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Modificacin de la Norma Procedimiento para la Asignacin de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT

Preparado por EMNELFCO E.I.R.L. para Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A.

Absolucin a las observaciones formuladas al Estudio Tcnico Econmico sobre la fijacin tarifaria de dos celdas de 500 kV de la S.E. San Jos de titularidad de la empresa Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A.

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TABLA DE CONTENIDO

1Objeto22Por qu recurrimos al Osinergmin?23Cul es la naturaleza del SCT de SMCV?44Osinergmin tiene la competencia para fijar la compensacin por el uso de la S.E. San Jos?55Identificacin de los elementos de la S.E. San Jos que sern objeto de regulacin tarifaria por Osinergmin86El Estudio97la asignacin de la responsabilidad de pago97.1Inmutabilidad de la asignacin de responsabilidad97.2Norma aplicable117.3El Horizonte de Simulaciones137.3.1La POC del Elemento137.3.2La discrecionalidad para determinar el Horizonte Mximo de Simulaciones147.4El Horizonte de anlisis157.5Simulacin para el clculo de los beneficios econmicos198Determinacin de los costos de inversin228.1estimacin de los mdulos de 500 kV229Determinacin del SEA2510Determinacin de los costos anuales de operacin y mantenimiento2811Determinacin de los factores de prdidas medias e ingresos tarifarios2912Determinacin del CMA, peajes, compensaciones y frmulas de actualizacin29

Objeto

En fecha 27 de marzo de 2017, la empresa Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. (en adelante SMCV), present ante el Osinergmin el documento denominado Estudio Tcnico Econmico para la fijacin de la compensacin correspondiente a las dos celdas de 500 kV de la SET San Jos (en adelante el ESTUDIO), con el objeto que Osinergmin determine las compensaciones que la empresa Samay I S.A. (en adelante Samay) debe pagar por el uso de las celdas de 500kV de la S.E. San Jos, de propiedad de SMCV.

Mediante Oficio N 0591-2017-GRT, la Gerencia de Regulacin de Tarifas del Osinergmin (en adelante GRT), notifica a SMCV sus observaciones generales y especficas al ESTUDIO, para que proceda a la subsanacin respectiva, que deber ser presentada a ms tardar el 13 de junio de 2017, siendo el objeto del presente informe la absolucin de las referidas observaciones.

Las observaciones formuladas por el Osinergmin al ESTUDIO, estn relacionadas bsicamente con el criterio adoptado por SMCV para la propuesta de la asignacin de responsabilidad de pago, el horizonte de simulaciones para el clculo de los beneficios y la base de datos empleada para la elaboracin del ESTUDIO. En ese sentido, para una adecuada subsanacin de las observaciones formuladas, es necesario hacer previamente un anlisis general de estos temas.

Por qu recurrimos al Osinergmin?

Conforme ya lo sealamos en el ESTUDIO, SMCV es el actual titular del Sistema de Transmisin Lnea de Transmisin en 220 kV S.E. San Jos S.E. Cerro Verde. Esta instalacin se incorpor al SEIN y entr en Operacin Comercial (POC) el 11 de setiembre del 2015, por lo que constituye un Sistema Complementario de Transmisin (SCT)[footnoteRef:2]. [2: Cabe recordar que, de acuerdo a lo dispuesto por el numeral 20.2 de la Ley 28832, las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisin y del Sistema Complementario de Transmisin son aquellas cuya puesta en operacin comercial se produce a partir de la fecha de promulgacin de la referida Ley, que ocurri el 21 de julio del 2006.]

El 20 de enero de 2014 la empresa Samay y el Ministerio de Energa y Minas, suscribieron el Contrato de Compromiso de Inversin del Proyecto Nodo Energtico en el Sur del Per, por el cual se establecen los trminos del compromiso del operador del proyecto de construir, mantener, poner en funcionamiento y operar la Central Trmica Puerto Bravo (en adelante C.T. Puerto Bravo).

De acuerdo con el numeral 2 el Anexo A del Contrato de Compromiso de Inversin del Proyecto Nodo Energtico en el Sur del Per, la C.T. Puerto Bravo debe conectarse al SEIN a travs de una lnea de trasmisin de 500 kV.

Mediante Resolucin Suprema N 007-2015-EM, publicada en el Diario Oficial El Peruano con fecha 07 de marzo de 2015, el Ministerio de Energa y Minas resuelve otorgar en favor de Samay la concesin definitiva para desarrollar la actividad de transmisin de energa elctrica en la lnea de transmisin en 500 kV S.E. Puerto Bravo S.E. San Jos. De acuerdo a la referida Resolucin, la lnea tiene como punto de partida la S.E. Puerto Bravo y como punto de llegada la S.E. San Jos.

Por medio de la Carta N S1-0183/14, Samay le solicita a SMCV la Integracin del Proyecto de C.T. Puerto Bravo, Nodo Energtico del Sur, a la S.E. San Jos. Al respecto, en la referida carta Samay sostiene que la conexin de la C.T. Puerto Bravo al SEIN se har por una lnea de transmisin de 500 kV, desde la S.E. Puerto Bravo hasta la S.E. San Jos; asimismo, refiere que la mencionada conexin en 500 kV a la S.E. San Jos fue decidida por el Ministerio de Energa y Minas.

En fecha 30 de julio de 2015 Samay y SMCV suscribieron el Convenio de Conexin de una Baha de 500 kV de la C.T. Puerto Bravo a la S.E. San Jos de Sociedad Minera Cerro Verde (en adelante Convenio de Conexin). El referido convenio regula las condiciones para la conexin de la L.T. de Samay a la S.E. San Jos.

Con motivo de la Conexin, la empresa de generacin hace uso de dos celdas de la S.E. San Jos, donde se conectan las dos lneas de 500 kV de Samay, una que enlaza a la S.E. Ocoa y otra que enlaza a la S.E. Montalvo.

A partir de las 00:00 horas del 26 de mayo del 2016, la C.T. Puerto Bravo, inici su operacin comercial[footnoteRef:3]; desde ese momento viene inyectando al SEIN la electricidad que genera, valindose para ello de las dos celdas de 500 kV de la S.E. San Jos, que, como ya sealamos, forma parte del SCT de SMCV. En la siguiente imagen se observa la configuracin de la conexin de Samay la S.E. San Jos; las dos celdas que vienen siendo usadas por la generadora son las que se encuentran en el dimetro 2. [3: De acuerdo a la Carta N COES/D/DP-570-2016]

Figura 1.

Dado que Samay hace uso de dos celdas de la S.E. San Jos, que es de propiedad de SMCV, tiene la obligacin legal de pagar la respectiva compensacin; en ese sentido, recurrimos al Osinergmin para que, en ejercicio de su facultad regulatoria, determine el monto de dicha compensacin.

Cul es la naturaleza del SCT de SMCV?

De acuerdo a lo dispuesto por el Artculo 20 de la Ley 28832, el Sistema de Transmisin del SEIN est conformado por 4 tipos de instalaciones: i) Sistema Garantizado de Transmisin (SGT), ii) Sistema Complementario de Transmisin (SCT), iii) Sistema Principal de Transmisin (SPT) y Sistema Secundario de Transmisin (SST).

Por su parte, el numeral 20.2 del Artculo 20 de la Ley 28832 seala que las instalaciones del SGT y del SCT son aquellas cuya puesta en operacin comercial se produce en fecha posterior a la promulgacin de la referida Ley, lo cual ocurri el 21 de julio del 2006.

Seguidamente, el Artculo 27 de la Ley 28832 seala que se consideran como instalaciones del SCT aquellas que son parte del Plan de Transmisin y cuya construccin es el resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes, as como todas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisin.

Desarrollando estos dispositivos legales, el Artculo 4 de la Norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin, aprobada por Resolucin N 217-2013-OS/CD (en adelante Norma Tarifas), clasifica los diversos sistemas de transmisin que conforman cada una de las instalaciones mencionadas en el prrafo anterior.

Los SCT, de acuerdo al numeral 4.2 del Artculo 4 de la Norma Tarifas, se clasifica en:

i) SCTPT: SCT asignado a la demanda, a la generacin o a ambos, que es parte del Plan de Transmisin y cuya construccin es el resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes.

ii) SCTPI: SCT asignado a la demanda, a la generacin o a ambos, que es parte de un Plan de Inversiones aprobado por Osinergmin.

iii) SCTLN: SCT que permite transferir electricidad a Usuarios Libres o que permite a los Generadores entregar energa producida al SEIN, cuya construccin y remuneracin resulte de una libre negociacin entre dichos agentes y los titulares de las instalaciones de dicho SCT.

El sistema de transmisin de SMCV (Lnea de Transmisin en 220 kV S.E. San Jos S.E. Cerro Verde), entr en operacin comercial el 11 de setiembre del 2015 y no forma parte de ningn Plan de Transmisin, por lo que constituye un SCT.

Por otra parte, el SCT de SMCV fue construido producto del acuerdo y libre negociacin entre SMCV y Abengoa Per S.A. (en adelante Abengoa), con el objeto que SMCV obtenga el servicio de transmisin necesario para satisfacer su demanda energtica. En cumplimiento de las obligaciones asumidas por las partes en el respectivo contrato, Abengoa, por medio de su empresa ATN 1 S.A., obtuvo la concesin de transmisin definitiva y suscribi el contrato de concesin respectivo (Concesin N 448-2014), que lo habilit a la construccin y operacin de la Lnea de Transmisin en 220 kV S.E. San Jos S.E. Cerro Verde.

A la fecha de la POC de la Lnea de Transmisin en 220 kV S.E. San Jos S.E. Cerro Verde (11 de setiembre del 2015), ATN 1 S.A. era su titular y como tal prestaba el servicio de transmisin elctrica a SMCV. Esta es la primera relacin contractual de transmisin para la referida instalacin.

Posteriormente, en fecha 26 de enero de 2016, ATN 1 S.A. y SMCV suscribieron el Contrato de Cesin de Posicin Contractual entre ATN1 S.A. y Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A., mediante el cual sta ltima asume la posicin contractual que ATN1 S.A. vena ocupando en el Contrato de Concesin N 448-2014.

Finalmente, mediante la Resolucin Ministerial N 096-2016-MEM/DM, publicada en el Diario Oficial El Peruano con fecha 14 de marzo de 2016, el Ministerio de Energa y Minas aprob la transferencia de la concesin definitiva para desarrollar la actividad de transmisin de energa elctrica en la Lnea de Transmisin en 220kV S.E. San Jos S.E. Cerro Verde, que efecta ATN1 S.A. a favor de Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. Esta Resolucin entr en vigencia el 15 de marzo de 2016, fecha a partir de la cual SMCV sustituy a ATN1 en los derechos y obligaciones que constan en el Contrato de Concesin N 448-2014 y de convirti en la nica titular del referido SCT.

