OBSERVACIONES AL ESTUDIO TÉCNICO - … · OBSERVACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC TARIFAS EN BARRA DE MAYO 2004 ... Inclusión de Demanda de riego de Central Hidroeléctrica

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe OSINERG-GART/DGT N° 008-2004

OBSERVACIONES AL ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO PRESENTADO POR EL

COES-SINAC PARA LA REGULACIÓN DE MAYO 2004

LIMA, 03 DE FEBRERO DE 2004

OBSERVACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC TARIFAS EN BARRA DE MAYO 2004 PÁGINA 1 DE 94

ÍNDICE

I. INTRODUCCIÓN ______________________________ 3

II. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DEL COES-SINAC____ 5

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA _____________________________5

1. Metodología para la Proyección de la Demanda Nacional de Energía _____5 2. Revisión de Datos del modelo de Proyección _______________________7 3. Pérdidas de Transmisión ______________________________________11 4. Proyección de la Demanda de Cargas Incorporadas y Cargas

Especiales __________________________________________12 5. Proyección de la Demanda de Interconexión con el Ecuador __________14 6. Modelamiento de las Centrales Hidroeléctricas Curumuy y Poechos I ___14

CENTRALES EXISTENTES Y PROGRAMA DE OBRAS __________15

7. Central Hidroeléctrica del Mantaro _______________________________15 8. Central a Gas de Camisea _____________________________________15 9. Evaluación de la Cartera de Proyectos de los Integrantes del COES-

SINAC __________________________________________15 10. PROGRAMA de Obras Eficiente_________________________________16 11. Proyecto Central Hidroeléctrica Yuncán ___________________________17 12. Plan de Obras de Transmisión __________________________________17

COSTOS VARIABLES DE CENTRALES TÉRMICAS_____________19

13. Tasa de Gastos Financieros por Stock de Combustibles _____________19 14. Precios de Combustibles ______________________________________19 15. Valor del Flete de Grupos Termoeléctricos_________________________20 16. Costo Variable No Combustible C.T. Ventanilla utilizando Gas Natural _____ 20

PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA___________________________24

17. Inclusión de Demanda de riego de Central Hidroeléctrica Gallito Ciego ____ 24 18. Modificación de Demanda de riego de la Central Hidroeléctrica Aricota

__________________________________________25 19. Costos Variables por Sólidos en Suspensión de la C.H. Cañón del

Pato __________________________________________25 20. Volúmenes de Embalses ______________________________________25 21. Parámetros de Equipos de Transmisión y Transformación____________26 22. Programa de Mantenimiento Mayor de Centrales Hidroeléctricas y

Termoeléctricas __________________________________________27

PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA__________________________47

23. Costos del Turbogenerador_____________________________________48 24. Impuesto a las Importaciones – Tasas de Derechos ad Valorem _______48 25. Intereses Durante la Construcción _______________________________49 26. Costos Fijos de Operación y Mantenimiento de la Turbina a Gas _______49 27. Factor de Corrección por Envejecimiento__________________________52 28. Actualización de Costos de Otras Partidas ________________________53

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/DGT N° 008-2004


FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES ____________________54

29. Factores de Pérdidas Marginales de Potencia y Energía ______________54

PEAJE POR CONEXIÓN ___________________________________55

30. Propuesta de Liquidación y Ajuste de la RAG de REP________________55 31. Peaje de EGEMSA __________________________________________58 32. Propuesta de Liquidación y Ajuste de VNR de REDESUR_____________58 33. Propuesta de Liquidación de TRANSMANTARO ____________________59 34. Propuesta de Liquidación de ISA_________________________________59 35. COyM de EGEMSA __________________________________________59 36. COyM de ETESELVA _________________________________________60 37. COyM de REDESUR____________________________________________ 64 38. COyM de TRANSMANTARO____________________________________65 39. Observaciones a la Propuesta Técnico-Económica del COyM

presentada por el Consorcio TRANSMANATRO ____________________68 40. Ingresos Tarifarios __________________________________________75 41. Peaje por Conexión __________________________________________75

FÓRMULAS DE REAJUSTE ________________________________76

42. Fórmula de Reajuste de los Precios Básicos de Energía y Potencia ____76

III. AUDIENCIA PÚBLICA___________________________ 77

Anexo A : Observaciones y/o Comentarios expresados en la Audiencia Pública de Sustento del COES-SINAC _________________78

Anexo B : Cuadro Comparativo de Parámetros de Equipos de Transmisión y Transformación _________________________________88



I. INTRODUCCIÓN

Con fecha 14 de enero de 2004 el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (en adelante el “COES-SINAC”) ha presentado ante el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante "OSINERG") su Estudio Técnico – Económico para la determinación de las Tarifas en Barra correspondiente al período mayo – octubre 2004 (en adelante el “ESTUDIO”).

El presente documento contiene las Observaciones al ESTUDIO efectuadas por el OSINERG de conformidad con lo dispuesto por el Artículo 52º de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”)1, la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada por Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD y el principio de transparencia establecido en la Ley N° 27332 – Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos –.

Para el análisis del ESTUDIO y la formulación del conjunto de observaciones que se desarrolla más adelante, el organismo regulador ha empleado los criterios, modelos y metodología que utilizará asimismo para la fijación de las tarifas. En este sentido, debe entenderse que la presentación de las respectivas observaciones contiene, por extensión, la manifestación del parecer del regulador con relación al proceso y, por tanto, son la expresión de los criterios, modelos y metodología que empleará el OSINERG para la fijación de los precios regulados.

Este informe de observaciones está dirigido para ser respondido por el COES-SINAC, e implicará posiblemente una modificación en su propuesta, conforme la absolución que realice dicha entidad de las observaciones aquí presentadas.

1 Artículo 52º.- La Comisión de Tarifas de Energía comunicará al COES sus observaciones, debidamente fundamentadas, al estudio técnico-económico. El COES deberá absolver las observaciones y/o presentar un nuevo estudio, de ser necesario. La Comisión de Tarifas de Energía evaluará los nuevos cálculos y luego de su análisis, procederá a fijar y publicar las tarifas y sus fórmulas de reajuste mensuales, antes del 30 de abril y 31 de octubre de cada año.



La respuesta a las observaciones que se formulan deberá ser remitida tanto en forma impresa como en medio magnético a fin de permitir su evaluación dentro de los límites de tiempo establecidos en las normas para el desarrollo del proceso. De esta manera los cálculos justificatorios que se realicen deberán venir acompañados de las respectivas planillas de cálculo, en medio óptico o magnético, que le permitan al OSINERG efectuar la rápida evaluación de las mismas.



II. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DEL COES-SINAC

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

1. METODOLOGÍA PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA NACIONAL DE ENERGÍA

La metodología utilizada por el COES-SINAC consiste en estimar la demanda de energía sobre la base de dos componentes. El primero comprende la demanda proveniente de las ventas de los distribuidores y generadores que pertenecen al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”) desde la existencia del Sistema Interconectado Centro Norte (en adelante “SICN”) y del Sistema Interconectado Sur (en adelante “SISUR”). El segundo componente está conformado por las cargas especiales e incorporadas al sistema en diferentes períodos. Este componente incluye la demanda proveniente de empresas mineras que en su momento eran autoproductores o pertenecían a sistemas aislados, así como la demanda de diferentes regiones que se interconectaron o interconectarán al SEIN.



La proyección de la demanda del primer componente se realiza usando un modelo econométrico, estimado mediante mínimos cuadrados ordinarios, que utiliza como series explicativas el PBI del SEIN, la tarifa promedio a clientes finales y la población del SEIN. Como se mencionó en anteriores revisiones, un requisito fundamental para la utilización de esta técnica es que las series usadas para realizar las estimaciones sean estacionarias, es decir, que tanto la media como la varianza existan y sean independientes del tiempo. En el caso que las series no sean estacionarias, deberán realizarse las transformaciones necesarias para lograr obtener series con media y varianza independientes del tiempo de modo que se utilicen correctamente los tests estadísticos, tales como t, F u otros, que son aplicables bajo el supuesto de estacionariedad y normalidad de residuos.

Para determinar la estacionariedad de las series usadas por el COES-SINAC, las cuales presentan cambios respecto a la regulación tarifaria de mayo de 2004, se han realizado pruebas de raíz unitaria, cuyos resultados muestran que no son estacionarias. Debido a este problema, se produce una estimación no genuina, en el sentido que las series pueden estar compartiendo una tendencia común sin que exista una relación de causalidad entre ellas.

El trabajo con series no estacionarias sugiere la utilización de nuevos métodos de estimación que sean consistentes con esta característica de las series utilizadas en la proyección de la demanda, acción que el COES-SINAC no ha puesto en práctica. La observación sobre este primer componente, es que el COES-SINAC deberá revisar la especificación del modelo y utilizar una metodología apropiada para su estimación.

El segundo componente es estimado sobre la base de la información de las empresas encargadas de los proyectos, las cuales remiten sus datos al COES-SINAC en formatos predeterminados. Esta información es utilizada para proyectar esta parte de la demanda en los próximos cuatro años. Este método, empleado por el COES-SINAC, de mantener separada la proyección econométrica de las cargas incorporadas viene introduciendo importantes niveles de discrecionalidad en la proyección de la demanda, al no incorporar la demanda de energía como consecuencia del crecimiento esperado de variables como el PBI y la población. También existe la posibilidad de que se encuentren problemas de inconsistencia de estas proyecciones con la metodología usada para estimar el modelo econométrico, como la incorporación del PBI generado por estos proyectos o la población, perteneciente a sistemas aislados, en el modelo y su incorporación simultánea por fuera del modelo. Finalmente, se debe mencionar que al cuantificar estas cargas sobre la base de encuestas, se tiende a sesgar la predicción hacia valores optimistas, como resultado de la excesiva confianza en el cumplimiento de metas u objetivos de cada empresa, que no necesariamente se corresponden con el escenario real que enfrenta.

En la figura siguiente se muestra la evolución de ambos componentes a lo largo de distintos procesos de fijación tarifaria. Puede verse en esta figura que el segundo componente ha pasado de 25% a 28%.



