada)

13.May.2002

Publicación en Página WEB de los

Recursos (OSINERG)15.May.2002

Publicación en Pág. WEB de la relación de información que sustenta lasTarifas en Barra

(OSINERG)16.Abr.2002

4 71

Presentación Estudio Técnico

Económico(COES)

7.Mar.2002

82

Observaciones a la Propuesta

Tarifaria del COES(OSINERG)

22.Mar.2002

12

Resolución deRecursos

(OSINERG)12.Jun.2002

3

AUDIENCIAPÚBLICA

PRESENTACIONY SUSTENTO DE

PROPUESTATARIFARIA

COES

12 Mar 2002

AUDIENCIAPÚBLICA

EXPONE CRITERIOSMETODOLOGIA YOBSERVACIONES

AL COESOSINERG

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27 Mar 2002

AUDIENCIAPÚBLICA

PRESENTACION DE RECURSOS DE

RECONSIDERACIONRECURRENTES

20 May 2002

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Absolución deObservaciones

(COES)08.Abr.2002

Publicación en Página WEB del Estudio

Técnico Económico (OSINERG)8.Mar.2002

9 10

Publicación en “El Peruano” y Página WEB Resolución de

Tarifa en Barra(OSINERG)03.May.2002

Recursos de Reconsideración (Parte Interesada)

13.May.2002

Publicación en Página WEB de los

Recursos (OSINERG)15.May.2002

Publicación en Pág. WEB de la relación de información que sustenta lasTarifas en Barra

(OSINERG)16.Abr.2002

El esquema ilustrado, que obedece a las disposiciones legalesvigentes, establece un ambiente abierto de participación donde puedenexpresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados engeneral, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antesque adopte su decisión sobre la fijación de las Tarifas en Barra.

Asimismo, con posterioridad a la decisión, se prevé la instancia de losrecursos de reconsideración donde se pueden interponercuestionamientos a las decisiones adoptadas.

2.1 Propuesta del COES-SINACLos titulares de las centrales de generación y de sistemas detransmisión, cuyas instalaciones se encuentren interconectadasconforman un organismo técnico denominado Comité de OperaciónEconómica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC)6 conla finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, garantizando laseguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejoraprovechamiento de los recursos energéticos.

De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 119° del Reglamento de laLey de Concesiones Eléctricas7, y por el Procedimiento para la Fijación

6 En el presente informe los términos Sistema Interconectado Nacional (SINAC) o Sistema EléctricoInterconectado Nacional (SEIN) se refieren a lo mismo y se utilizan de manera intercambiable. Porrazones históricas, ambas denominaciones se han utilizado por las entidades del sector eléctrico parareferirse a la red de alta y muy alta tensión que interconecta a las principales ciudades de todo el país apartir de octubre del año 2000.

7 Artículo 119º.- Antes del 15 de Marzo y 15 de Setiembre de cada año, cada COES deberá presentar ala Comisión el estudio técnico-económico de determinación de precios de potencia y energía en barras,de conformidad con las disposiciones contenidas en los Artículos 47º a 50º inclusive, de la Ley, enforma detallada para explicitar y justificar, entre otros aspectos, los siguientes:



de Tarifas en Barra aprobado mediante la Resolución OSINERG N°0003-2002-OS/CD y su modificatoria8, el proceso de regulación tarifariase inició con la presentación, efectuado por el COES-SINAC el 7 demarzo de 2002, del “Estudio Técnico Económico de Determinación dePrecios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria deMayo de 2002”.

En el siguiente cuadro se resume, en términos económicos, lapropuesta tarifaria del COES-SINAC:

TARIFAS UnidadesVigente al

04 Abr 2002Propuesta

COES-SINACIncremento Propuesto

Precio Promedio de la Energía

ctm S/./kWh 9,15 10,37 13,3%

Precio de la Potencia

S/./kW-mes 18,12 23,00 27,0%

Peaje de Conexión (*)

S/./kW-mes 6,33 6,72 6,2%

Precio Promedio Total

ctm S/./kWh 13,71 15,91 16,0%

(*) No incluye L.T. Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra de ISA Perú

2.2 Primera Audiencia PúblicaEl Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audienciapública para el 12 de marzo de 2002, con el objeto que el COES-SINAC exponga su propuesta de tarifas de generación y transmisiónpara la regulación tarifaria del periodo mayo - octubre 2002.

En concordancia con lo anterior se dispuso la publicación, en la páginaWEB del OSINERG, del Estudio Técnico-Económico presentado por elCOES-SINAC con el propósito de que los agentes del mercado einteresados tuvieran acceso al estudio mencionado y contaran con lainformación necesaria que les permitiera expresar sus observaciones

a) La proyección de la demanda de potencia y energía del sistema eléctrico;

b) El programa de obras de generación y transmisión;

c) Los costos de combustibles, Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables deoperación pertinentes;

d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos;

e) Los Costos Marginales de Corto Plazo de energía proyectados;

f) Los Precios Básicos de la Potencia de punta y de la energía;

g) Los factores de pérdidas marginales de potencia y de energía;

h) El Costo Total de Transmisión, discriminando los costos de inversión y los de operación ymantenimiento tanto para el Sistema Principal como para los Sistemas Secundarios de Transmisión;

i) Los valores resultantes para los Precios en Barra;

j) La fórmula de reajuste propuesta; y,

k) Cálculo del Ingreso Tarifario esperado en los Sistema Principal y Secundarios de Transmisión, parala fijación del Peaje por Conexión y del Peaje Secundario.

8 Resolución OSINERG N° 0424-2002-OS/CD.

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