De lo descrito hasta este punto, queda claro que la S.E. San Jos forma parte del sistema de transmisin Lnea de Transmisin en 220kV S.E. San Jos S.E. Cerro Verde, constituye un SCT, su construccin y remuneracin son producto de la libre negociacin entre agentes privados (SMCV y Abengoa) y actualmente es propiedad de SMCV; por lo tanto, debe ser calificada como un SCTLN.

Osinergmin tiene la competencia para fijar la compensacin por el uso de la S.E. San Jos?

De acuerdo a lo dispuesto por el Artculo 70 del Texto nico Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General Ley 27444, aprobado por Decreto Supremo N 006-2017-JUS, la competencia de las entidades tiene su fuente en la Constitucin y en la Ley, y es reglamentada por las normas administrativas que de ellas se derivan.

Al respecto, el artculo 43 del Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Elctricas (LCE), seala que estarn sujetos a regulacin de precios las tarifas y compensaciones de los Sistemas de Transmisin y Distribucin.

Por su parte, el literal b) del Artculo 27 de la Ley 28832 seala que

Artculo 27. Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisin

()

27.2

()

b) OSINERG establecer el monto mximo a reconocer como costo de inversin, operacin y mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Elctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisin.

Asimismo, el Artculo 62 de la LCE seala que:

Artculo 62. Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisin, o del Sistema de Distribucin sern reguladas por OSINERG.

()

Por lo tanto, se observa que Osinergmin tiene, por regla general, la competencia para regular las tarifas y compensaciones de los SCT.

Sin embargo, el literal c) del numeral 27.2 del Artculo 27 de la Ley N 28832, ha sealado, como nica excepcin a dicha regla, Lo siguiente:

Artculo 27. Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisin

()

27.2

()

b) OSINERG establecer el monto mximo a reconocer como costo de inversin,

operacin y mantenimiento. Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Elctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisin.

c) En el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los Usuarios Libres o que permiten a los Generadores entregar su energa producida al SEIN, dichos Agentes podrn suscribir contratos para la prestacin del servicio de transporte y/o distribucin, con sus respectivos titulares, en los cuales la compensacin correspondiente ser de libre negociacin. Para uso de las instalaciones por terceros, o a la terminacin de dichos contratos, las compensaciones y tarifas, para los mismos, se regulan segn el criterio establecido en el literal b) anterior.

Como se puede apreciar, la norma bajo anlisis, si bien crea una excepcin a la regla de regulacin del Osinergmin para los SCTLN, expresamente indica que dicha excepcin se elimina para los terceros que soliciten conexin.

En relacin a ello, el inciso g) del Artculo 139 del Decreto Supremo N 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas (RLCE), ha dispuesto que los cargos que correspondan asumir a terceros por instalaciones construidas por acuerdo de partes, sern determinadas por OSINERGMIN a solicitud de los interesados.

Ahora, para el caso que venimos analizando, se observa que no existe un contrato de servicio de transporte entre SMCV y Samay, lo que existe es un convenio de conexin por el cual Samay accede al uso de las dos celdas en 500kV de la S.E. San Jos, que es de propiedad de SMCV. Por lo tanto, estamos ante el supuesto regulado en la parte final del literal c) del numeral 27.2 del Artculo 27 de la Ley 28832.

SMCV y Samay no han suscrito ningn contrato de servicio de transporte, simplemente SMCV le ha permitido el uso de sus instalaciones a Samay. Al respecto, el Artculo 33 de la LCE seala que Los concesionarios de transmisin estn obligados a permitir la utilizacin de sus sistemas por parte de terceros, quienes debern asumir los costos de ampliacin a realizarse en caso necesario, y las compensaciones por el uso, de acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento de la Ley

En ese sentido, queda claro que Osinergmin tiene la competencia para establecer la compensacin que Samay le debe pagar a SMCV por el uso de sus dos celdas en 500 kV de la S.E. San Jos, pues Samay es un tercero[footnoteRef:4] que viene haciendo uso de esta instalacin, que constituye un SCTLN. [4: Dado que no cuenta con ningn contrato de servicio de transporte.]

En esta lnea, la interpretacin que, en anteriores oportunidades, ha realizado Osinergmin sobre el Artculo 27 de la Ley 28832, es consecuente con lo que venimos exponiendo hasta este punto; efectivamente, se puede ver por ejemplo lo dispuesto por el rea Legal de la Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria del Osinergmin (hoy Gerencia de Regulacin de Tarifas), en el numeral 2.3 del Informe N 233-2008-GART, que contiene la opinin legal sobre el Procedimiento para la Asignacin de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobado mediante Resolucin OSINERGMIN N 383-2008-OS/CD (Norma de Asignacin).

Al respecto, en el referido numeral, Osinergmin absuelve el comentario de la empresa Kallpa al proyecto de Resolucin que aprueba la Norma Tarifas y Compensaciones. En dicha oportunidad Kallpa seal que la competencia del Osinergmin, para fijar las compensaciones por el uso de los SCTLN, es subsidiaria a los contratos suscritos entre las partes. Analizando este comentario, Osinergmin indic lo siguiente:

De acuerdo con el inciso b) del artculo 27.2 de la Ley N 28832, OSINERGMIN establece el monto mximo a reconocer como costo de inversin, operacin y mantenimiento. Asimismo, fija las compensaciones y tarifas, considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones elctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisin. Es decir, de acuerdo con la norma citada, la regla general es que las compensaciones de los Sistemas Complementarios de Transmisin y los SST, son reguladas por OSINERGMIN.

Por otro lado, el inciso c) del mismo Artculo 27.2, seala que en el caso de instalaciones que permitan transferir electricidad hacia los Usuarios Libres o que permiten a los Generadores entregar su energa producida al SEIN dicho Agentes podrn suscribir contratos para la prestacin del servicio de transporte y/o distribucin con sus respectivo titulares, en los cuales la compensacin correspondiente ser de libre negociacin. Es decir, esta constituira la nica excepcin.

Sin perjuicio de la indicada excepcin, -contina citando el artculo 27- para uso de las instalaciones por terceros, o a la terminacin de los contratos que hayan suscrito usuarios libres o generadores con el transmisor, las compensaciones y tarifas, para los mismos, se regulan segn los criterios establecidos en el literal b) antes comentado, es decir, se sujetan a la regulacin de OSINERGMIN.

Por las razones antes expuestas, puede considerarse que la Norma Procedimiento del SST y SCT, tiene carcter supletorio nicamente para lo dispuesto en el primer prrafo del literal c) del Artculo 27.2 de la Ley 28832 en que la compensacin correspondiente es de libre negociacin.

Del mismo modo, en el numeral 4.5.2 del Informe Tcnico N 244-2008-GART, elaborado por el rea Tcnica de la Gerencia de Regulacin de Tarifas del Osinergmin, que contiene la opinin tcnica que sustenta la Norma de Asignacin, Osinergmin ha sealado que:

() Por otro lado, en el caso de los SCT de instalaciones que se construyan se remuneren acuerdos de libre negociacin, al amparo de lo dispuesto en la Ley 28832, y se da el caso que un tercero se conecta, la remuneracin de este tercero no es supletoria sino obligatoria, ya que es OSINERGMIN quien debe establecer las compensaciones que este tercero debe efectuar.

Por su parte, el anlisis legal contenido en el informe N 233-2008-GART concluye que, de acuerdo con el prrafo final del inciso c) del Artculo 27.2 de la Ley 28832, concordado con el inciso b) del mismo artculo, para aquellos casos de terceros que se conecten a las instalaciones del SCT bajo la regla del open access, estos se sujetan a regulacin por parte de OSINERGMIN y la norma Procedimiento para la Asignacin de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT se les aplica directamente y no en forma supletoria.

De lo sealado por el Osinergmin en los informes legal y tcnico que sustentan la emisin de la Norma de Asignacin, se observa que Osinergmin tiene la competencia para fijar las compensaciones de los SCTLN cuando se conecte un tercero, por lo que debe en ese sentido determinar las compensaciones que deber pagar Samay por el uso del SCTLN de Cerro Verde.

Identificacin de los elementos de la S.E. San Jos que sern objeto de regulacin tarifaria por Osinergmin

De acuerdo al Estudio de Pre-Operatividad (aprobado por el 08 de marzo de 2013), Estudio de Operatividad (aprobado por carta el 19 de marzo de 2015) y el anexo 2 del Contrato de Concesin Definitiva (aprobada el 17 de junio de 2014) del SCT de la SMCV, el lado de 500 kV de la S.E. San Jos se encuentra configurada en un arreglo del tipo interruptor y medio, y conformado por las siguientes instalaciones:

Un (01) dimetro completo (Dimetro 1) para dos (02) celdas de autotransformador trifsico de 500/220 kV /33 kV, 360/480/600.

Un (01) dimetro completo (Dimetro 2) para las dos (02) celdas de lnea de transmisin 500 kV Ocoa San Jos y San Jos - Montalvo 2.

Un (01) banco de serie (BCS) de 16, 65 U asociado a la lnea transmisin 500 kV San Camilo - Montalvo 2.

Espacio previsto para un dimetro completo futuro.

Espacios previstos para reactores de lnea en 500 kV.

Espacio previsto para futura conexin de transformador o reactor de barra.

En el siguiente grfico se muestran los componentes sealados en el punto anterior, que conforman las instalaciones en la S.E San Jos. Los componentes cuya regulacin se solicita son las dos celdas de lnea de transmisin 500 kV Ocoa San Jos y San Jos - Montalvo 2, ubicadas en el dimetro dos.

Figura 2.

Cabe sealar que las referidas dos celdas de conexin de lnea son el nico medio que permiten a la C.T. Puerto Bravo, desde el 26 de mayo de 2016, fecha en la que entr en operacin comercial, inyectar al Sistema Garantizado de Transmisin del SEIN (L.T. 500 kV Ocoa Montalvo) su produccin.

De igual modo, dichas celdas permiten a SMCV retirar energa desde el Sistema Garantizado de Transmisin para luego transportarla mediante la Lnea de Transmisin 220 kV San Jos - Cerro Verde a las instalaciones elctricas que se encuentran dentro de la concesin minera de SMCV.