EVOLUCIÓN DE LAS CARGAS ESPECIALES E EINCORPORADAS RESPECTO DEL TOTAL DE LA DEMANDA

12042 12171 13355 13648

4055 49754821 5234

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

2001 2002 2003 2004

GW

h

MODELO ECONOMÉTRICO CARGAS ESPECIALES E INCORPORADAS

Figura N° 1

En este sentido, el COES-SINAC deberá revisar el modelo de proyección de demanda en su primer y segundo componente a fin de corregir las inconsistencias señaladas. De mantener el modelo actual, el COES-SINAC deberá eliminar la doble cuantificación que se produciría en el tratamiento de las cargas especiales, debiendo definir además el tamaño mínimo a partir del cual se considera que un nuevo proyecto debe ser agregado de manera externa al modelo econométrico.

2. REVISIÓN DE DATOS DEL MODELO DE PROYECCIÓN

El COES-SINAC deberá reestimar la proyección de demanda, considerando las siguientes observaciones.

2.1 Con relación al PBI

2.1.1 Observaciones Generales

• La serie del PBI del SEIN incluye el aporte de las cargas especiales (ex-Centromin, Shougang, Antamina, Southern, Cerro Verde, Tintaya, San Rafael, Callallí, Cementos Yura, Ampliación Yanacocha, Huarón y Marsa y Horizonte) que, de acuerdo a la metodología del COES (basado en el estudio de MONENCO AGRA) se proyectan de manera independiente del modelo econométrico. En este sentido, la serie histórica del PBI del SEIN (1981-2003) utilizado en el modelo econométrico, deberá excluir el PBI generado por estas empresas, debido a que se considera se produciría una doble contabilidad o medición del efecto del PBI, uno, por el lado del modelo econométrico y, otro, por el lado de las cargas especiales.



De igual modo, se debe excluir de la proyección del PBI, para el periodo 2004-2008, el PBI que se espera sea generado por el efecto de las cargas especiales; además del PBI de los nuevos proyectos.

Asimismo, en el escenario base utilizado en el ESTUDIO, para el cálculo del PBI, se ha considerado el proyecto de la Fundición de Ilo, el cual ya esta incorporado en la demanda proyectada de Southern Peru Copper Corporation en el horizonte de análisis 2004-2008; en este sentido, se estaría generando una doble contabilidad de la demanda de dicho proyecto, lo cual deberá ser corregido por el COES-SINAC.

• Se ha observado, asimismo, que existe un mayor crecimiento estimado para el año 2008 (4,3%). Este crecimiento atípico, con relación al del periodo 2003-2007, deberá ser sustentado por el COES-SINAC.

2.1.2 Serie Histórica

• En lo que se refiere al cálculo del PBI del SEIN, se observa diferencias entre las fijaciones de tarifas de mayo de 2004 y de noviembre de 2003. Así, entre 1997 y 1998 la serie histórica presentada en el ESTUDIO es ligeramente más alta, mientras que entre los años 2000 y 2003, la serie actual es inferior si se le compara con la serie anterior. Se deberá explicar el motivo de estas diferencias.

Cuadro N° 1 PBI del SEIN, (Soles de 1994)



• Se debe corregir las diferencias entre la serie del PBI nacional oficial y aquella utilizada por el COES-SINAC. El cuadro adjunto indica las diferencias encontradas en el periodo 1997-2002 de acuerdo a la información última del Banco Central de Reserva del Perú (Nota Semanal).

Cuadro N° 2 PBI (Millones de soles de 1994)

El COES-SINAC deberá recalcular la serie histórica del PBI, la tasa de crecimiento y las proyecciones del PBI, considerando las observaciones anteriores.

2.1.3 Proyecciones

• Se observa incongruencias en las tasas de crecimiento del PBI utilizada por el COES-SINAC en el modelo econométrico (Cuadro B1, folio 59 del ESTUDIO) y los valores proyectados por la empresa consultora APOYO (Cuadro No 21, folio 120 del ESTUDIO). Se deberá explicar las razones de estas diferencias.

Cuadro N° 3 Crecimiento del PBI

• Se observa incongruencia, en la proyección de la empresa consultora APOYO, de la tasa de crecimiento del PBI nacional y, consecuentemente, la del PBI del SEIN, ya que de acuerdo con las tasas de crecimiento previstas de los diversos componentes del PBI, por el lado del gasto (Cuadro No 9, folio 104 del ESTUDIO), el crecimiento de los años 2003 y 2004, serían de 4,1% y 3,6%, respectivamente, y no de 9% y 4%, como se señala.



Cuadro N° 4 PBI, por el lado del gasto (millones de soles de 1994)

De esta manera, se aprecia hasta 3 conjuntos de proyecciones de crecimiento del PBI disímiles. Se deberá explicar las razones de todas estas diferencias.

Cuadro N° 5 Crecimiento del PBI

1/ Cuadro B1, folio 59 2/ Cuadro No 21, folio 120 3/ Recalculado, por el lado del gasto, con el Cuadro No 9, folio 104

• Si bien, se ha presentado un esquema teórico de estimación del PBI por el lado del gasto, la que, según el reporte, sirve para evaluar la consistencia de la proyección del PBI por el lado de los sectores económicos; no se ha precisado la forma de cómo se proyecta el PBI en la medida que los supuestos que se maneja para la construcción de los escenarios de proyección no guardan relación con las variables exógenas que se asumen como determinantes de los diferentes PBI sectoriales. En este sentido, se deberá explicar cómo se enlaza los supuestos de la política fiscal, monetaria, comercial, financiera, del mercado de capitales, las reformas del Estado, etc., con las variables utilizadas para la proyecciones del PBI sectorial.

El COES-SINAC deberá recalcular la tasa de crecimiento, y las proyecciones del PBI, considerando las observaciones anteriores.



2.2 Con relación a las Tarifas del Año 2003

El valor de la tarifa promedio propuesto en el ESTUDIO para el año 2003 (6,68 ctvs US$/kWh) ha sido extraído del informe Procesamiento y Análisis de la Información Comercial de las Empresas de Electricidad al Tercer Trimestre de 2003 publicado en la página WEB del OSINERG. No obstante, este valor deberá ser reajustado con la tarifa promedio resultante con la información al Cuarto Trimestre que se obtenga como resultado de los reportes que remitan al OSINERG las empresas de distribución, los que permitan contar con valores definitivos para el cierre del año 2003.

2.3 Con relación a las Ventas y Balance del Año 2003

El valor de las ventas propuesto en el ESTUDIO para el año 2003 (13 355 GWh) deberá ser reajustado con la información de las ventas de energía (descontando cargas especiales e incorporadas) al Cuarto Trimestre que se obtenga como resultado de la información que remitan al OSINERG las empresas de electricidad a fines de enero de 2004. El COES-SINAC deberá adjuntar las hojas de cálculo que sustenten el valor calculado para el año 2003.

Asimismo, sobre la base de la información al Cuarto Trimestre, antes señalada, el COES-SINAC deberá determinar, y sustentar, los factores a utilizar para estimar las ventas de los distribuidores en AT y MAT, las pérdidas por transmisión, el porcentaje de consumo propio de las centrales, las pérdidas de distribución y las de sub-transmisión, así como las ventas correspondientes a las cargas incorporadas y especiales correspondientes al año 2003.

3. PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN

El COES-SINAC deberá revisar el valor propuesto por pérdidas de transmisión, como consecuencia de las correcciones que impliquen en el modelo de demanda del ESTUDIO la incorporación de las observaciones anteriores, en vista que las pérdidas de energía en el sistema de transmisión, se entiende resultan, de la diferencia entre las ventas medidas y la producción del sistema.

Asimismo, deberá considerar en su proyección la existencia del compromiso de reducción de pérdidas estipulado en el Contrato de Concesión de los Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR suscrito entre el Estado Peruano y Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), por lo que el COES-SINAC deberá solicitar a esta última sus proyecciones de reducción para los siguientes años, a fin de incorporar las mismas en la proyección de la demanda del SEIN.



En adición, el COES-SINAC debe tener en consideración que como consecuencia de la operación de las centrales que utilicen el gas de Camisea, las cuales operaran muy cerca del centro de carga del sistema, es de esperarse que las pérdidas de transmisión disminuyan, por lo cual se requiere se presente una evaluación de la evolución de las pérdidas esperadas en este nivel.

Finalmente, el COES-SINAC no debe sumar la disminución asociada a las pérdidas transversales de REP en la hoja “BASE-2002_2001” del libro “Demanda_COES.xls”, toda vez que estas no forman parte de la demanda del SEIN y, que además, tal como se indica en la hoja “Ptransv”, se ha corregido los valores de las pérdidas transversales de las líneas Independencia – San Juan según la carta REP GO-375-2003. En todo caso, corresponde al COES-SINAC actualizar los parámetros conductancia (g) de la hoja “Ptransv” de acuerdo con los parámetros del flujo de potencia utilizado para la determinación de los Factores de Pérdidas Marginales de Potencia, los cuales cabe señalar deben ser corregidos, por cuanto no contemplarían la disminución de pérdidas reportada por REP.

4. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE CARGAS INCORPORADAS Y CARGAS ESPECIALES

Con relación a la demanda de las cargas incorporadas, es importante señalar lo siguiente:

• El COES-SINAC deberá hacer explícita la determinación de la demanda de la carga especial denominada Electroandes (ex – Centromin) correspondiente al año 2003, señalando las cargas que la componen y el consumo de cada una de ellas.

• El COES-SINAC deberá explicar, para el caso de las ampliaciones de la carga incorporada Southern Peru Copper Corporation, las razones de no haber considerado las probabilidades que informara la empresa según consta en los folios 191 y 192 del ESTUDIO.

• En el caso de la carga incorporada Tintaya – BHP, el COES-SINAC deberá sustentar el factor de carga (0,88) utilizado. Asimismo deberá realizar las siguientes correcciones en la hoja “Cuadro B4” del libro “Demanda_COES.xls”:

o La demanda del suministro contratado con San Gabán S.A es de 22MW (folio 178 del ESTUDIO), y no 23MW como se ha considerado.

o Se debe aplicar el correspondiente factor de carga a la demanda del suministro contratado con EGEMSA, de 12,5MW (folio 144 del ESTUDIO), lo cual no se ha considerado.



o La demanda del suministro contratado con Enersur S.A es de 5MW (folio 171 del ESTUDIO) en el año 2007, y no 5,5MW como se ha considerado.

• Respecto de la incorporación de las cargas mineras de Marsa y del Consorcio Minero Horizonte, si bien las demandas consideradas por el COES-SINAC son aquellas reportadas por ambas empresas (folios 183 y 185 del ESTUDIO), se debe explicar las razones del porqué se ha asumido que dicha demanda se interconectaría al SEIN desde enero del año 2005, toda vez que en el folio 185 del ESTUDIO, se menciona que “La Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas tiene previsto construir la Línea de Transmisión de 138kV Huallanca – Sihuas – Tayabamba y subestaciones. Esta línea, según Oficio N° 393-03-EM/DEP/DPM, del 13 de agosto del 2003, entrará en servicio en el primer semestre del 2005.”; asimismo, en el folio 187 del ESTUDIO se expresa “Atrazo por parte del MEM en construir la L/T 138 kV Huallanca – Tayabamba. Puede afectar 1 año”.

En este sentido, es claro que el Consorcio Minero Horizonte, a través de las probabilidades indicadas en el folio 184, expresaría sus reservas sobre la realización del proyecto (hecho que habría sido ignorado por el COES-SINAC en su propuesta). Esto último es comprensible por cuanto, no se cuenta con una fecha estimada con claridad, sino con un rango muy amplio (seis meses); a la vez que se contempla la posibilidad de un retraso, al estar la obra condicionada totalmente a las acciones que realice la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas (en adelante “DEP”), para el avance de las obras de la Línea de Transmisión de 138kV Huallanca – Siguas – Tayabamba y subestaciones. Por ello no es posible afirmar con certeza que se ejecutarán estos proyectos en el año 2005, y en este sentido, es necesario que el COES-SINAC presente información acerca del cronograma de desarrollo de la línea 138kV Huallanca-Sihuas-Tayabamba y sus fuentes de recursos para su puesta en servicio, así como el cronograma de construcción del proyecto L.T. 138kV Tayabamba – Llacuabamba, que le habría sido entregado según se señala en el folio 186 del ESTUDIO, y el estado del tramite de aprobación de su Estudio de Impacto Ambiental, según se señala en el folio 183 del ESTUDIO,.

De no ser suministrada la información que sustente adecuadamente la propuesta del COES-SINAC, el OSINERG procederá a tomar una decisión razonable respecto de esta demanda, considerando la información con que disponga sobre el particular.

Finalmente, en caso que el COES-SINAC cumpla con suministrar la información solicitada y justificar adecuadamente su propuesta, la inclusión de esta demanda, debería realizarse adecuadamente en el rubro de “Proyectos” y no en el de “Cargas Incorporadas”.



5. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE INTERCONEXIÓN CON EL ECUADOR

Las resoluciones OSINERG No. 092-2003-OS/CD y, OSINERG No. 002-2004-OS/CD y OSINERG No. 003-2004-OS/CD, correspondientes a los procesos de fijación de Tarifas en Barra de los periodos Mayo – Octubre 2003 y Noviembre 2003 – Abril 2004, resolvieron la pretensión del COES-SINAC, de que se proyecte la demanda de interconexión con el Ecuador en la fijación de las tarifas eléctricas nacionales, declarándola infundada. En este sentido, el COES-SINAC, deberá retirar la demanda de Ecuador de las proyecciones de demanda del ESTUDIO, en tanto no se cuente con la normativa interna para su tratamiento.

En caso se emitan las normas pertinentes y se disponga que las interconexiones internacionales deban afectar el cálculo de la Tarifa en Barra, el COES-SINAC deberá entregar el sustento de su cálculo, es decir, los archivos de entrada y de salida del programa Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP), así como las hojas de cálculo que señala haber utilizado en su análisis. Adicionalmente, deberá sustentar la fecha propuesta de interconexión, entregando información acerca del avance de obras, tanto del lado peruano como ecuatoriano.

De igual forma, dado que la interconexión radial Perú-Ecuador sería un enlace débil, que requeriría de acciones operativas especiales (tal como se expresa en el Informe de Estudios Interconexión Colombia – Ecuador – Perú), el COES-SINAC deberá demostrar como estos efectos han sido considerados en la demanda proyectada propuesta. Asimismo, deberá justificar el porqué a pesar de los resultados obtenidos en el Informe de Estudios Interconexión Colombia – Ecuador – Perú, elaborado por las empresas operadoras de los sistemas de Colombia, Ecuador y Perú, según los cuales existiría la posibilidad de importar energía del Ecuador, se ha considerado al Perú como un exportador neto durante todo el horizonte de análisis.

6. MODELAMIENTO DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS CURUMUY Y POECHOS I

El COES-SINAC deberá presentar la información completa que sustente la representación de la red hidráulica (diagrama topológico), las series de caudales, los parámetros técnicos y las demandas de riego asociadas a las centrales hidroeléctricas Curumuy y Poechos I, pertenecientes a la empresa Sindicato Energético S.A.



CENTRALES EXISTENTES Y PROGRAMA DE OBRAS

7. CENTRAL HIDROELÉCTRICA DEL MANTARO

De acuerdo con los registros de potencia generada de la central hidroeléctrica del Mantaro correspondientes al año 2003 se ha detectado un considerable aumento de capacidad de generación y por ende, lógicamente, de su potencia efectiva; habiendo llegado a producir hasta 868MW de manera sostenida en un periodo equivalente a 113 días. En este sentido, mediante Oficio N° 017-2003-OSINERG-GFE, del 06.01.04, el OSINERG solicitó que se tomaran las medidas pertinentes al respecto, toda vez que el cambio de rodetes efectuado, corresponde a una repotenciación de la central, lo cual es una situación contemplada en el numeral 5) del Procedimiento PR-N° 18 del COES-SINAC.

Así, el COES-SINAC deberá actualizar los valores de potencia efectiva del complejo Mantaro (C.H. Santiago Antunez de Mayolo y C.H. Restitución) conforme a lo solicitado.

8. CENTRAL A GAS DE CAMISEA

El COES-SINAC deberá corregir la fecha de retiro de la unidad TG Ventanilla N°3 (gt-12) considerada en el archivo SINAC.GTT en concordancia con lo señalado en el folio 285 del ESTUDIO, y con el programa de mantenimiento contenido en el folio 950 del ESTUDIO. Así, deberá especificar que la fecha de retiro corresponda al mes de mayo de 2006 y no al mes de abril del mismo año.

9. EVALUACIÓN DE LA CARTERA DE PROYECTOS DE LOS INTEGRANTES DEL COES-SINAC

De acuerdo con la LCE, el COES-SINAC debe determinar un programa de obras de generación factible de entrar en operación en los próximos 48 meses, considerando los que se encuentran en construcción y aquellos contemplados en el plan referencial. Sin embargo, el COES-SINAC ha respondido a este mandato mediante una metodología en la que únicamente evalúa proyectos hidroeléctricos de nuevos operadores, pero no evalúa la cartera de proyectos termoeléctricos e hidroeléctricos de los actuales generadores del COES-SINAC.

En este sentido, es necesario que el COES-SINAC identifique los actuales proyectos de los generadores (repotenciaciones o ampliaciones), y sobre ellos presente las fichas técnicas económicas y el análisis que incluya información técnica y económica financiera disponible, plazos de ejecución, respaldo financiero y diagnóstico de cada proyecto.



Sobre este particular, el COES-SINAC deberá explicar el porqué no ha considerado en su propuesta la ampliación de la capacidad de generación de la central hidroeléctrica Yaupi para aprovechar la capacidad de regulación de la presa Huallamayo, que según se señala en el folio 245 del ESTUDIO es un proyecto anunciado. El COES-SINAC, deberá suministrar las características de este proyecto de ampliación e incluirlo en su propuesta de tarifas.

10. PROGRAMA DE OBRAS EFICIENTE De acuerdo con el marco regulatorio de la LCE (inciso a) del Artículo 47°), debe existir un programa de obras que se halla inserto en el Plan de Referencial de Electricidad (en adelante “PRE”) que es realizado por el Ministerio de Energía y Minas y donde todos los concesionarios están obligados a proporcionar la información sobre sus proyectos.

En cuanto al programa de obras factible que se utiliza en la fijación de Tarifas en Barra, éste es establecido por el OSINERG a propuesta del COES-SINAC mediante un estudio de oferta y demanda de los próximos 48 meses. En la actualidad, el COES-SINAC sostiene que la metodología para la determinación del programa de obras debe comprender lo siguiente:

a) Se considera los proyectos que se encuentran en construcción según las fechas de ingreso en operación, confirmadas por las empresas correspondientes.

b) Se considera los proyectos asociados a los compromisos de privatización, tomando en cuenta los plazos de implementación de dichos proyectos, según lo informado por las respectivas empresas.

c) Se considera otros proyectos del sector privado, en base a lo contemplado en el Plan Referencial de Electricidad y la información alcanzada por las empresas responsables de los proyectos involucrados. Se analizará la factibilidad de su entrada en operación en el período de estudio en cada caso.

d) En caso se necesite incluir otros proyectos para satisfacer la demanda proyectada en los siguientes 48 meses, se considerarán adicionalmente los proyectos que figuran en el Plan Referencial de Electricidad, seleccionándose aquellos proyectos que permitan obtener el menor costo actualizado de inversión, operación y racionamiento, por medio de un análisis de largo plazo.

El literal d) de la metodología del COES-SINAC para definir el plan de obras, señala claramente que se seleccionarán “ aquellos proyectos que permitan obtener el menor costo actualizado de inversión, operación y racionamiento, por medio de un análisis de largo plazo”. Sin embargo, y tal como se expresara en oportunidades anteriores, en ninguna parte del informe del COES-SINAC se incluye tal análisis. En este sentido, es necesario que dicho comité realice el análisis indicado para definir el plan de obras de generación, a fin de cumplir con lo establecido en la LCE, considerando especialmente la disponibilidad de centrales basadas en gas natural del proyecto Camisea, tanto en ciclo abierto como en ciclo combinado, sobre todo considerando la expectativa de crecimiento de la demanda eléctrica.



Debe tomarse en cuenta que no es sostenible el incremento de la demanda en un horizonte de mediano plazo, en el cual la reserva existente tiene costos de operación elevados, sin el debido incremento de la oferta para cubrir la demanda de base. Si se reconoce que ante un incremento de la demanda se tendría precios más elevados por falta de un programa de obras de mínimo costo, la elasticidad de la demanda haría que ésta retraiga su consumo; en otras palabras, la demanda no puede crecer indefinidamente considerando que el precio va a subir del mismo modo, pues entonces se recurriría a fuentes de abastecimiento alternativas más económicas, como sería el caso de que las cargas industriales optaran por autoabastecerse con gas natural.