El Estudio

Los criterios y metodologa para la determinacin de las tarifas y compensaciones de los SCT, as como los formatos, plazos y medios para la presentacin de las propuestas tarifarias de los SCT, son regulados por la Norma Tarifas, la misma que es aplicable a todos los SST y SCT sujetos a regulacin del Osinergmin.

El numeral 5.10 del Artculo 5 de la Norma Tarifas indica el contenido del ESTUDIO que deben presentar los interesados en los procedimientos de fijacin de tarifas y compensaciones de los SST y SCT, que son fundamentalmente la propuesta de asignacin de responsabilidad de pago, la determinacin de los Costos de Inversin, la determinacin de los costos anuales de operacin y mantenimiento, la determinacin de los factores de prdidas medias e ingresos tarifarios y la determinacin del CMS, Peajes, Compensaciones y Frmulas de actualizacin.

la asignacin de la responsabilidad de pagoInmutabilidad de la asignacin de responsabilidad

Por mandato del numeral 14.3 de la Norma Tarifas, para el caso de las instalaciones del SCT, la asignacin de responsabilidad de pago entre la demanda y la generacin se determinar por nica vez.

Ello implica que la asignacin de la responsabilidad de pago no es susceptible de revisin, de modo que lo que Osinergmin decida en el presente procedimiento ser inmutable mientras se use la instalacin.

La inmutabilidad a la que nos referimos en el prrafo anterior tiene especial gravedad para el caso concreto de la S.E. San Jos, pues como ya lo mencionamos en el ESTUDIO, la C.T. Puerto Bravo operar en dos etapas que son claramente disimiles.

Al respecto, para el clculo de la compensacin que Samay debe pagar en favor de SMCV, se debe tener en cuenta que, por mandato del Artculo 33 de la LCE, la compensacin que los agentes deben pagar a los titulares de los sistemas de transmisin es por el uso que hacen de estos sistemas, es decir, debe existir una correlacin entre el uso de la instalacin y el monto de la compensacin, de modo que cuanto mayor sea el uso de una instalacin, tanto mayor ser la compensacin que el responsable deber pagar por ella[footnoteRef:5]. [5: Independientemente del criterio de asignacin de responsabilidad que se use (uso o beneficio), el resultado del clculo tarifario debe representar una compensacin que sea conducente con el uso de la instalacin, este es el mandato legal que se desprende el Artculo 33 de la LCE.]

La particularidad de la C.T. Puerto Bravo, cuya apreciacin es medular en este procedimiento, radica en que esta central fue ejecutada como parte del proceso de promocin de la inversin privada Proyecto Nodo Energtico en el Sur del Per, que fue conducido por Proinversin.

De acuerdo con el Plan de Promocin de la Inversin Privada del referido Proyecto, la generacin termoelctrica del Proyecto consisti en el desarrollo de hasta 2000 MW de capacidad en la costa sur del Per, usando Gas Natural como combustible principal, as como otro combustible alternativo.

Sin embargo, como el suministro de gas natural en la costa sur del pas an se encuentra en diseo y desarrollo, las centrales trmicas deban operar en dos etapas, la primera con Disel B5 y la segunda con Gas Natural (Etapa 1 y Etapa 2 respectivamente), conforme se puede ver del Anexo 01 del Contrato de Compromiso de Inversin Nodo Energtico en el Sur del Per, suscrito entre Samay y el Estado Peruano, que seala lo siguiente:

Las diferencias entre la Etapa 1 y 2 permiten concluir que el uso que realizar Samay de las dos celdas de la SET San Jos, cambiar radicalmente entre sus fases Disel B5 y gas natural. La C.T. Puerto Bravo una vez que disponga de gas natural reducir sus costos de produccin y como consecuencia incrementar su generacin de energa producto del despacho econmico del COES. Es decir, a partir de dicho momento la central incrementar sustancialmente el uso que actualmente viene haciendo de las dos celdas de la SET San Jos, conforme se grafica a continuacin:

Figura 3

El clculo de la compensacin que Samay debe pagar en favor de SMCV, por el uso de la SET San Jos, debe tomar en cuenta la configuracin del proyecto de Samay, cuya central fue diseada para operar con gas natural como combustible principal, caso contrario no se garantizara una adecuada compensacin en favor de SMCV.

Es necesario que Osinergmin tome en cuenta la configuracin contractual del proyecto de la C.T. Puerto Bravo, pues si solo considera su operacin durante la primera etapa, estar castigando a SMCV al cobro de una misma compensacin a lo largo de todo el tiempo, incluso durante el periodo en el que Samay opere con Gas Natural y haga un uso preponderantemente mayor de la SET San Jos.

La regla contenida en el numeral 14.3 de la Norma Tarifas exige que Osinergmin acte con el mximo cuidado en la determinacin de las compensaciones, pues no habr lugar a revisiones posteriores. La decisin que adopte debe, en la mayor medida posible, garantizar una adecuada compensacin a los titulares de las instalaciones de transmisin. Particularmente en el caso bajo anlisis, Osinergmin no puede obviar el hecho que la C.T. Puerto Bravo utilizar gas natural, y cuando lo haga incrementar su despacho al SEIN y consecuentemente, incrementar tambin el uso que haga de la SET San Jos.

Norma aplicable

Conforme lo hemos sealado en el ESTUDIO, el numeral 14.3.3 del Artculo 14 de la Norma Tarifas seala que, para el caso de las instalaciones del SCTLN que no sirvan exclusivamente a la demanda o a la generacin, la asignacin de responsabilidad de pago entre generacin y demanda se debe realizar conforme a lo establecido en el Procedimiento de Asignacin de Responsabilidad de Pago aprobado por Osinergmin.

En el presente caso, se ha demostrado que las dos celdas ubicadas en el dimetro dos de la S.E. San Jos, sirven tanto a la generacin (pues permiten que la C.T. Puerto Bravo inyecte su energa al SEIN), como a la demanda (pues permiten el suministro de electricidad a las instalaciones de SMCV), por lo que no son exclusivas de ninguna. En ese sentido, dado que forman parte de un SCTLN, la asignacin de la responsabilidad de su pago debe realizarse conforme a lo establecido en el Procedimiento de Asignacin de Responsabilidad de Pago aprobado por Osinergmin.

Al respecto, mediante la Resolucin N 383-2008-OS/CD, se aprob la Norma Procedimiento para la Asignacin de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT (en adelante Norma de Asignacin), la referida norma fue publicada en el diario oficial El Peruano el 5 de mayo de 2008, entrando en vigencia al da siguiente.

Posteriormente, en fecha 02 de julio de 2016, se public en el diario oficial El Peruano la Resolucin N 164-2016-OS/CD, que aprob la nueva Norma Procedimiento para la Asignacin de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT; sin embargo, de acuerdo con el Artculo 1 de dicha Resolucin, la referida norma entrar en vigencia recin el 01 de mayo de 2017, fecha en la que quedar tcitamente derogada la Norma de Asignacin; por lo tanto, se observa que la Norma de Asignacin estuvo vigente desde el 06 de mayo de 2008 y hasta el 30 de abril de 2017.

Dentro del periodo de vigencia de la Norma de Asignacin han ocurrido dos hechos determinantes para su aplicacin en el presente caso:

i) El inicio del uso de la S.E. San Jos de SMCV por parte de Samay, con la Puesta en Operacin Comercial (POC) de la C.T. Puerto Bravo (26 de mayo de 2016), y

ii) El inicio del procedimiento regulatorio de fijacin de la compensacin que le corresponde pagar a Samay por el uso de las instalaciones del SCT de SMCV (01 de febrero de 2017).

El derecho de SMCV a obtener una compensacin por el uso de su SCTLN, y consecuentemente la obligacin de Samay de pagarla, naci con la POC de la C.T. Puerto Bravo, pues es en este momento que dicha central inici su actividad de generacin e hizo uso efectivo de las dos celdas en 500 kV de la S.E. San Jos, para inyectar su electricidad al SEIN. Este constituye un hecho consumado e irrepetible en el tiempo y ocurri durante la vigencia de la Norma de Asignacin, por lo que corresponde aplicar esta Norma en este procedimiento.

Consideramos que el regulador no puede hacer uso de la Norma aprobada por la Resolucin N 164-2016-OS/CD, pues ello implicara que la evaluacin de asignacin de pago, que se realiza por nica vez y que est referida a la fecha de la puesta en servicio de la CT Puerto Bravo, se realice en base a una norma que entr en vigencia recin en el 2017.

Al respecto, debe recordarse lo dispuesto por el Artculo 103 de la Constitucin Poltica, que seala que la Ley, desde su entrada en vigencia, se aplica a las consecuencias de las relaciones y situaciones jurdicas existentes y no tiene fuerza ni efectos retroactivos; salvo, en ambos supuestos, en materia penal cuando favorece al reo.

Interpretando esta norma jurdica, el Tribunal Constitucional, citando a Diez-Picazo, ha sealado que en el momento en que una ley entra en vigor, despliega, por definicin, sus efectos normativos y debe ser aplicada a toda situacin subsumible en su supuesto de hecho; luego no hay razn alguna por la que deba aplicarse la antigua ley a las situaciones, an no extinguidas, nacidas con anterioridad. Ello no entrara en colisin con la norma de conflicto de no presuncin de retroactividad, porque la aplicacin de una ley a situaciones an vivas y con efectos ex nunc no implicara, en puridad de conceptos retroactividad alguna[footnoteRef:6] [6: Considerando 11 de la Sentencia recada en el Expediente N 0002-2006-PI/TC]

La decisin que adopte Osinergmin en este procedimiento regulatorio ser determinante para calcular la cuanta de la compensacin que Samay deba pagar en favor de SMCV a partir del 26 de mayo de 2016. Si Osinergmin utiliza en este procedimiento regulatorio la Norma aprobada por la Resolucin N 164-2016-OS/CD, la estar haciendo surtir efectos jurdicos desde el 26 de mayo de 2016, lo cual contraviene lo dispuesto por el mencionado Artculo 103 de la Constitucin Poltica y lo indicado por el Tribunal Constitucional, que reserva la aplicacin de leyes a hechos nacidos con anterioridad su vigencia, siempre que esta aplicacin tenga efectos ex nunc, lo cual no ocurre en el presente caso.

Finalmente, complementando estos argumentos, observamos que la Norma aprobada por la Resolucin N 164-2016-OS/CD entr en vigencia recin el 01 de mayo de 2017, por lo que tampoco pudo hacer sido aplicada para la elaboracin del ESTUDIO, pues an no se encontraba vigente al momento de su presentacin ante el Osinergmin.