11. PROYECTO CENTRAL HIDROELÉCTRICA YUNCÁN

De acuerdo con el informe “Análisis de los Proyectos de Generación que pueden entrar a operar en el SEIN en el periodo Mayo 2004 – Abril 2008”, el cual forma parte del ESTUDIO, se concluye respecto de la central hidroeléctrica Yuncán (folio 259 del ESTUDIO) que “Dadas las circunstancias, nos ratificamos en nuestra opinión que debe considerarse como fecha más probable de inicio de operación del primer grupo de la central Octubre del año 2005, del segundo grupo Diciembre de 2005 y del tercero Febrero del 2006.”, habiéndose desarrollado para ello un análisis del estado del proyecto.

Sin embargo, el COES-SINAC ha considerado contradictoriamente como fecha de puesta en operación el mes de julio del año 2006, la cual corresponde a la fecha máxima para entregar esa central al usufructuario, según los documentos del Concurso Público Internacional PRI-71-01 de Proinversión. En este sentido, el COES-SINAC deberá sustentar objetivamente las razones por las cuáles contradice el informe de su propio consultor, más aun considerando que del informe antes citado, se entiende que a pesar de los retrasos producidos en el proceso de entrega en usufructo, las obras no se han detenido y, además, se han encontrado formas alternativas de financiamiento a aquella considerada a través del concurso público de entrega en usufructo.

Asimismo, el COES-SINAC deberá solicitar la información pertinente sobre el avance de obras y financiamiento al titular de dicha concesión, tal como lo ha hecho en ocasiones anteriores; y considerando esta información y los resultados de la realización próxima de la apertura de sobres para la entrega en usufructo de la central al sector privado, las fechas propuestas en el folio 259 del ESTUDIO deberán ser revisadas y convenientemente sustentadas.

12. PLAN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN

Con relación al plan de obras de transmisión, es importante señalar lo siguiente:



• La fecha de entrada en operación comercial de las instalaciones de transmisión asociadas al ingreso de la C.H. Yuncán deberá modificarse, de acuerdo con lo expresado en la observación del plan de obras de generación con relación a este proyecto.

• La fecha de entrada en operación comercial de las instalaciones de transmisión asociadas a la línea 138 kV Huallanca-Sihuas-Tayabamba deberá modificarse, de acuerdo con lo expresado en la observación de la proyección de la demanda de cargas incorporadas y cargas especiales con relación a este proyecto.

• Asimismo, con respecto al contrato de concesión “Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN-ETESUR” suscrito entre el Estado Peruano y la empresa REP el 5 de setiembre de 2002, se tiene, a partir de la fecha de cierre, los siguientes plazos para la puesta en operación comercial2:

Cuadro N° 6

Compromiso de Inversión Plazo Fecha estimada

Línea Eléctrica Zorritos-Zarumilla 30 meses Marzo 2005

Reactor 20 MVAR en S.E. Azángaro 24 meses Setiembre 2004

Como se aprecia en la tabla anterior, no existe coincidencia entre los plazos propuestos por el COES-SINAC en el ESTUDIO y los plazos máximos señalados en el contrato de concesión a excepción de la Compensación 20 MVAR en el Sistema Eléctrico del Sur para la cual el COES-SINAC propone setiembre de 2004. De acuerdo con el “Convenio para la Construcción, Operación y Mantenimiento de la Interconexión Internacional a 230 kV Ecuador-Perú entre TRANSELECTRIC y REP”, la interconexión internacional entraría en operación a más tardar el 30 de setiembre de 2004 (folio 9 del ESTUDIO). Al respecto, es de señalar que el convenio referido contempla, en su capítulo VII, la posibilidad de su modificación en caso de que surgieran nuevas condiciones que lo ameriten (lo cual ya ha ocurrido en dos oportunidades), no contemplándose sanción o penalidad alguna por el incumplimiento, o modificación, del convenio por alguna de las partes. De otro lado, el contrato firmado por REP con el Estado Peruano sí incluye sanciones en el caso no se cumpla con la fecha máxima contemplada (marzo 2005). En este sentido, se requiere que el COES-SINAC sustente su propuesta no sólo sobre la base de un convenio, sino sobre la base de la información del avance de las obras, tanto del lado peruano como ecuatoriano; debiendo adjuntar el cronograma de obras de ambos tramos, indicando el estado de situación actual.

2 Numerales 9.1, 9.2 y 9.3 de la Cláusula Novena: Compromisos de Inversión



COSTOS VARIABLES DE CENTRALES TÉRMICAS

13. TASA DE GASTOS FINANCIEROS POR STOCK DE COMBUSTIBLES

El COES-SINAC deberá presentar el sustento que motiva el cambio en el valor de la tasa de financiamiento para mantener un stock de combustibles, por cuanto se ha propuesto en esta oportunidad el valor de 2,75% en tanto en la regulación anterior el valor fue de 2.51%.

De no contarse con la justificación debida se procederá a utilizar el valor correspondiente a la fijación tarifaria de noviembre de 2003.

14. PRECIOS DE COMBUSTIBLES

El COES-SINAC debe considerar el limite superior, establecido por el Artículo 124° de la LCE, a tomar en cuenta para el caso de los combustibles en la determinación de la Tarifa en Barra.

• La carta presentada en el folio 415 del ESTUDIO señala adjuntar la factura de compra de combustible para su uso en la central termoeléctrica Yarinacocha, se ha constatado que este documento no se ha adjuntado en el ESTUDIO, siendo imposible su verificación. De otro lado, según la referida carta el costo del combustible sería de 2,29S/./gl, sin embargo se ha utilizado un valor de 2,40S/./gl, indicando que se ha realizado un ajuste de precios tomando como referencia el precio publicado por Petroperu para la ciudad de Iquitos. En este sentido, el COES-SINAC deberá solicitar el valor del costo del combustible vigente, haciendo entrega de la información respectiva que permita su verificación.

• Respecto del precio del carbón utilizado por la central termoeléctrica de Ilo 2 (46,6US$/Ton), se debe manifestar que en aplicación del líteral d) del Artículo 124° de la LCE3 y tomando en consideración la información de la publicación International Coal Report a diciembre de 2003, se ha determinado que el precio del carbón tendría como limite el valor de 43,77US$/Ton. En este sentido, el COES-SINAC deberá considerar este límite en su propuesta. Adicionalmente, se debe mencionar que este valor debe entenderse como provisional, por cuanto el valor definitivo será determinado en la fase de publicación de las Tarifas en Barra.

3 Artículo 124º.- El programa de operación a que se refiere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se determinará considerando los siguientes aspectos: ...... d) El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan en el Artículo 50° de la Ley y se tomarán los precios del mercado interno, teniendo como límite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito internacional.



15. VALOR DEL FLETE DE GRUPOS TERMOELÉCTRICOS

La carta presentada en el folio 415 señala adjuntar una factura y una nota de débito relacionada con el flete del combustible a considerarse en la central termoeléctrica Yarinacocha; sin embargo, no se ha adjuntado la copia de la factura, mientras que la copia de la nota de débito es ilegible, siendo imposible la verificación del valor propuesto. En este sentido, el COES-SINAC deberá presentar el sustento que motiva el cambio en el valor del flete correspondiente a las unidades de la central Yarinacocha por cuanto se ha propuesto en esta oportunidad el valor de 0,77 S/./gl en tanto en la regulación anterior el valor fue de 0,0 S/./gl. Así, de no contarse con la justificación debida se procederá a utilizar los valores correspondientes a la fijación tarifaria de noviembre de 2003.

16. COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE C.T. VENTANILLA UTILIZANDO GAS NATURAL

16.1 Costos de Repuestos (Actualizados al 2003)

En los archivos electrónicos adjuntos al Anexo F del ESTUDIO se presentan los cálculos realizados que determinan como resultados el Costo Fijo No Combustible y el Costo Variable No Combustible de las unidades de la C.T. Ventanilla operando en ciclo abierto con gas natural.

Al respecto, se debe mencionar que el COES-SINAC ha entregado como sustento de los precios al 2003 únicamente la carátula, el índice y el Anexo N° 01 del OPERATING PLANT SERVICE AGREEMENT entre ETEVENSA y Siemens Westinghouse, habiéndose omitido la información completa correspondiente a este acuerdo. En este sentido, el COES-SINAC deberá entregar la información completa del OPERATING PLANT SERVICE AGREEMENT, y a su vez, deberá proceder a aplicar los descuentos establecidos en dicho acuerdo.

16.2 Cambios Rápidos de Temperatura de la Turbina

En la metodología del cálculo de las horas equivalentes (folio 426 del ESTUDIO), se considera un componente debido al número de variaciones rápidas de temperatura, que son producidos por cambios rápidos de carga. Al respecto, de acuerdo con la información presentada por el COES-SINAC, las horas equivalentes por este concepto son calculadas como una función de la diferencia de temperaturas a la salida de la turbina; sin embargo, la información entregada por el COES-SINAC es incompleta, ya que no se adjuntan las Figuras N° 01 y N° 02 (referidas en el folio 426 antes citado) que son necesarias para estimar las horas equivalentes producidas por los mencionados cambios rápidos de temperatura. En este sentido, el COES-SINAC deberá entregar la información completa que permita evaluar este concepto.



Se debe mencionar también que, el cálculo presentado por el COES-SINAC considera que las horas equivalentes por cambios rápidos de temperatura son equivalentes al 40% de las horas de operación en carga base; lo que se contradice con lo establecido por el fabricante, de acuerdo con la información del folio 426.

El OSINERG evaluará el hecho de tomar en cuenta las horas equivalentes producidas por los cambios rápidos de temperatura originados por las variaciones rápidas de carga, en la medida que los cálculos que sustenten esta propuesta sean correctos y justificados.

Al respecto, se evaluará la capacidad de respuesta de las unidades térmicas e hidráulicas ante eventos intempestivos, cuya estadística debe ser sustentada por el COES-SINAC, como la pérdida de bloques importantes de demanda por alguna causa, por arranque rápido de unidades térmicas por emergencia, entre otros.

Cabe señalar, que ante los eventos anteriormente referidos, la respuesta inmediata de las unidades térmicas, es respaldada posteriormente por la respuesta de las unidades hidráulicas que finalmente absorben la variación del evento (en lo que demora la actuación de sus reguladores de velocidad), estas últimas son las que, por ejemplo, actualmente proporcionan reserva rotante para la regulación primaria de frecuencia.

Por todo lo expresado, el COES-SINAC deberá sustentar las estadísticas que para los efectos proporcione, de acuerdo con las observaciones planteadas en el presente numeral 16.

16.3 Frecuencia de Inspecciones de Combustión, Inspecciones Menores y Mantenimiento del Generador

16.3.1 Modificación de la Frecuencia de Inspecciones

De acuerdo con las recomendaciones del fabricante, se establece que las inspecciones de combustión se deben realizar a las 8300 horas equivalentes (folio 420 del ESTUDIO). Sin embargo, los cálculos presentados por el COES-SINAC consideran inspecciones de combustión cada 6000 horas equivalentes; sustentando ello, en la necesidad de cambiar las placas de cerámica de las cámaras de combustión a las 6000 horas equivalentes, según recomendación de un informe interno de ETEVENSA del año 1999. El referido informe (folios 421 al 425 del ESTUDIO) indica, sin embargo, que los tiempos se irían incrementando conforme se ganase conocimiento del comportamiento de los componentes calientes, sin llegar a superar los periodos recomendados por el fabricante; es decir, se entiende que la medida recomendada tenía carácter provisional. Asimismo, cabe destacar, que el adelanto de la inspección de combustión realizado en el año 1999 se debió a la necesidad de un cambio de las placas cerámicas antes del tiempo recomendado por el fabricante; sin embargo, no se menciona en el informe las causales de este adelanto, ni de las recomendaciones del fabricante para evitar la repetición del problema surgido, ni la recomendación de reducir la frecuencia de inspecciones.



En este sentido, el COES-SINAC no ha informado, las restricciones operativas (inflexibilidades) que regían para las unidades SIEMENS en 1999, y las que actualmente están vigentes. El COES-SINAC deberá sustentar su propuesta, considerando el impacto de las inflexibilidades características de las unidades turbogases en su régimen de operación. Estas pueden ser: su mínima carga, el tiempo mínimo de operación, el tiempo sucesivo entre rearranques, entre otras.

Ante todo esto, se considera que no existen razones que justifiquen la reducción de los periodos entre inspecciones de combustión, y por lo tanto, sin el adecuado sustento, se adoptarán los periodos de inspección recomendados por el fabricante.

16.3.2 Inspecciones Menores de Combustión

El COES-SINAC ha considerado, en el cálculo presentado en el ESTUDIO, la inclusión de inspecciones menores de combustores cada 2000 horas; sin embargo, estas inspecciones no se encuentran dentro de las recomendaciones del fabricante (folio 420), por lo que deberán ser retiradas del proceso de cálculo.

16.3.3 Mantenimiento del Generador y Equipos Eléctricos

El COES-SINAC ha incluido mantenimientos del generador, cuyas frecuencias no coinciden con las recomendaciones del fabricante establecidas en el folio 420 del ESTUDIO. Es claro que los costos de mantenimiento eléctrico deben ser obtenidos de acuerdo con las recomendaciones del fabricante, por ello, el COES-SINAC deberá subsanar estos errores. Asimismo, deberá sustentar adecuadamente los mantenimientos y costos de otros equipos eléctricos como es el equipo de transformación, entre otros.

16.4 Derechos Aduaneros, Transporte y Manipuleo de repuestos

El COES-SINAC ha considerado un valor de 18% de gastos y derechos aduaneros y, 10% de transporte y manipuleo. Estos valores se consideran elevados, a la vez que no se presenta el sustento adecuado de los mismos. Al respecto, se debe recordar al COES-SINAC que, en procesos de regulación anteriores, específicamente en el rubro del Precio Básico de Potencia, el COES-SINAC presentó, en su propuesta, valores de gastos aduaneros, transporte y manipuleo de repuestos correspondientes a los propuestos por ETEVENSA en el estudio sobre costos fijos y variables de sus turbinas a gas del año 1996 En aquella oportunidad se corrigió la tasa arancelaria por la tasa vigente en noviembre del año 2002.

Por tanto, el COES SINAC deberá revisar, y corregir, los valores propuestos en el ESTUDIO de gastos aduaneros, transporte y manipuleo de repuestos, en concordancia con los empleados en la determinación del precio básico de la potencia.



16.5 Utilización de álabes y toberas reparados

En el mantenimiento de unidades de turbinas a gas, es usual el empleo de repuestos reparados para la zona caliente de la turbina, como es el caso de combustores, toberas y álabes. Consecuentemente, el COES-SINAC ha presentado (folio 438 del ESTUDIO) los costos de los servicios de reparación de álabes y toberas que ofrece el fabricante. Sin embargo, en el flujo de costos de mantenimiento (hoja RESUMEN del cuaderno de cálculo COSTOS-SIEMENSREV05_03.XLS) se observa que no se toman en cuenta los costos de mantenimiento empleando los repuestos reparados. Este error deberá ser corregido.

Asimismo, el COES-SINAC deberá solicitar a ETEVENSA copia de las recomendaciones del fabricante entregadas a PADESA (referencia KK2MG-071856)4 y tomar en cuenta dicha información en la estimación de los costos variables.

16.6 Costos de repuestos empleados y cantidad de repuestos requeridos para cada inspección recomendada del fabricante

Con la información contenida en el ESTUDIO, no es posible la verificación de los costos empleados por el COES-SINAC para el cálculo del Costo Variable No Combustible de las unidades de ETEVENSA, así como tampoco es posible verificar la cantidad de repuestos necesarios para cada inspección. Así, con la finalidad de realizar una correcta evaluación, y verificar tanto los costos como las cantidades, es necesario que el COES-SINAC presente el documento completo denominado OPERATING PLANT SERVICE AGREEMENT y el documento completo con las recomendaciones de mantenimiento del fabricante y la cantidad de repuestos estimada o recomendada para cada inspección.

16.7 Costo Variable No Combustible de la unidad TG-3 operando en Ciclo Combinado

Se deberá recalcular el valor del Costo Variable No Combustible aplicable a la unidad TG-3 bajo operación de ciclo combinado, considerando los cambios que se generen como motivo de las observaciones 16.1 a 16.6 del presente informe.

4 Copia de este documento nos fue remitida mediante oficio ETV-GG-159-2003.



PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA

17. INCLUSIÓN DE DEMANDA DE RIEGO DE CENTRAL HIDROELÉCTRICA GALLITO CIEGO

El COES-SINAC ha incluido la demanda de riego asociada al embalse Gallito Ciego sobre la base de un cálculo (folio 545 del ESTUDIO) inconexo, por cuanto se determina la demanda de riego a partir de los caudales turbinados por la central y no a partir del caudal desembalsado. De hecho, por ejemplo, se señala como riego máximo (lo que a la vez se traduce en caudal máximo turbinable) durante el mes de setiembre un caudal de 6,6m3/s, cuando de acuerdo a los registros que muestra en su cálculo se ha llegado a turbinar hasta 12,1m3/s, ocurre una situación similar en lo referido al riego mínimo.

De otro lado, se observa que la información de caudales presentada es consistente con la disposición que el COES-SINAC informara en el folio 169 de su propuesta tarifaria de mayo de 2001 (Figura 3), donde se estableció que el riego del Valle Jequetepeque, asociado al embalse Gallito Ciego, no condicionaba la operación de la central, y por ello, no se consideró necesaria su representación en el modelo de simulación; en contraposición, la disposición hidráulica propuesta en esta oportunidad por el COES-SINAC (Figura 2) es totalmente contradictoria a la anterior, e inclusive ocasiona que se obtengan despachos de energía promedio de 133GWh/año, cuando de acuerdo a los registros históricos, la producción promedio de dicha central es de 263GWh/año, es decir el doble de lo generado como producto de la restricción que ha sido impuesta sin fundamento alguno.

QN-501

CentralGallito Ciego

RiegoGallito Ciego

Figura 2. Mayo 2004

QN-501

EmbalseGallito Ciego

Riego Valle Jequetepeque

Figura 3. Mayo 2001

Por ello, el COES-SINAC debe proceder a retirar esta restricción del modelo de simulación.



18. MODIFICACIÓN DE DEMANDA DE RIEGO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA ARICOTA

El COES-SINAC ha modificado la demanda de riego de la C.H. Aricota, sobre la base de un cuadro consignado en el folio 546 del ESTUDIO, sin explicarse como a partir de éste se ha deducido las modificaciones introducidas en los archivos de datos del modelo PERSEO. Dado que no hay sustento de los valores, ni del procedimiento utilizados, el COES-SINAC debe proceder a retirar esta modificación de la demanda de riego. En todo caso, una vez sustentada la modificación deberá proceder a su correcta representación.

19. COSTOS VARIABLES POR SÓLIDOS EN SUSPENSIÓN DE LA C.H. CAÑÓN DEL PATO

El COES-SINAC no ha sustentado los costos propuestos; por ello se requiere que presente la información de base, debiendo suministrar la estadística de sólidos en suspensión utilizada desde la fecha en que el COES-SINAC inicio el reconocimiento de este costo para la central de Cañón del Pato. En caso de no presentarse dicho sustento, el OSINERG efectuará el cálculo con base en la información disponible.

20. VOLÚMENES DE EMBALSES

El COES-SINAC deberá realizar las siguientes correcciones:

• De acuerdo con la información del folio 555 del ESTUDIO, el volumen considerado en el Embalse Gallito Ciego (154,416 MMC) corresponde al volumen útil; al respecto se entiende que el valor del volumen máximo considerado no es el máximo útil, sino el máximo de almacenamiento del embalse. Por ello se deberá corregir el valor correspondiente al volumen máximo.

• De acuerdo con el folio 554 del ESTUDIO, los volúmenes considerados para las lagunas Parón, Cullicocha y Aguashcocha son los volúmenes iniciales del 31.12.03, debiendo considerarse los volúmenes iniciales del 01.01.04 los cuales, de acuerdo a la información del folio 552 del ESTUDIO, deben corregirse según se muestra a continuación:

o Parón = 9,271+0,927-0,0216 = 10,1764MMC

o Cullicocha = 2,547+0,047 – 0,0 = 2,564MMC

o Aguashcocha = 7,229+0,205-0,0086 = 7,4254MMC



21. PARÁMETROS DE EQUIPOS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN

Se ha revisado los parámetros de las líneas y transformadores contenidos en el archivo MAX550D.QLS, que permite el cálculo de los factores de pérdidas marginales de potencia del ESTUDIO, habiéndose observado que se han introducido numerosos cambios en los parámetros de las líneas de transmisión y transformadores, con respecto a los valores empleados en la fijación tarifaria de mayo de 2003, tal como se observa en el Anexo B.