El Horizonte de SimulacionesLa POC del Elemento

Mediante Resolucin N 383-2008-OS/CD, Osinergmin aprob la Norma de Asignacin, que tiene por objeto establecer el procedimiento y mtodo para asignar la responsabilidad de pago entre usuarios y generadores. Para la asignacin de cargos entre usuarios y generadores, por instalaciones del SCTLN, el numeral 5.2.1 de la Norma de Asignacin seala que se utilizar el criterio de beneficios.

Asimismo, el numeral 6.1 del Artculo 6 de la Norma de Asignacin seala que, para el clculo de los beneficios, se utilizar el modelo Perseo y se realizarn simulaciones que debern abarcar como mnimo un ao antes de la fecha de entrada en operacin hasta 6 aos despus de la fecha prevista de entrada en operacin del elemento.

Al periodo de tiempo sealado en el prrafo anterior lo denominamos horizonte de simulaciones; dado que el horizonte de simulaciones gira en torno a la fecha prevista de entrada en operacin del elemento, un primer tema a analizar es a qu se refiere la norma cuando seala entrada en operacin del elemento?

Al respecto, la Norma de Asignacin establece un horizonte de simulaciones, para la determinacin de las compensaciones que corresponden pagar por los SCTLN, pues es necesario calcular el beneficio que la instalacin le producira al generador o al usuario en un periodo de tiempo determinado. Prueba de ello es la descripcin de la frmula empleada en el clculo de los beneficios, sealada en el numeral 6.2.1 de la Norma de Asignacin, donde se observa que el objeto del clculo es la utilidad esperada por la generadora con el elemento y sin el elemento; es decir, para que esta frmula pueda tener aplicacin, debe considerarse un periodo de tiempo en el que la generadora obtenga beneficios con el elemento.

En ese sentido, la mencionada frmula solo tendr aplicacin cuando el horizonte de simulaciones comprenda el periodo de tiempo en el que la central hace uso de la instalacin del SCTLN, un periodo distinto no arrojara ningn beneficio, pues la central simplemente no usa dicha instalacin, sea porque la central no existe en dicho periodo o porque pese a estar conectada a la instalacin, an no ha iniciado su operacin comercial.

Por lo tanto, la expresin entrada en operacin del elemento debe ser interpretada como entrada en operacin del elemento con el que el tercero se conecta al SCTLN, desde este momento es posible calcular los beneficios que la instalacin le producen tanto al generador como al usuario.

En el presente caso, la C.T. Puerto Bravo (el tercero) ha iniciado su operacin comercial el 26 de mayo del 2016, fecha a partir de la cual hace uso de la S.E. San Jos, siendo tambin ese el momento de la POC del elemento con el que se conecta a al SCTLN de SMCV.

Por lo tanto, para el caso en concreto, el horizonte de simulaciones debe abarcar como mnimo un ao antes de la fecha de la POC de la S.T. Puerto Bravo hasta 6 aos despus de esta fecha.

La discrecionalidad para determinar el Horizonte Mximo de Simulaciones

De la redaccin del numeral 6.1 del Artculo 6 de la Norma de Asignacin, se observa que el legislador ha reconocido un margen de discrecionalidad tcnica al Osinergmin, para poder establecer el horizonte de simulaciones, para determinar la asignacin de responsabilidad de pago de los SCTLN, pues solo le exige respetar un lmite temporal inferior (mnimo), siendo discrecionalidad del regulador optar, para cada caso en concreto, por un periodo de tiempo mayor; esta discrecionalidad se aprecia mejor con el siguiente grfico:

Figura 4

En el ESTUDIO solicitamos que Osinergmin, en ejercicio de su potestad discrecional, considere un horizonte de simulacin de 20 aos y no de 6 aos, en funcin del horizonte de vida til estndar de una central trmica utilizado por Osinergmin en la fijacin del Precio Bsico de Potencia.

Se solicita el reconocimiento de los resultados de las simulaciones por un periodo de 20 aos, pues este es el tiempo prudencial en el que se recopilarn los datos que nos permitan calcular adecuadamente la compensacin que Samay debe pagar en favor de SMCV, teniendo en cuenta que actualmente la C.T. Puerto Bravo opera con Disel B5, pero una vez que disponga de Gas Natural operar con el referido combustible, esperndose que dicho modo de operacin sea durante la mayor parte de su vida til.

Es fundamental utilizar estos datos, pues si solo nos limitamos al periodo mnimo que indica la Norma de Asignacin, estaremos omitiendo un dato fundamental, que es la operacin de Samay y el consecuente uso de las celdas cuya regulacin se solicita. Como ya lo mencionamos, la asignacin de responsabilidad de pago para los SCTLN se realiza por nica vez[footnoteRef:7], por lo que si solo se toma en consideracin el horizonte mnimo de simulacin, Osinergmin estara asumiendo que la C.T. Puerto Bravo siempre operar con Disel B5, cuando ello no es as; es ms, la referida central fue diseada para operar con gas natural; su operacin actual con disel B5 responde simplemente a que an no cuenta con gas natural, pero cuando lo haga tendr la obligacin contractual de operar con dicho combustible. [7: De acuerdo con el numeral 14.3 del Artculo 14 de la Norma Tarifas y Compensaciones]

Si la compensacin es el derecho que el titular del sistema de transmisin recibe por el uso de sus instalaciones, queda claro que SMCV tiene el derecho a obtener una compensacin que le permita una adecuada remuneracin, en funcin del uso que Samay har de la SET San Jos, no solo durante su operacin con Disel B5, sino fundamentalmente durante su operacin con Gas Natural; lo contrario implicara obligarla a recibir una compensacin nfima o inclusive no recibir ninguna, en comparacin con la que Samay debera pagar cuando opere con gas natural.

Respecto a la potestad discrecional de la administracin pblica, el Tribunal Constitucional ha sealado que la prescripcin de que los actos discrecionales de la Administracin del Estado sean arbitrarios exige que stos sean motivados; es decir, que se basen necesariamente en razones y no se constituyan en la mera expresin de la voluntad del rgano que los dicte.

Dichas razones no deben ser contrarias a la realidad y, en consecuencia, no pueden contradecir los hechos relevantes de la decisin. Ms an, entre ellas y la decisin necesariamente debe existir consistencia lgica y coherencia.[footnoteRef:8] [8: Fundamento 15 de la Sentencia recada en el Expediente N 0090-2004-AA/TC ]

La exigencia de coherencia y consistencia lgica en la decisin administrativa no es otra cosa que la exigencia de razonabilidad para cada caso en concreto. Si Osinergmin considera que las simulaciones deben realizarse considerando solamente el lmite inferior al que lo faculta la norma, pese a que tiene la potestad discrecional de utilizar un horizonte mayor, estar asumiendo una decisin irrazonable, dada la operacin particular de la C.T. Puerto Bravo, que, como ya se mencion ampliamente en el ESTUDIO y se ha reiterado en este escrito de subsanacin, operar en dos etapas, siendo la ms importante su operacin con gas natural.

El Horizonte de anlisis

Una vez obtenidos los resultados para todo el horizonte de simulaciones, el numeral 6.1 del Artculo 6 de la Norma de Asignacin, seala que, para el clculo de los beneficios econmicos, se emplearn los resultados de un periodo de cinco aos contados a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del elemento propuesto.

Conforme ya lo hemos sealado en el ESTUDIO, la aplicacin literal de este dispositivo nos puede llevar al absurdo de calcular los beneficios econmicos que una instalacin le confiere a un agente, en un periodo en el que el agente ni siquiera viene haciendo uso de la referida instalacin, por lo que los resultados no registraran beneficio alguno para el tercero, conforme se observa del siguiente grfico:

Figura 5

De la misma manera, incluso si el tercero se conecta dentro de los 5 aos siguientes a la POC del elemento, carecera de razonabilidad calcular los beneficios econmicos que la instalacin le produce, si su operacin no es constante en el tiempo. En el presente caso, Samay tiene programada una operacin con Disel durante los primeros aos de la POC de su central, por lo que el uso que har de la SET San Jos, y consecuentemente el beneficio que obtendr del referido uso, ser mnimo; sin embargo, una vez que acceda al Gas Natural, reducir sus costos de produccin, por lo que despachar electricidad al SEIN con mayor regularidad, como consecuencia de ello, el uso y beneficio que obtendr Samay de la SET San Jos, se ver drsticamente incrementado.

Figura 6

Como se puede ver, una interpretacin literal del numeral 6.1 del Artculo 6 de la Norma de Asignacin al presente caso, impide un adecuado clculo de la compensacin que Samay debe pagar a SMCV por el uso de la SET San Jos, pues no toma en cuenta las condiciones especiales de su operacin (disel y gas natural), por lo que aplicar la norma, bajo su literalidad, no es la opcin ms razonable, adems de vulnerar lo dispuesto por el numeral III) del literal e) del Artculo 139 del RLCE, que expresamente ordena al Osinergmin que, para la asignacin de la responsabilidad de pago, considere el beneficio que la instalacin le proporcione a los generadores.

Por lo tanto, el numeral 6.1 bajo anlisis debe ser interpretado a la luz de los principios de coherencia normativa y legalidad. Al respecto, el principio de coherencia normativa ha sido ampliamente desarrollado por el Tribunal Constitucional, para quien este principio implica la existencia de la unidad sistemtica del orden jurdico, lo que, por ende, presume una relacin armnica entre las normas que lo conforman. Asimismo, el Tribunal ha sealado que el principio de coherencia normativa tiene su fundamento en la necesaria e imprescindible compenetracin, compatibilidad y conexin axiolgica, ideolgica y lgica entre los deberes y derechos asignados, adems de las competencias y responsabilidades establecidas en el plano genrico de las normas de un orden jurdico.[footnoteRef:9] [9: Fundamento 4 de la Sentencia recada en el Expediente N 005-2003-AI/TC]

Partiendo de la presuncin de unidad sistemtica del ordenamiento jurdico, referida por el Tribunal Constitucional, no podramos interpretar una norma de tal manera que esta resulte contradictoria con las normas de mayor jerarqua, asimismo, no podramos interpretarla de tal manera que el resultado sea contrario al fundamento axiolgico de la misma norma.

El legislador del RLCE ha establecido reglas para la responsabilidad de pago de las instalaciones de transmisin, para ello ha partido de un criterio de equidad, es decir, si alguien usa exclusivamente una instalacin, entonces debe pagarla al 100%. Si una instalacin es utilizada en forma compartida entre generadores y usuarios, entonces debe ser pagada por todos ellos en funcin al beneficio y/o el uso que la instalacin les proporcione; es decir, quien use una instalacin en mayor medida, deber pagarla en mayor proporcin respecto del resto de usuarios. Asimismo, si alguien se beneficia en mayor medida de una instalacin, entonces deber pagar en mayor proporcin respecto de los dems beneficiarios, estos son los criterios establecidos en el RLCE.