Así mismo, se ha verificado que los parámetros de las líneas y transformadores empleados en el modelo PERSEO, son diferentes a los del modelo de flujo de potencia, a continuación se listan las diferencias más notables. Al respecto, el COES-SINAC, deberá sustentar los cambios realizados en el modelo de flujo de potencia; asimismo, deberá realizar una consistencia con los parámetros empleados en el modelo PERSEO.

Cuadro N° 7

Línea ó Transformador Valor en el PERSEO Valor en el WINFLU

Chavarría – Ventanilla 220 kV (LNE-012 y LNE-013)

10,6 km 11,1 km

Independencia – San Juan 220 kV (LNE-022)

216,2 km 214,8 km

Huampani – Callahuanca 60 kV (LNE-048)

23,5 km 52,5 km

Huampani – Ñaña 60 kV (LNE-049) 39,72 MW 50,5 MVA

Sta. Rosa – Huachipa 60 kV (LNE-053) 31,56 MW

20,6 km

40,5 MVA

11,5 km

Balneario-Puente 60 kV (LNE-057) 10,8 7,1

Carhuamayo - Oroya Nueva – Vizcarra 220 kV

181,5 MW 168,6 MVA

Transformador Yuncan 220/138kV 141,12 MW 120 MVA

Santuario - Socabaya 17,7 km 20,7 km

Puno – Azangaro 138 kV 78,40 MW 75 MVA

Aguaytia – Pucallpa 138 kV 149,35 MW 45 MVA



22. PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Y TERMOELÉCTRICAS

22.1 Observaciones Generales

Con relación al programa de mantenimiento mayor de las centrales del SEIN, se reiteran algunas observaciones importantes que fueron efectuadas con ocasión de la fijación tarifaria de noviembre 2003, las cuales mantienen su vigencia:

• El COES-SINAC se encuentra obligado de acuerdo al Artículo 116° del Reglamento de la LCE5 a elaborar cada año calendario, sobre la base de la información de sus integrantes, un programa de mantenimiento mayor6 que minimice el costo anual de operación y de racionamiento del sistema eléctrico. Asimismo, en el inciso b) del Artículo 47° de la LCE7 para la fijación de Tarifas en Barra se dispone que el COES-SINAC debe determinar el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y de racionamiento para el período de estudio; al respecto se observa una correspondencia entre ambas funciones; por lo que el COES-SINAC deberá presentar la información que sustente adecuadamente el programa de mantenimiento mayor para el periodo 2004-2008 en cumplimiento con los requisitos de eficiencia económica previsto en la LCE.

5 Artículo 116º.- El COES coordinará el mantenimiento mayor de acuerdo al siguiente procedimiento: a)Elaborará para cada año calendario, a base de la información de los integrantes, un programa preliminar

de mantenimiento mayor que minimice el costo anual de operación y de racionamiento del sistema eléctrico. Este programa será comunicado a los integrantes, a más tardar el 31 de octubre del año anterior;

b)Cada integrante comunicará al COES sus observaciones al programa preliminar, a más tardar el 15 de noviembre, indicando períodos alternativos para el mantenimiento mayor de sus unidades y equipos de transmisión;

c)Evaluados los períodos alternativos propuestos por los integrantes, el COES establecerá un programa definitivo con el mismo criterio de minimización señalado en el inciso a) de este artículo, el que será comunicado a los integrantes a más tardar el 30 de noviembre; y,

d)Los integrantes deberán efectuar el mantenimiento mayor ciñéndose estrictamente al programa definitivo, comunicando al COES con siete (7) días calendario de anticipación, el retiro de servicio de la unidad generadora o equipo de transmisión correspondientes. Igualmente, comunicarán al COES la conclusión del mantenimiento.

El programa definitivo podrá ser reajustado por el COES, solamente cuando las circunstancias lo ameriten.

6 Artículo 115º (Reglamento de la LCE).- El mantenimiento mayor de las unidades generadoras, y equipos

de transmisión del sistema eléctrico será coordinada por el COES de acuerdo con el procedimiento señalado en el Artículo siguiente.

Se entenderá por mantenimiento mayor aquel cuya ejecución requiera el retiro total de la unidad generadora o equipo principal de transmisión, durante un período superior a 24 horas. El equipo principal de transmisión

será calificado por el COES. 7 Artículo 47°.- Para la fijación de Tarifas en Barra cada COES efectuará los cálculos correspondientes en la

siguiente forma: ...



• En el caso del período 2005-2008 debe justificarse la necesidad del mantenimiento mayor en las fechas y duraciones señaladas (que, en muchos casos, se contradicen con el programa propuesto para el año 2004) y tampoco guardan relación con la duración y periodicidad de los mantenimientos ejecutados en las diferentes centrales en años anteriores. En este sentido, se debe demostrar que estos mantenimientos son necesarios en la magnitud, frecuencia y duración que se señalan, y que su programación minimiza el costo de operación y falla del sistema como lo exige la LCE.

• La duración de la indisponibilidad prevista para los grupos o centrales hidroeléctricas en el ESTUDIO, se muestra en un detalle a nivel de horas, habiéndose notado que algunas actividades mayores han requerido parte del día, el COES-SINAC debe indicar si estas actividades se realizan de manera continua o alternada entre días.

• Asimismo, se deben sustentar los valores propuestos como número de arranques utilizados en el cálculo de las horas equivalentes de operación que se realiza en el archivo.

• El OSINERG, reitera, que los índices de cuantificación de disponibilidad, publicados por la NERC y la WEC, se calculan sobre la base de definiciones diferentes. En el primer caso se utiliza el tiempo como elemento que define el índice, mientras que en el segundo caso se utiliza la energía como elemento de definición. A su vez, en los cálculos realizados se utiliza como parámetro para el cálculo de los índices de disponibilidad las horas de indisponibilidad por salida forzada y programada, en consecuencia, por uniformidad de unidades de referencia, sólo se debería utilizar como patrón, si se pretende hacerlo, el parámetro publicado por la NERC.

22.2 Observaciones Especificas

22.2.1 Año 2004

El OSINERG ha evaluado mensualmente, durante el año 2003, el grado de cumplimiento de los programas de mantenimiento del COES-SINAC. Al respecto, se observa que la evolución del grado de cumplimiento de la programación de mantenimientos, muestra una tendencia a mejorar en el periodo de evaluación de mayo 2003 a noviembre 2003, sin embargo, una gran parte de las intervenciones efectuadas no son programadas y aun cuando se hayan presentado situaciones no previsibles (fallas), más de la mitad de las intervenciones efectuadas en el referido periodo de evaluación, en promedio, no fueron programadas.

b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta, entre otros: la hidrología, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el artículo 79° de la presente Ley; ...



Si observamos el grado de cumplimiento del programa mensual de mantenimiento del periodo mayo – noviembre 2003 para la actividad de generación, se tendrá lo siguiente:

Cuadro N° 8

Mes Cumplimiento Programa mensual8 Intervenciones ejecutadas

(programadas)9

Noviembre 76% 53%

Octubre 65% 44%

Setiembre 64% 32%

Agosto 60% 19%

Julio 63% 32%

Junio 59% 51%

Mayo 47% 34%

Promedio 62% 38%

Cabe señalar que el COES-SINAC, vistos los grados de cumplimiento referidos, ha tenido dificultad de programar adecuadamente las actividades de mantenimiento de mediano plazo, y por lo tanto, es de suponer que el programa de mantenimiento de largo plazo podría no ser el óptimo y no conducir a una operación de mínimo costo.

En otro sentido, los trabajos de mantenimiento mayor de dicho programa deben ser los mismos que se encuentran en los archivos de datos del modelo PERSEO; el OSINERG procederá ha verificar que estos trabajos guarden la relación referida una vez que el COES-SINAC incorpore la nueva programación de mantenimientos, como resultado de las presentes observaciones; para ello el COES-SINAC deberá incluir sólo las actividades de mantenimiento que se hallen sustentadas conforme a lo observado en el presente documento.

8 Este cumplimiento esta referido al programa mensual, significa el porcentaje de todas las actividades ejecutadas con relación al programa inicial aprobado (aún cuando no se ha podido efectuar la comparación respecto al programa anual se puede percibir que los porcentajes serán menores). Esto pone en evidencia que las actividades programadas con horizonte mensual, no se ejecutan de acuerdo a lo previsto en su gran mayoría, lo cual nos lleva a considerar que programas de mayor horizonte tendrán menor nivel de acierto; por lo referido, sólo se deben considerar aquellas actividades de mantenimientos cuya frecuencia haga presumible su ejecución en el mediano y largo plazo.

9 Este indicador muestra que de las actividades ejecutadas, menos de la mitad (en promedio) han sido programadas. Esto plantea la siguiente interrogante, ¿ocurren muchos desperfectos en las unidades de generación?. Se debe de tener presente que la mayor parte de las fallas se originan por falta o inadecuado mantenimiento preventivo; se tienen casos de mantenimientos correctivos efectuados (originados por fallas) que demoran tiempos excesivos (TG-2 de la C.T. Aguaytía en el año 2003), unidades en “espera de mantenimiento por años” (unidades MAN, DEUTZ de la C.T. Bellavista). En general, la gestión del mantenimiento no parece ser la más adecuada, por lo tanto, no se puede pretender establecer programas de largo plazo, si en el corto plazo el grado cumplimiento de los mismos es bajo.



22.2.2 Años 2005-2008

Como consecuencia de lo descrito anteriormente, respecto al grado de cumplimiento de los programas de mantenimiento, el COES-SINAC debe sustentar de la manera más consistente posible la frecuencia y las horas de indisponibilidad por mantenimiento mayor propuestas para los años 2005-2008. Para ello deberá indicar, como referencia, periodos de indisponibilidad para actividades similares ejecutadas en años anteriores, con la finalidad de verificar los referidos periodos a partir de registros históricos, tal como se ha efectuado para algunos casos como se verá a continuación.

En lo referido al programa de mantenimiento de las centrales de generación, se debe observar lo siguiente:

• C. H. Mantaro y C.H. Restitución

La disposición de las unidades de la C.H. Mantaro respecto a sus tres tuberías forzadas, es la siguiente: Tubería 1 (grupos 1 y 2), Tubería 2 (grupos 3 y 4) y Tubería 3 (grupos 5, 6 y 7). La pérdida de potencia por mantenimiento u otra razón de cualquier índole, de cualquier grupo de la C.H. Mantaro, es diferente dependiendo del grupo o tubería a indisponer. Se hace evidente que la indisponibilidad de uno de los grupos conectados a las dos primeras tuberías genera pérdidas de potencia mayores a la desconexión de un grupo en la tercera tubería.