Asimismo, conforme ya lo hemos mencionado antes, para el clculo de la compensacin que Samay debe pagar en favor de SMCV, se debe tener en cuenta que, por mandato del Artculo 33 de la LCE, la compensacin que los agentes deben pagar a los titulares de los sistemas de transmisin es por el uso que hacen de estos sistemas, es decir, debe existir una correlacin entre el uso de la instalacin y el monto de la compensacin, de modo que cuanto mayor sea el uso de una instalacin, tanto mayor ser la compensacin que el responsable deber pagar por ella[footnoteRef:10]. [10: Independientemente del criterio de asignacin de responsabilidad que se use (uso o beneficio), el resultado del clculo tarifario debe representar una compensacin que sea conducente con el uso de la instalacin, este es el mandato legal que se desprende el Artculo 33 de la LCE.]

Las reglas contenidas en la Norma de Asignacin deben ser interpretadas de tal manera que sean acordes con los mencionados criterios, caso contrario, se estara trastocando el principio de coherencia normativa.

En ese sentido, si el numeral 6.1 del Artculo 6 del Procedimiento de Asignacin otorga discrecionalidad tcnica al Osinergmin para establecer el horizonte de simulaciones[footnoteRef:11], conforme fue desarrollado en la seccin anterior, no es coherente, para el presente caso, que del referido periodo slo se puedan utilizar, para el clculo de los beneficios, los 5 aos siguientes a la puesta en servicio del elemento que se conecta a la S.E. San Jos, pues durante estos 5 aos la C.T. Puerto Bravo solo operar con Disel B5. El resultado que se obtenga del estudio de estos 5 aos no representar el verdadero beneficio que Samay obtendr con su C.T. Puerto Bravo cuando opere con gas natural. [11: La Norma exige un mnimo un ao antes de la fecha de entrada en operacin hasta 6 aos despus de la fecha prevista de entrada en operacin del Elemento]

Figura 7

Como se puede ver, no es coherente interpretar que existe una limitacin de 5 aos posteriores a la puesta en servicio del elemento, en aquellas situaciones donde se haya identificado que es necesario tomar perodos de simulacin mayores al perodo mnimo contemplado en la Norma de Asignacin. En dichas situaciones, se debe considerar que el horizonte para el clculo de los beneficios debe ser equivalente a la vida til de las instalaciones del tercero cuya compensacin se pretende determinar[footnoteRef:12], este es el resultado al que nos lleva una interpretacin sistemtica de la Norma de Asignacin[footnoteRef:13]. [12: En este caso 20 aos, considerando la vida til que para efectos de regulacin considera para centrales a gas el Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas como parte del clculo del Precio Bsico de Potencia. ] [13: RUBIO CORREA, Marcial. El Sistema Jurdico, Introduccin al Derecho. Dcima Edicin. Fondo Editorial Pontificia Universidad Catlica del Per. Lima 2009. Pag. 242. Donde refiere que por el mtodo sistemtico de interpretacin se busca esclarecer el qu quiere decir la norma atribuyndole los principios o conceptos que quedan claros en otras normas y que no estn claramente expresados en ella]

Por otra parte, aplicar la limitacin de los 5 aos al presente caso implicara trastocar los criterios contenidos en el RLCE, antes mencionados, y con ello, vulnerar el principio de coherencia normativa que debe existir entre el Procedimiento de Asignacin y el RLCE, pues se estara calculando el beneficio que obtendr Samay por el uso de la S.E. San Jos, asumiendo que sta siempre operar con Disel, cuando es claro que la central operar con gas natural cuando acceda a este combustible, por lo que el resultado del clculo sera parcial y no representara el verdadero beneficio que la instalacin proporcionar a Samay durante su operacin.

Es necesario recordar una vez ms que la asignacin de la responsabilidad de pago se hace por nica vez y que luego de ser determinada no puede ser modificada. Si Osinergmin establece esta responsabilidad utilizando para ello nicamente el beneficio que Samay obtiene durante su operacin con Disel, causar un perjuicio irreparable a los intereses de SMCV, quien se ver obligada a percibir una compensacin mnima en relacin al beneficio que obtendr Samay cuando la C.T. Puerto Bravo opere con Gas Natural.

Asimismo, una actuacin contraria del Osinergmin supondra la vulneracin del principio de actuacin basado en el anlisis costo beneficio, reconocido en el Artculo 7 del Reglamento General del Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N 054-2001-PCM, que ordena al organismo regulador a evaluar los beneficios y costos de sus acciones, tomando en cuenta las proyecciones de corto como de largo plazo, as como los costos y beneficios directos e indirectos, monetarios o no.

En base a estos argumentos, hemos realizado nuestra propuesta de asignacin de la responsabilidad de pago de las dos celdas en 500 kV de la S.E. San Jos, tomando en cuenta un horizonte de anlisis de 20 aos, coincidente con nuestro horizonte de simulaciones.

Simulacin para el clculo de los beneficios econmicos

Por mandato del numeral 6.1 del Artculo 6 de la Norma de Asignacin, la informacin que se utilice para el clculo de los beneficios econmicos debe provenir de dos fuentes nicamente: i) la base de datos de la fijacin de Precios en Barra ms reciente, y complementariamente ii) la informacin proveniente del escenario base del Plan de Transmisin ms reciente.

Se debe tener en cuenta que Osinergmin fija anualmente las tarifas en barra, de modo que existe una base de datos para cada ao. Asimismo, el Plan de Transmisin es aprobado por el Ministerio de Energa y Minas y se actualiza cada 2 aos, por lo que es de suponer que la base de datos variar para cada periodo. En ese sentido, corresponde precisar en primer lugar, qu base de datos utilizar para el clculo de los BEUG y BEUB a los que se refiere el Artculo 6 de la Norma de Asignacin.

Al respecto, tanto para la base de datos de la fijacin de precios en barra como para la informacin proveniente del escenario base del Plan de Transmisin, el numeral 6.1 de la Norma de Asignacin exige la fijacin ms reciente. Entendemos que se refiere a las Resoluciones que fijan los precios en barra y que aprueban el Plan de Transmisin, ms recientes al momento que el tercero comienza a hacer uso de la instalacin.

Suponer que se emplear la base de datos ms prxima al momento de la presentacin de la solicitud de fijacin implicara que los administrados presenten su solicitud en el momento en el que el escenario les sea ms favorable, con lo cual se resta predictibilidad a la actuacin de la administracin y dara lugar a conductas oportunistas por parte de los administrados.

En ese sentido, la base de datos que se debe utilizar es la proveniente del Plan de Transmisin y de la fijacin de tarifas en barra, ms reciente al 26 de mayo de 2016, fecha en la que el COES aprob la Puesta en Operacin Comercial de la Central Termoelctrica Puerto Bravo, conforme a la Carta N COES/D/DP-570-2016, es decir:

(i) La base de datos de la Fijacin de los Precios en Barra, para el perodo mayo 2016 abril 2017.

(ii) Escenario base del Plan de Transmisin aprobado por Resolucin Ministerial N 562-2016-MEM/DM, que aprob el Plan de Transmisin del perodo 2017 - 2026, el mismo que inici su vigencia a partir del 01 de enero 2017.

Por lo tanto, no se puede utilizar la base de datos del proceso de fijacin de Precios en Barra para el periodo mayo 2017 abril 2018; inclusive, es de hacer notar que an no existe una fijacin tarifaria definitiva para este periodo pues el procedimiento tarifario se encuentra en etapa recursiva. Asimismo, utilizar esta informacin vulnerara lo dispuesto por el numeral 6.1 del Artculo 6 de la Norma de Asignacin, que, como ya lo dijimos, exige la utilizacin de la base de datos de la fijacin ms reciente al momento que el tercero (Samay) comienza a hacer uso de la instalacin.

El horizonte de simulacin cubre desde el ao 2015 hasta el ao 2026. Los precios de combustibles utilizados son aquellos de la Fijacin de Precios en Barra para el periodo mayo 2016 abril 2017, y en el caso particular de las centrales del Nodo Energtico se considera que cuando operen con gas natural el precio del gas ser igual al precio mximo derivado de aplicar el Decreto Supremo N 016-2000-EM calculado por Osinergmin en el mismo proceso regulatorio. Se considera el ao 2020, conforme lo indica el Plan de Transmisin del perodo 2017 2026, como fecha en que se dispone de gas natural para generacin elctrica en la zona sur del pas.

Para los aos 2015 a 2018 se ha considerado la proyeccin de demanda y el plan de obras de la Fijacin de Precios en Barra para el periodo mayo 2016 abril 2017.

A partir del ao 2019 se hace uso de la proyeccin de demanda del escenario base del Plan de Transmisin. Al respecto, en el caso del plan de obras correspondiente, dado que el Plan de Transmisin no cuenta con un nico escenario base (escenario Medio), sino con diferentes configuraciones para la expansin de la generacin asumiendo ya sea mayor participacin hidroelctrica (Tipo B) o termoelctrica (Tipo A), y en el caso de mayor hidroelectricidad, variando su distribucin espacial, se ha recurrido como fuente al Plan de Energa Nacional 2014 2025 del Ministerio de Energa y Minas para establecer cul de los posibles escenarios medios se debiera considerar. Dicho plan refiere que la participacin de generacin termoelctrica ser mayor que la hidroelctrica al 2025, por lo tanto, el escenario usado ser el escenario Medio con mayor participacin de generacin termoelctrica (Tipo A) y considerando la premisa del Plan de Transmisin de mantener un porcentaje de reserva mnimo de 20%.

El balance oferta demanda se muestra en la siguiente figura.

Figura 8.

La expansin de la red transmisin considera tanto la cartera de proyectos sustentadas en la Fijacin de Precios en Barra Mayo 2016 2017 (que incorpora los proyectos considerados en el Plan de Transmisin 2013-2022), as como los proyectos aprobados por el Ministerio de Energa y Minas de los Planes de Transmisin 2015-2024 (Resolucin Ministerial N 575-2014-MEM/DM) y 2017-2026 (Resolucin Ministerial N 562-2016-MEM/DM).

En el Anexo se muestra el detalle de la proyeccin de demanda y el plan de obras de generacin y transmisin utilizado.