Se vuelve a reiterar, que el COES-SINAC debe sustentar los valores de los factores que se aplican por las pérdidas de potencia propuestos, presentando un análisis de los registros de potencia generada por la central para todos los meses transcurridos. Deberá indicar los periodos en los cuales cada grupo se ha encontrado fuera de servicio por las causas anteriormente referidas, mostrando las pérdidas de potencia respectivas10.

De manera similar, para sustentar la actividad de limpieza de la presa Tablachaca (purga), el COES-SINAC debe proporcionar el análisis de la información de registros de potencia generada por el Complejo Mantaro, durante los procesos de limpieza de los últimos años, para sustentar la pérdida de potencia propuesta de 117,1MW. Asimismo, deberá sustentar con los mismos registros, que el tiempo requerido para la limpieza de la presa Tablachaca, que afecta la capacidad de producción de las centrales de Mantaro y Restitución, es de 15 días.

Respecto de esta central se debe mencionar, y reiterar según sea el caso, lo siguiente:

10 En el ESTUDIO se propone que el factor de indisponibilidad equivalente para mantenimientos en los grupos G1 al G4 sea de 0,066, mientras que en los grupos G5 al G7 de 0,018.



o Con relación a las actividades de overhaul (que según ha informado el COES-SINAC comprende intervenciones al generador, a la turbina, al transformador de potencia y a la válvula esférica), se ha observado que esta misma actividad comprende 65 días a una unidad de la C.H. Restitución, mientras que para una unidad de la C.H. Mantaro se la considera en 35 días. El COES-SINAC deberá explicar las razones de estas diferencias.

Complementariamente, se debe manifestar que a partir de la revisión de información referida a intervenciones anteriores en los grupos G4 y G7, se ha observado que las actividades de mantenimiento mayor han tenido una duración de hasta 27 y 17 días respectivamente. Por tanto, los 35 y 65 días solicitados para unidades de las centrales Mantaro y Restitución serían excesivos, por lo cual se deberá sustentar adecuadamente los valores propuestos.

o En la C.H. Restitución, el COES-SINAC deberá sustentar adecuadamente, el hecho de que en el año 2007, se proponga realizar en el año y por grupo, dos veces la actividad: “limpieza, inspección y control estator, núcleo magnético y rotor que duran 2 días cada una”, mientras que en el año 2008 sólo se realiza una sola vez la misma actividad por grupo.

o Los mantenimientos preventivos y controles sistemáticos, referidos en las actividades para el grupo G1 y G2 de la C.H. Mantaro en el año 2004, son actividades menores, cuya duración en años anteriores, se ha verificado en 10 horas. En consecuencia, el COES-SINAC no debe sumar esta actividad menor a la programación de actividades mayores. En general no se deberá sumar actividades menores para constituir una mayor en ninguna de las centrales contenidas en el ESTUDIO.

o Se reitera la observación referida, con relación a las horas de indisponibilidad propuesta para las actividades “Cambio de componentes cojinetes de empuje. Limpieza, inspección y control estator, núcleo magnético y rotor” en las unidades de las centrales Mantaro y Restitución; se considera que el periodo es excesivo. Se ha verificado que anteriormente la actividad “desmontaje y cambio de componentes cojinete de empuje” ha tenido una duración de 24 horas. Por lo tanto, la labor inicialmente referida se puede ejecutar en 48 horas.

El COES-SINAC deberá sustentar adecuadamente los valores propuestos.

• C. H. Huinco




o La duración de 720 horas prevista en las intervenciones programadas en los grupos de la C.H. Huinco para la actividad propuesta “cambio de regulador de velocidad” parece excesivo; se puede citar por ejemplo que EGENOR considera 148 horas como duración para el G2 de la central Carhuaquero (año 2005) para efectuar la misma actividad “cambio de regulador de velocidad”, en este lapso de tiempo se considera incluso paralelamente la realización de otras actividades, lo cual es completamente razonable.

Por otro lado, sólo para destacar como ejemplo, en el programa anual de mantenimiento del año 2004 del COES-SINAC (aprobado en noviembre 2003), el “cambio de regulador de velocidad” del G2 de la C.H. Huinco aparece programado en setiembre (del 16 al 30) con una duración de 360 horas; sin embargo en el programa de mantenimiento proporcionado para la fijación tarifaria aparece programado en el mes de noviembre con una duración de 720 horas (30 días). Asimismo, de acuerdo a las observaciones planteadas anteriormente, esta labor ha sido realizada en años anteriores en 10 días.

En consecuencia el COES-SINAC deberá modificar la duración y el mes en que se han programado las intervenciones en el año 2004, conforme al programa anual de mantenimiento del año 2004 (el cual además deberá ser remitido como parte de la absolución de observaciones).

o Los 7 días de indisponibilidad programadas por grupo para atender la actividad “cambio de interruptor de 220 kV” se consideran excesivas. La experiencia ha demostrado que esta labor se puede realizar con holgura en 3 días. El COES-SINAC deberá sustentar adecuadamente la propuesta del periodo para su realización.

o Los 45 días de indisponibilidad propuestos para atender las actividades de “limpieza y pintado de tubería forzada y limpieza de embalse Sheque”, deben ser sustentadas a través de un informe, que demuestre la real necesidad de su ejecución, en el sentido de la importancia de la disponibilidad de la C.H. Huinco para la operación del SEIN. El COES-SINAC debe sustentar por qué se requieren 45 días para el pintado de la tubería forzada, en todo caso debe proponer la realización de actividades de manera paralela (actividades superpuestas). Se considera que con una adecuada planificación se puede atender las actividades, anteriormente referidas, en 35 días.


• C. H. Matucana




o En el programa anual de mantenimiento del año 2004 del COES-SINAC (aprobado en noviembre 2003), sólo para destacar el hecho como ejemplo, se observa: que la C.H. Matucana estaría fuera de servicio los días 15 y 16 de mayo en el período de 08:00 a 17:00 horas, por mantenimiento de la celda L-2007 y, el día 30, por instalación del cargador de baterías; asimismo, el G1 estaría fuera de servicio los días 9, 10, 11, 12 y 17 (5 días), y el G2 los días 13, 14, 15 y 16 para renovación de agua de refrigeración. Al respecto, es necesario que el COES-SINAC optimice la programación haciendo coincidir la salida de la central tanto con los trabajos en la línea de transmisión, como los trabajos para instalar los cargadores de batería, y así reducir horas de indisponibilidad de la central.

En este sentido, en el programa que el COES-SINAC a adjuntado en el ESTUDIO para efectos de la Fijación Tarifaria, los mantenimientos correspondientes a mayo 2004 para la C.H. Matucana tienen una duración de 120, 96 y 24 horas. Se considera que el COES-SINAC debe optimizar estos tiempos, pues se considera que la indisponibilidad requerida sería inferior a las 240 horas propuestas.

o Se reitera la observación respecto a que las horas de indisponibilidad programadas, que incluso difieren por grupo para atender la actividad “renovación sistema agua de refrigeración” se consideran excesivas (4 y 5 días), puesto que esta labor se puede realizar en 2 días (se tiene como referencia que la actividad “mantenimiento de sistema de agua de refrigeración” tiene una duración aproximada de 5 horas). Asimismo, en la C.H. Moyopampa esta misma actividad por unidad dura 2 días, se debe explicar la diferencia de hasta 3 días.


• C. H. Callahuanca


o El COES-SINAC, debe detallar o en todo caso aclarar en que consiste la actividad propuesta “mantenimiento mayor anual”, deberá especificar su alcance, y por que los periodos de indisponibilidad de esta actividad difieren de año en año.

o En el año 2005, las actividades de mantenimiento mayor (cuya duración es tres días), que faltan detallar conforme al párrafo anterior, pueden realizarse paralelamente a las actividades de repotenciación, reduciéndose así las horas de indisponibilidad de los grupos.




• C. H. Moyopampa


o Las horas de indisponibilidad programadas por grupo para atender la actividad “cambio de rodete” en el año 2005 se consideran excesivas, puesto que esta labor se puede realizar en 44 horas.

La actividad propuesta en el año 2005, indispone 4 días la C.H. Moyopampa, en la C.H. Huinco esta actividad es desarrollada en 1 día, se debe explicar la diferencia.


• C. H. Huampaní


o Las actividades de “cambio de turbina y regenerado aceite y secado bobina transformador” se pueden ejecutar paralelamente. El periodo para el cambio de turbina propuesto en el año 2004 en 5 días, se reduce a 3 días en el año 2006. Por lo tanto, el COES-SINAC debe modificar el número de días propuesto adecuadamente considerando, además, el criterio del párrafo siguiente.

o Se debe tomar en cuenta que la actividad “cambio de turbina” requiere de la indisponibilidad de la central, por las condiciones de diseño, ello sería necesario sólo para colocar o retirar una brida ciega en la bifurcación de la tubería forzada hacia el grupo comprometido, permitiendo durante este trabajo que la central esté operativa en un 50%.

Por lo tanto, el periodo de indisponibilidad para cambio de turbina de cada grupo, con relación a lo informado para la central debe justificarse; no necesariamente la actividad que saca fuera de servicio la central antes y después del cambio indispone 24 horas, en ambos casos.

Asimismo, se debe explicar porque la actividad “construcción de muros” indispone la central.


• C. H. Yanango




o Las horas de indisponibilidad programadas para atender la actividad “cambio de turbina” se consideran excesivas, dado que dicha labor se puede efectuar en 5 días, y no los diez días propuestos.


• C. H. Chimay


o Todas las actividades de mantenimiento propuestas, “reacuñado y limpieza bobinado alternador”, “pulido de álabes” e incluso la “reparación de turbina” se pueden ejecutar en forma paralela con los trabajos de limpieza de la toma Tulumayo. En este sentido, sólo se debe tomar en cuenta las horas de indisponibilidad de la central por los trabajos en la toma, los cuales se estiman en 10 días.

La propuesta del COES-SINAC indica un periodo de indisponibilidad por limpieza de la toma Tulumayo de 15 días para los años 2004 y 2005, a partir del 2006 en adelante reduce el periodo a 10 días, por lo cual es de suponer que 10 días es el período óptimo. Se ha verificado adicionalmente que esta actividad ha sido ejecutada en 9 días y 18 horas. Se deberá considerar el periodo optimo en todos los años.