El cuadro siguiente muestra el resultado de los BEUG20 y BEUB20[footnoteRef:14] obtenidos de la simulacin considerando solo la demanda de SMCV y la produccin de la C.T. Puerto Bravo a partir del promedio de 50 escenarios hidrolgicos (1965 a 2014), excluyendo el lapso julio diciembre 2016 por estar indisponible la C.T. Puerto Bravo. [14: No se considera ingreso tarifario debido a que para el caso de instalaciones del Sistema Complementario de Transmisin que no se encuentran entre Barras de Referencia de Generacin, lo cual es el caso de las celdas evaluada, el ingreso tarifario se considera igual a cero. Asimismo, se hace el anlisis a 20 aos por las razones ya explicadas.]

Asimismo, se muestra el valor de la energa correspondiente a esos 20 aos, as como el valor actualizado del CMA determinado en el apartado 12 del presente informe.

A partir de dichos valores y considerando la metodologa del Ttulo III de la Norma Asignaciones, pero extendida para un periodo de 20 aos se obtuvo la asignacin entre generacin y demanda aplicable a las celdas motivo de la presente regulacin por uso de terceros. De este modo para el caso de la Celda de Lnea a Ocoa corresponde que Puerto Bravo compense por el 68.91% del CMA, en tanto en el caso de la Celda de Lnea a Moquegua corresponde que Puerto Bravo compense por el 26.68% del CMA.

Cuadro 1.

Elemento

Celda de Lnea a Moquegua

Celda de Lnea a Ocoa

% Celda de Lnea a Moquegua

% Celda de Lnea a Ocoa

Beneficio Cerro Verde (US$)

2 373 349.12

64 626 555.21

Beneficio Pto.

Bravo (US$)

863 730.79

143 252 513.30

CMA20 (US$)

2 008 100

2 008 100

-

-

Factor k

-

-

1

1

Asignacin por

-

-

Beneficio Econmico

Beneficio Econmico

% Cerro Verde

-

-

73.32%

31.09%

% Pto. Bravo

-

-

26.68%

68.91%

Determinacin de los costos de inversin

Por mandato del numeral IV) del literal b) del RLCE seala que la valorizacin de la inversin de las instalaciones del SCT, que no estn comprendidas en un contrato de concesin de SCT, ser efectuada sobre la base de los costos estndares de mercado, que debe comprender los equipos, materiales y otros costos que establezca Osinergmin, que se requieran para implementar las obras del Plan de Inversiones, incluyendo las referidas a la conexin al Sistema Principal, Sistema garantizado de transmisin y Sistemas Secundarios de Transmisin de terceros, de ser el caso.

En ese sentido, el numeral V) del referido literal seala que es responsabilidad del Osinergmin establecer y mantener actualizada y disponible, para todos los interesados, la base de datos que corresponda.

Por otra parte, el numeral II del literal d) del Artculo 139 del RLCE seala que el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisin, se establecer en forma definitiva con base a los costos estndares de mercado, vigentes a la fecha de su entrada en operacin comercial.

La SET San Jos, entr en operacin comercial el 11 de setiembre de 2015, conforme se observa de la carta N COES/D/DP-1467-2015; por lo tanto, la base de datos de mdulos estndares vigente a dicha fecha es la aprobada por Resolucin N 016-2015-OS/CD, publicada en el diario oficial el 29 de enero de 2015, y modificada posteriormente por la Resolucin N 060-2015-OS/CD.

De la revisin de la mencionada base de datos de costos, se observa que Osinergmin no ha aprobado mdulos de costos aplicables a elementos de transmisin que operen en niveles de 500 kV, como es el caso de la S.E. San Jos, por lo que no es posible mediante esta va determinar el costo de inversin correspondiente. Al respecto, se ha considerado entonces las referencias de costos que dispone SMCV para completar todo lo referido a las celdas 500 kV que son objeto de solicitud de compensacin a Osinergmin.

estimacin de los mdulos de 500 kV

Para la estimacin de los mdulos de 500 kV se ha considerado los costos de los equipos principales contenidos en el estudio de Anteproyecto enlace 500 kV La Nia Piura, Subestaciones, Lneas y Ampliaciones asociadas, publicada por el COES como parte de la Actualizacin del Plan de Transmisin 2017 2026. En el Cuadro 2 se presenta el resumen de los costos de los equipos principales.

Cuadro 2: Relacin de equipos principales en 500 kV

Mdulo

Equipo

Costo Equipo

Costo Montaje

INC500UE10504

Interruptor de mando sincronizado, tensin nominal 550kV, corriente nominal 2000 A, 1550kV-BIL

152 483.38

6 574.00

SLC500ES1050

Seccionador tripolar, con cuchilla de puesta a tierra, 500 kV, corriente nominal 2000 A, 1550kV-BIL

42 516.25

5 124.00

SBC500ES1050

Seccionador tripolar, sin cuchilla de puesta a tierra, 500 kV, corriente nominal 2000A, nivel de aislamiento 1550kV-BIL

30 906.25

4 814.00

TCC500ES1050

Transformador de Corriente, 500kV,1550kV-BIL, 60Hz, con bobinado primario de corriente nominal de 2000-1000

39 291.25

1 242.00

TVC500ES1050

Transformador de Tensin Capacitivo, 500 kV,1550kV-BIL, 60Hz, 1550kV-BIL

36 980.00

1 242.00

PRC500C31050

Pararrayos ZnO, tensin nominal 444kV, tensin mxima operativa 318kV, corriente de descarga nominal 20kA, clase IEC 5, 1050kV,

12 416.25

932.00

TMT-500220033-200-1050

Autotransformador monofsico con tres arrollamientos de 500/220/33 kV (banco monofsico) 200 MVA

1 709 250.00

41 408.00

SC-500CO1SVEV-0020-0030 (1)

SVC 500 kv -150/300 MVAr

25 163 600.00

1. Suministro de sistema automtico de compensacin reactiva en 500kv, completo, entregado/ montado en la subestacin.

Los mdulos de 500 kV, para el transformador y las celdas de lnea y transformacin, han considerado la estructura establecida por Osinergmin para los mdulos de 220 kV. En lo que respecta a los costos, para los equipos principales se emple la informacin detallada en el Cuadro 2, para las obras civiles y los equipos complementarios se han considerado los valores establecidos en los mdulos de 220 kV. Para el caso del transformador monofsico de 500 kV se ha considerado un factor adicional en las obras civiles debido al tamao y peso de los transformadores de 500 kV en relacin a los transformadores de 220 kV.

Cabe sealar que los mdulos de 500 kV son para la Costa, dado que las instalaciones de SMCV se ubican en la sierra (1450 msnm) se ha procedido a estimar el costo de los mdulos de 500 kV para la sierra, para ello se ha calculado el factor existente entre los mdulos de 220 kV para la costa y los mdulos de 220 kV para la sierra. En el Cuadro 3 se presenta el resumen de los factores empleados.

Cuadro 3. Factor de correccin por ubicacin en Sierra

Mdulo

Costo Costa

Costo Sierra

Relacin Sierra/Costa

Celda de Lnea 220 kV convencional, corriente de corto circuito de 31.5 kA (SE Interruptor y medio)

462 644

557 401

1.20

Celda de Transformacin 220 kV convencional, corriente de corto circuito de 31.5 kA (SE Interruptor y medio)

379 405

451 103

1.19

Celda de Reactor 220 kV convencional, corriente de corto circuito de 31.5 kA (SE Interruptor y medio)

379 405

451 103

1.19

Transformador trifsico de 300 MVA

2 898 368.42

2 961 912.22

1.02

Transformador trifsico de 240 MVA

2 572 588.91

2 629 509.75

1.02

Sistema de Telecomunicaciones Incremental empresa grande 1 SET

-

-

1.60[footnoteRef:15] [15: Promedio de las relaciones de costos entre los diversos mdulos disponibles de costa y sierra.]

Centro de Control Incremental empresa grande 1 SET

-

-

1.0014

Finalmente, en el Cuadro 4 se tiene el resumen de los costos de los mdulos de 500 kV.

Cuadro 4. Costo de los Mdulos de 500 kV

DESCRIPCION

CODIGO

COMPONENTE EXTRANJERA (US$)

COMPONENTE NACIONAL (US$)

ALUMINIO (US$/KM) (A)

COBRE (US$/KM) (A)

TOTAL COSTO MODULO (US$)

MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 500 KV SIERRA URBANA (De 1000 a 3000 msnm) - INTERRUPTOR Y MEDIO - LNEA

CE-500SIU2C1EIMLI4

982 182

303 871

1 286 053

MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 500 KV SIERRA URBANA (De 1000 a 3000 msnm) - INTERRUPTOR Y MEDIO - TRANSFORMACIN

CE-500SIU2C1EIMTR4

786 813

258 005

1 044 818

TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 500/220/23 KV DE 600 MVA, instalado al exterior en Sierra De 1000 a 3000 msnm

TM-500220033-600SI1E

4 558 949

840 568

0

681 222

6 080 738


TM-500220033-400SI1E

3 462 580

638 422

0

517 397

4 618 399


TM-500220033-200SI1E

2 629 875

484 890

0

392 970

3 507 734

SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES - INCREMENTAL DE EMPRESA GRANDE - 1 SETS

TELI-SI-GRA01

19 718

16 609

36 328

CENTRO DE CONTROL - EMPRESA GRANDE - INCREMENTAL DE 1 SETS

CCI-SI-GRA01

23 380

45 060

0

0

68 440

Determinacin del SEA

De acuerdo con el numeral 10.4 de la Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin, en el caso de que se requiera fijar tarifas para instalaciones tipo SCTLN, sta se efectuar sobre la base de un estudio de determinacin del el Sistema Econmicamente Adaptado (SEA), el cual a requerimiento del OSINERGMIN debe ser elaborado por los respectivos titulares de las instalaciones comprometidas. Es decir, corresponde que el SEA sea elaborado por SMCV, al ser el actual titular de las celdas motivo de solicitud de regulacin.

Asimismo, el numeral 11.4 de la mencionada norma seala que para la determinacin del SEA no se toma en cuenta la restriccin del nivel de tensin real de los puntos de conexin o del mismo sistema; a diferencia del caso de la definicin del Plan de Inversiones, en el que s se toma en cuenta la restriccin de la tensin en el punto de conexin al SEIN. Asimismo, para determinar el SEA se considera el Sistema Elctrico a Remunerar (SER) de los sistemas existentes que inyectan o retiran energa del sistema del titular que solicita regulacin; dicho SER no necesariamente coincide con las instalaciones reales. En ese sentido, el SEA no necesariamente corresponde a la configuracin y caractersticas de las instalaciones existentes.

Es de tener en cuenta que el SEA de acuerdo con la LCE se define como aquel sistema elctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energa, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio.

Artculo 11 de la Norma Tarifas establece criterios generales para la planificacin, y en su numeral 11.4 da a entender que para el determinar el SEA se debe considerar lo siguiente:

Las instalaciones deben estar dimensionadas acorde con la demanda y la capacidad de generacin.

Se debe considerar las instalaciones que se conectan al sistema, incluyendo los proyectos de generacin y transmisin del Plan de Transmisin vigente al momento de presentar la propuesta de compensaciones (en este caso el Plan de Transmisin 2015.

El sistema a remunerar se define a partir de comparar distintas alternativas, tomando aquella que represente el mnimo costo en un horizonte de 10 aos de los costos de inversin, Operacin y Mantenimiento, y prdidas de potencia y energa.

Tomando en consideracin estas disposiciones, para determinar SEA de la Subestacin San Jos se ha tenido en cuenta las siguientes premisas que garantizan mantener la calidad del servicio:

De acuerdo a lo sealado en el procedimiento 20 el patio de llaves en 500 kV deber tener la configuracin Doble barra con doble interruptor o Doble barra con interruptor y medio. Asimismo, el factor de potencia mnimo en el punto de conexin de la carga al SEIN debe ser como mnimo 0.98; en este caso se considera que dicho punto es el lado de alta de la subestacin San Jos.

La demanda mxima a atender en la subestacin es de 370 MW segn el Plan de Transmisin 2017-2026 (con un factor de carga de 0.98). Cabe indicar que para la determinacin de la demanda de SMCV se consideran los valores contemplados en la fijacin de las Tarifas en Barra y en el Plan de Transmisin, de conformidad con lo requerido por la Norma de Asignacin.

La capacidad de transformacin de la SET slo depende de la demanda, pues es esta la que hace uso de ella, y es indiferente a la capacidad de generacin de Samay.

Con estas premisas, el SEA de la SE San Jos tendra una configuracin de interruptor y medio, procedindose a evaluar las siguientes alternativas de equipamiento[footnoteRef:16]: [16: Si bien la Norma Tarifas seala que para la transformacin se deben utilizar los tamaos establecidos en la base de datos de mdulos estndar, ests no existen en dicha base para el caso de 500 kV.]

Alternativa 1: 2 Transformadores de 200 MVA y dos lneas en 220 kV.

Alternativa 2: 1 Transformador de 400 MVA y dos lneas en 220 kV.

Alternativa 3: 1 Transformador de 400 MVA y una lnea en 220 kV.

En todos los casos se considera compensacin capacitiva.

Con esta consideracin se procedi a comparar los costos actualizados de las tres alternativas, obtenindose que la Alternativa 2 es la ms econmica y en consecuencia se corresponde con el SEA, tal como se muestra.

Cuadro 5. Comparacin de Alternativas

Alternativas

VAN@10 Anualidad de Inversin

US$

VAN@10

OYM anual

US$

VAN@10

Costo de Prdidas energa/potencia

US$

VAN@10

Costo Total AnualUS$

Alternativa 1:Dos Transformadores de 200 MVA + 2 Lneas

17 649 502

4 076 594

6 216 846

27 942 942

Alternativa 2:Un Transformador de 400 MVA + 2 Lneas

14 637 051

3 417 167

8 862 984

26 917 202

Alternativa 3:Un Transformador de 400 MVA + 1 Lnea

13 217 441

3 162 854

12 652 447

29 032 743

El SEA as obtenido para la SET San Jos estara conformado por los siguientes elementos:

01 Celda de Lnea de 500 kV hacia la SE Ocoa

01 Celda de Lnea de 500 kV hacia la SE Montalvo

01 Celda de Transformador de 500 kV

01 Transformador de Potencia de 400 MVA, 500/220/33 kV

01 Celda de Transformador de 220 kV

04 Celdas de Lnea de 220 kV

01 Capacitor en 220 kV

Figura 9.

Alternativa 1

Alternativa 2

Alternativa 3

En el cuadro 6 se tiene la valorizacin de los elementos que conforman en el SEA de la SE San Jos.

Cuadro 6. Valorizacin de los elementos del SEA de la SE San Jos

Cdigo de

Costo de Inversin Total (US$)

TOTAL

Nombre

Mdulo

Elemento

Estndar

ME

MN

Aluminio

Cobre

(US$)


CE-500SIU2C1EIMLI4

992 934.39

771 109.18

-

8 809.99

1 772 853.56

Celda de Lnea a Montalvo

CE-500SIU2C1EIMLI4

992 934.39

771 109.18

-

8 809.99

1 772 853.56

Celda de Transformador

CE-500SIU2C1EIMTR4

795 548.78

637 599.49

-

7 157.43

1 440 305.69

Transformador de Potencia de 400 MVA, 500/220/33 kV

TM-500220033-400SI1E

3 501 194.07

2 316 339.29

-

549 034.99

6 366 568.35


CE-220SIU2C1EDBTR3

214 470.05

279 144.74

-

2 465.21

496 080.00

Celda de Lnea a San Luis

CE-220SIU2C1EDBLI3

290 883.58

345 958.70

-

3 180.52

640 022.80


CE-220SIU2C1EDBLI3

290 883.58

345 958.70

-

3 180.52

640 022.80

Lnea Transmisin S.E. San Jose - S.E. San Luis

LT-220SIR0TAD1C1557A

1 570 561.42

2 907 347.85

896 585.85

-

5 374 495.12

Celda de Lnea a San Jos

CE-220SIU2C1EDBLI3

287 001.80

247 552.12

-

-

534 553.92


CE-220SIU2C1EDBLI3

288 782.54

342 952.33

-

3 180.52

634 915.39

Banco de compensacin 70 MVAr[footnoteRef:17] [17: Debido a que los mdulos no contemplan capacitores del tamao requerido, el costo de este elemento se ha aproximado multiplicando el costo del mayor mdulo disponible por el nmero de mdulos necesarios para lograr la potencia reactiva requerida.]

SC-010SI2BPEV-0004-3

664 038.98

524 471.22

-

5 983.65

1 194 493.85

Determinacin de los costos anuales de operacin y mantenimiento

De acuerdo con el numeral VI del literal b) del Artculo 139 del RLCE, el costo anual estndar de operacin y mantenimiento ser equivalente a un porcentaje del Costo de Inversin que ser determinado y aprobado por OSINERGMIN cada seis (06) aos.

Al respecto, la Resolucin N 147-2015-OS/CD estableci los siguientes costos de operacin y mantenimiento aplicables desde el 01 de mayo de 2015 hasta el 30 de abril de 2021.

Cuadro 7. Porcentajes de Costos de Operacin y Mantenimiento

Asimismo, la Norma Tarifas establece en su Captulo Tercero los criterios para determinar el COyM, indicando que ste se considera como de procedencia entera en moneda local y que se obtendr como la suma de los costos de operacin y mantenimiento individuales de cada elemento que compone el SCT.

El clculo de los Costos de Operacin y Mantenimiento resulta de aplicar el porcentaje definido por Osinergmin en la Resolucin N 147-2015-OS/CD al valor de la inversin calculada para cada elemento. En el Cuadro 8 se presente el resumen de los Costos de Operacin y Mantenimiento para los elementos de la SE San Jos.

Cuadro 8. COyM de los elementos del SEA de la SE San Jos

Cdigo de

COyM

Nombre

Mdulo

Elemento

Estndar

(US$)


CE-500SIU2C1EIMLI4

48 753.47

Celda de Lnea a Montalvo

CE-500SIU2C1EIMLI4

48 753.47


CE-500SIU2C1EIMTR4

39 608.41

Transformador de Potencia de 400 MVA, 500/220/33 kV

TM-500220033-400SI1E

175 080.63


CE-220SIU2C1EDBTR3

13 642.20


CE-220SIU2C1EDBLI3

17 600.63


CE-220SIU2C1EDBLI3

17 600.63

Lnea Transmisin S.E. San Jose - S.E. San Luis

LT-220SIR0TAD1C1557A

147 798.62


CE-220SIU2C1EDBLI3

14 700.23


CE-220SIU2C1EDBLI3

17 460.17

Banco de compensacin 70 MVAr

SC-010SI2BPEV-0004-3

63 785.97

Determinacin de los factores de prdidas medias e ingresos tarifarios

No aplica.

Determinacin del CMA, peajes, compensaciones y frmulas de actualizacin

De acuerdo con el numeral II del literal b) del Artculo 139 del RLCE, el Costo Medio Anual (CMA) de las instalaciones de transmisin no comprendidas en el Plan de Inversiones, estar conformado por la anualidad de la inversin para un perodo de recuperacin de hasta treinta (30) aos, con la tasa de actualizacin a que se refiere el Artculo 79 de la LCE, y el correspondiente costo anual estndar de operacin y mantenimiento ser equivalente a un porcentaje del Costo de Inversin que ser determinado y aprobado por OSINERGMIN cada seis (06) aos.

En ese sentido, el cuadro siguiente resume el CMA determinado para cada una de las celdas motivo de la solicitud de compensaciones por uso de terceros.

Cuadro 9. CMA de las celdas a compensar

Tipo de

Costo de Inversin Total

Anualidad

COyM

CMA

Elemento

(US$)

(US$)

(US$)

(US$)


1 772 853.56

220 088.53

48 753.47

268 842


1 772 853.56

220 088.53

48 753.47

268 842

El numeral II del literal d) del Artculo 139 del RLCE seala que el Costo Medio Anual se actualiza luego en cada proceso regulatorio conjuntamente con la fijacin de Compensaciones y Peajes. Al respecto, la Norma Tarifas en su numeral 28.2. seala que las frmulas de actualizacin se determinan sobre la base de los porcentajes de participacin en el CMA de los recursos provenientes del extranjero (moneda extranjera), los recursos de procedencia local (moneda nacional), los costos del Aluminio y los costos del Cobre.

La frmula de actualizacin del CMA de las dos celdas de lnea se muestra en el Cuadro 10.

Cuadro 10. Formula de Actualizacin de las instalaciones del SCT de SMCV.

INSTALACIN

Procedencia

Procedencia

Cobre

Aluminio

Extranjera

Nacional

TOTAL

a

b

c

d

SCT asociado a la SE San Jos

0.4585

0.5374

0.0000

0.0041

1.0000

Finalmente, considerando los porcentajes de asignacin obtenidos en el apartado 7.5.Error! No se encuentra el origen de la referencia. del presente informe (Cuadro 1) corresponde que se establezca como compensacin a favor de SMCV, por el uso que hace la C.T. Puerto Bravo como tercero, los siguientes montos.

Cuadro 11.

Elemento

Compensacin (US$/mes)


5 672.20


14 649.34

Anexo I: Demanda y Oferta Considerada en la simulacin con el Modelo

De acuerdo con la metodologa de la Norma Procedimiento para la Asignacin de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT se indica que para la determinacin de los beneficios econmicos ... se emplear la base de datos de la Fijacin de Precios en Barra ms reciente, complementada con la del escenario base del Plan de Transmisin ms reciente. Salvo. Es decir, se dispone que se utilice dos bases de datos concretas, sin indicar que las mismas deban o siquiera puedan ser modificadas.

El horizonte para el clculo de beneficios si bien abarca 20 aos, no es posible su simulacin completa con el Modelo debido a que el Plan de Transmisin solo dispone de informacin de expansin de la transmisin y de un programa de obras de generacin hasta el ao 2026. Por esta razn la simulacin solo contempla hasta el ao 2026.

Asimismo, la base de datos de la ltima fijacin de Precios en Barra supone un nico escenario de oferta y demanda que cubre el horizonte comprendido entre el 2016 al 2018, debiendo complementarse el lapso 2019 al 2026 con la base de datos del Plan de Transmisin 2017 -2026, en concreto con los escenarios medios de oferta y demanda.

A continuacin, se describe el contenido de ambas bases de datos, los que se han utilizado para construir la simulacin que requiere la norma de Osinergmin.

1. Evolucin de la demanda elctrica

Segn la metodologa se proyeccin de la demanda elctrica usada tanto en la Fijacin de Precios en Barra como en el Plan de Transmisin, la componente correspondiente a los usuarios regulados se proyecta mediante un modelo economtrico mientras que la informacin de componente correspondiente a los usuarios libres (Cargas Especiales, Nuevos Proyectos), auto productores y sistemas aislados son recogidos mediante informacin proporcionada mediante encuestas.

En las tablas siguientes se muestran las listas de proyectos y cargas incorporadas considerados en el horizonte de estudio.

Tabla 1 Cargas Especiales

N

NOMBRE

TIPO DE CARGA

FUENTE

1

ELECTROANDES

Cargas Especiales

Fijacin tarifaria 2016 - 2017

2

SHOUGESA

Cargas Especiales


3

ANTAMINA

Cargas Especiales


4

SOUTHERN

Cargas Especiales


5

CERRO VERDE

Cargas Especiales


6

TINTAYA BHP

Cargas Especiales


7

SAN RAFAEL (MINSUR - AZANGARO 60)

Cargas Especiales


8

CALLALI

Cargas Especiales


9

CEMENTOS YURA

Cargas Especiales


10

YANACOCHA (nuevo)

Cargas Especiales


11

HUARON

Cargas Especiales


12

CERRO VERDE (Socabaya)

Cargas Especiales


13

CERRO CORONA (Soc. Minera Corona-Cajamarca)

Cargas Especiales


14

AMPLIACION DE ACEROS AREQUIPA

Cargas Especiales


15

AMPLIACION DE CAJAMARQUILLA

Cargas Especiales


16

BAYOVAR (Miski Mayo)

Cargas Especiales


17

TINTAYA-ANTAPACCAY

Cargas Especiales


18

MINERA CHINALCO PER (TOROMOCHO)

Cargas Especiales


19

CONSTANCIA-HUDBAY

Cargas Especiales


20

LA ARENA

Cargas Especiales


21

CERRO VERDE (San Jos)

Cargas Especiales


22

MINERA LAS BAMBAS

Cargas Especiales


23

MINERA ARES(Cotaruse)

Cargas Especiales


Tabla 2 Cargas Incorporadas

N

NOMBRE

TIPO DE CARGA

FUENTE

1

Talara

Cargas Incorporadas


2

Tumbes

Cargas Incorporadas


3

Yura-Cachimayo

Cargas Incorporadas


4

Joya, San Camilo y Siguas (Arequipa)

Cargas Incorporadas


5

Pucallpa

Cargas Incorporadas


6

Bagua - Jaen

Cargas Incorporadas


7

Tarapoto- Moyobamba y Bellavista

Cargas Incorporadas


8

Iquitos

Cargas Incorporadas

P.T. 2017 - 2026

9

Proyecto Olmos

Cargas Incorporadas

P.T. 2017 - 2026

10

Puerto Maldonado

Cargas Incorporadas


Tabla 3 Auto productores

N

NOMBRE

TIPO DE CARGA

FUENTE

1

CH Shima

Autoproductor


2

CH Yauli y Sacsamarca

Autoproductor


3

CT Atocongo

Autoproductor


Tabla 4 Nuevos Proyectos

N

NOMBRE

TIPO DE CARGA

FUENTE

1

Expansin de la concentradora de Cuajone

Nuevos Proyectos


2

Expansin de la concentradora de Toquepala

Nuevos Proyectos


3

Expansin de la Fundicion de Ilo y refineria de cobre

Nuevos Proyectos


4

Proyecto Tia Maria

Nuevos Proyectos


5

Proyecto Mallay

Nuevos Proyectos


6

Proyecto Quellaveco

Nuevos Proyectos


7

Ampliacion Quimpac

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

8

Ampliacion Brocal

Nuevos Proyectos


9

Proyecto Chucapaca

Nuevos Proyectos


10

Proyecto Shahuindo

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

11

Proyecto Pucamarca

Nuevos Proyectos


12

Proyecto de Expansin de Toromocho

Nuevos Proyectos


13

Proyecto (Concentrados) Cerro Verde

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

14

Proyecto Las Bambas

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

15

Shouxin S.A.

Nuevos Proyectos


16

Coroccohuayco (XSTRATA)

Nuevos Proyectos


17

Jinzhao Mining Peru S.A

Nuevos Proyectos


18

Proyecto Bongara

Nuevos Proyectos


19

Cementos Piura

Nuevos Proyectos


20

Galeno (Lumina)

Nuevos Proyectos


21

Los Chancas (SPCC)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

22

Ampliacion Shougang Hierro Per

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

23

Ampliacion Antamina

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

24

Ampliacion Aceros Arequipa-Pisco

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

25

Ampliacion Cerro Lindo (Milpo)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

26

Ampliacin Bayovar (Miski Mayo)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

27

Cementos Pacasmayo-Fosfatos de Bayovar

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

28

Ampliacion UNACEM-Cementos Lima

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

29

Ampliacion UNACEM-Condorcocha

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

30

Pachapaqui (ICM)

Nuevos Proyectos


31

Minas Conga

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

32

Ampliacin Antapaccay (GLENCORE)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

33

Mina Quechua

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

34

Mina Chapi (Milpo)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

35

Pukaqaqa (Milpo)

Nuevos Proyectos


36

Los Calatos (Hampton)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

37

Michiquillay (Angloamerican)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

38

Caariaco (Candente Cupper)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

39

La Granja (Ro Tinto)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

40

Haquira (Antares)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

41

Mina Justa (Marcobre)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

42

Ro Blanco (Zijin Mining Group)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

43

Ampliacin Refinera Talara (PETROPERU)

Nuevos Proyectos


44

Corani (Bear Creek)

Nuevos Proyectos


45

Inmaculada- Suyamarca (Hochschild)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

46

El Porvenir (Milpo)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

47

Mina Alpamarca (Volcan)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

48

Nueva Planta de Oxidos VOLCAN

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

49

Ampliacion SIDERPERU

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

50

Ollachea (Kuri Kullu)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

51

Salmueras Sudamericanas

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

52

Accha -Azod- (Zincore Metals)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

53

Crespo (Hochschild)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

54

Magistral (Milpo)

Nuevos Proyectos


55

Zafranal (AQM Copper)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

56

Tambomayo (Buenaventura)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

57

Apurimac Ferrum (Strike Rosources)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

58

Ampliacin Lagunas Norte (Barrick)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

59

Hilarion (Milpo)

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

60

Don Javier

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

61

Santa Ana

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

62

San Luis

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

63

Cerro Ccopane

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

64

Salmueras de Sechura

Nuevos Proyectos

P.T. 2017 - 2026

Una vez identificados las cargas especiales y proyectos a ser considerados, estos se introdujeron en el archivo de distribucin de demanda utilizado por Osinergmin en la regulacin tarifaria, manteniendo los valores globales de proyeccin de energa de la Fijacin de Precios en Barra para el periodo 2016-2018 y del escenario de demanda medio del Plan de Transmisin para el periodo 2019-2026.

Tabla 5 Proyeccin de Demanda

Ao

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

Fuente


P.T. 2017 - 2026

GWh

44 765

49 746

52 316

56 155

63 627

67 693

71 560

74 972

78 314

81 309

84 122

86 565

2. Generacin RER y autoproductores

Segn la metodologa actual de proyeccin de la demanda se considera la generacin de las centrales RER (Centrales Hidroelctricas, Biomasa, Elicas y Solares) y de los auto productores descontando su energa media anual de la demanda total proyectada para el SEIN. Esto tiene la desventaja de no tomar en cuenta el efecto que sobre los flujos de potencia y costos marginales produce la ubicacin de la central en el SEIN.

Para corregir este defecto en la simulacin mediante el modelo PERSEO, la produccin de estas centrales se representa a travs grupos de generacin trmica de costo variable cero con una potencia igual a su potencia media, tal como se muestra en la Tabla 6, de modo que estas centrales se ubican espacialmente en las barras en que efectivamente inyectan su energa.

En el caso de las centrales fotovoltaicas (Tabla 7), para evitar que las mismas entreguen energa durante el bloque de punta del SEIN, se han declarado en el Modelo en mantenimiento durante la totalidad de dichas horas.

Tabla 6 Generacin RER (Centrales Hidroelctricas, Biomasa, Trmicas, Elicas)

N

NOMBRE CENTRAL

ENERGA MEDIA ANUAL (GWh)

POTENCIA MEDIA (MW)

POC

1

CT Paramonga

97.75

11.1587

Dic-09

2

CT Huaycoloro (Biomasa)

28.30

3.2300

Nov-11

3

CE Marcona (Eolica)

148.38

16.9381

May-14

4

CE Talara (Eolica)

119.67

13.6610

Set-14

5

CE Cupisnique (Eolica)

302.95

34.5836

Set-14

6

CH Nueva Imperial

25.00

2.8539

May-12

7

CH Huasahuasi II

42.50

4.8516

Abr-12

8

CH Huasahuasi I

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· Web viewefectivamente, se puede ver por ejemplo lo dispuesto por el Área Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Osinergmin (hoy Gerencia de …