• C. H. Huanchor

Respecto de esta central se debe mencionar lo siguiente:

o El COES-SINAC, debe detallar o en todo caso aclarar en que consiste la actividad propuesta “mantenimiento mayor anual”, deberá especificar su alcance.

o El mantenimiento electromecánico solicitado de 1 día debe ser detallado, por que podría tratarse de una actividad menor.


• C. H. Cañón del Pato




o Las horas de indisponibilidad programadas para atender la actividad “inspección del túnel” se consideran excesivas, por cuanto dicha labor se puede efectuar en un lapso máximo de 2 días, como se aprecia en los siguientes cuadros.

o De manera similar, en el año 2003 la central ha estado fuera de servicio para inspección túnel bocatoma - desarenador, y toma de muestras aceite transformadores e interruptores potencia, esta actividad conforme a registros históricos no se ha efectuado sino 5 años atrás del año 2003. El COES-SINAC deberá sustentar adecuadamente, por qué tendría que efectuarse esta actividad consecutivamente en los dos años siguientes 2004 y 2005, y luego el 2008.

o La actividad “Inspección integral generador rodete turbinas a y b”, no será considerada como mayor, mientras el COES-SINAC no sustente la diferencia con relación a una actividad similar menor, cuya duración es de 5 horas que se supone se ejecuta periódicamente. Asimismo, deberá explicar por qué difieren los periodos propuestos para esta actividad en los diferentes grupos.

Cuadro N° 9 MANTENIMIENTOS PROPUESTOS

HORAS

GRUPO AÑO FITA MAY 2004

HISTORIA* MOTIVO

G1, G2, G3, G4, G5, G6

2004 66 24 Parada de planta - inspección túnel bocatoma – desarenador, toma muestras aceite transformador e interruptores potencia.

G2, G3 2004 81, 57 5 Inspección integral generador rodete turbinas a y b.

(*): Incluye el plan de mantenimientos 2004 del COES.

Cuadro N° 10 MANTENIMIENTOS EJECUTADOS

ITEM GRUPO FECHA HORA TIPO MTTO ACTIVIDAD

1 G1 19/04/2003 24 EJECUTADO Parada de planta para inspección túnel de conducción entre bocatoma – desarenador.

2 G1 08/08/2002 07:30:00

5 EJECUTADO Inspección de rodetes y mantenimiento de sistema de excitación.


• C. H. Carhuaquero




o Se ha observado en el programa propuesto en el ESTUDIO que la duración de los períodos considerados para similares actividades de mantenimiento difieren significativamente. Por ejemplo, para la actividad: “Cambio regulador de velocidad, sistema de aceite a presión, turbina, regulador de tensión, sistema de excitación, transformador de potencia, mantenimiento circuito cerrado de refrigeración, servicios auxiliares, generador, barras 10 kV, limpieza intercambiador”, se propone una duración de actividades para los grupos G2 y G3 en el año 2005, de 148 y 212 horas respectivamente, mientras que para el grupo G2 el año 2007, se propone 212 horas. Se deberá explicar estas diferencias.

o La duración de algunos periodos previstos por el COES-SINAC como intervenciones programadas en el año 2004 parecen excesivas. Así, se propone para la actividad “Mantenimiento gobernador de velocidad, sistema de aceite a presión, turbina, regulador de tensión, sistema de excitación, transformador de potencia” periodos de 194, 106 y 106 horas para los grupos G1, G2 y G3 de la C.H. Carhuaquero; una similar actividad en el año 2003 se ejecutó en 3 días como un mantenimiento menor (ítem 1 del cuadro de mantenimientos ejecutados que se muestra a continuación). Se debe explicar estas diferencias.

o De modo similar a lo referido anteriormente, la duración del período de 106 horas previsto en las intervenciones programadas, en el 2004, en los grupos G1 y G2 de la C.H. Carhuaquero para la actividad: “Mantenimiento circuito cerrado de refrigeración, servicios auxiliares, generador, barras 10 kV, limpieza intercambiador”, es excesivo; similares actividades en los años 2000 y 2002 se ejecutaron sumando 38 horas (si se considera que estas actividades se ejecuten simultáneamente el total sería de 24 horas, tal como se muestra en los ítems 2, 3 y 4 del cuadro de mantenimientos ejecutados que se muestra a continuación). Se debe explicar estas diferencias.


HORAS


HISTORIA* MOTIVO

G1

G2

G3

2004, 2005, 2006, 2007, 2008

106

106

194

17 (EN 3 DIAS) Mantenimiento gobernador de velocidad, sistema de aceite a presión, turbina, regulador de tensión, sistema de excitación, transformador de potencia.

G1

G2

G3

2004, 2005, 2006, 2007, 2008

106 38 1 Mantenimiento circuito cerrado de refrigeración, servicios auxiliares, Generador, barras 10 kV, limpieza intercambiador.

G2 106 Falta

especificar

Mantenimiento válvula esférica, cojinetes, limpieza intercambiador, levantamiento rotor, regulador electrónico de velocidad.



(*): Incluye el plan de mantenimientos 2004 del COES; (1): Considerando que las actividades no se pueden ejecutar simultáneamente.



1 G3 10/09/2003 11/09/2003 12/09/2003

7 7 3

EJECUTADO Mantenimiento gobernador velocidad, sistema aceite a presión, turbina, regulador tensión, sistema excitación.

2 G2 04/05/2000 24 EJECUTADO Mantenimiento del sistema de refrigeración.

3 G2 14/08/2002 8 EJECUTADO Cambio de toberas de inyector, mantenimiento de barras servicios auxiliares de 10 kV.

4 G2 24/09/2002 6 EJECUTADO Mantenimiento del sistema de excitación y limpieza de intercambiador de calor.

5 G2 12/08/2003 12 EJECUTADO Mantenimiento a la válvula esférica y regulador de velocidad.

o Con relación a la actividad “limpieza de embalse” se puede realizar en un lapso de 5 días juntamente con la de “inspección de túnel”. El COES-SINAC debe explicar por que debe tener esta actividad una frecuencia anual, dado que en el 2002 y 2003 no fue ejecutada, y en el 2004 no ha sido programada (a partir del 2005 en adelante el COES-SINAC propone efectuarla anualmente).

o La suma de todos los periodos de indisponibilidad para la C.H. Carhuaquero parece excesivos; en el cuadro que se muestra a continuación se puede observar el total de horas ejecutadas por actividades de mantenimiento que indispusieron los grupos (actividades mayores y menores), y que fueron requeridas en los años 2001, 2002 y 2003.

En el ESTUDIO, el COES-SINAC ha propuesto periodos de indisponibilidad superiores a las 1000 horas por año, se ha constatado que estas no han superado las 800 horas en el 2003.

Cuadro N° 12 HORAS TOTALES EJECUTADAS DE ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO

2001 2002 2003G1 188 267 320G2 253 224 257G3 184 163.15 220Total 625 654.15 797

En general en los últimos años estos mantenimientos no han sido realizados con tanta frecuencia, considerándose asimismo excesivos los tiempos propuestos; por lo tanto, el COES-SINAC deberá sustentar adecuadamente los valores propuestos.



• C. H. Yaupi


o La duración de algunos periodos previstos por el COES-SINAC como intervenciones programadas en el año 2004, parece excesiva. Así, el COES-SINAC propone para la actividad “Mantenimiento electromecánico grupos, limpieza y barnizado bobinados generador” periodos de 132 por grupo; se observa del cuadro Mantenimientos Ejecutados que se muestra a continuación, que el periodo de una actividad equivalente “Mantenimiento Mayor” sólo dura 111.5 horas.


HORAS


HISTORIA* MOTIVO

G1, G2, G3, G4

2004, 2005, 2006, 2007, 2008

132 111.5 Mantenimiento electromecánico grupos, limpieza y barnizado bobinados generador.

(*): Incluye el plan de mantenimientos 2004 del COES.



1 G1 10/01/2004 111.5 EJECUTADO Mantenimiento mayor.


• C. H. Malpaso


o Respecto de la actividad “Mantenimiento Electromecánico G.G. Limpieza y barnizado del bobinado del alternador”, se debe sustentar porque de 5 días de indisponibilidad propuesto en año el 2005 se eleve a 30 días en el 2006.


• CC.HH. Oroya – Pachachaca

Respecto de estas centrales se debe mencionar lo siguiente:

Pachachaca



o El COES-SINAC debe presentar el sustento a detalle de la actividad de “Manteniemiento Electromecánico GG.GG., cambio de asientos y agujas de inyectores. Mantenimeinto canal Pomacocha - Taza Nueva, tubería de presión y tubería de madera”, esta propuesta para efectuarla en 7 días para toda la central, y todos los años.

Oroya

o El COES-SINAC debe presentar el sustento a detalle de la actividad “Mantenimiento Electromecánico GG.GG., rectificado rodetes, cambio de asientos y agujas de inyectores. Mantenimiento área de represamiento Toma Cut Off, canal Toma Cut Off - Oroya y tubería de presión, esta propuesta para efectuarla en. Esta central tiene una unidad menos que la C.H. Pachachaca y tiene la misma indisponibilidad (7 días).

La actividad “Mantenimiento área de represamiento Toma Cut Off, canal Toma Cut Off”” referida en el ESTUDIO, corresponde a una actividad menor, cuya duración en años anteriores, se ha verificado hasta en 10 horas. Luego, el COES-SINAC no debe sumar esta actividad menor a la programación de actividades mayores. Es decir, en general no debe sumarse actividades menores para constituir una mayor.


• C. H. Cahua


o La duración de algunos períodos previstos por el COES-SINAC como intervenciones programadas en el año 2004, parece excesiva. Así, el COES-SINAC propone para la actividad “Cambio de turbina, descargador sincrono, mantenimiento regulador de velocidad y mantenimiento general grupo” periodos de 360 horas en el grupo G1; se observa del cuadro Mantenimientos Ejecutados que se muestra a continuación, que las actividades de los ítems 2, 3 y 4 suman un total de 50 horas (considerando que éstas no se ejecutan de manera simultánea). Además, estas actividades están programadas en el grupo G2 pero con una duración de 144 horas. Se debe explicar estas diferencias.



o La duración de 720 horas previstas en las intervenciones programadas, en el 2005, en el grupo G1 para “Medición de aislamiento y limpieza, mantenimiento de la excitatriz, mantenimiento del patio de llaves, mantenimiento del transformador, mantenimiento regulador de velocidad” parece excesivo; se puede observar del cuadro Mantenimientos Ejecutados que se muestra a continuación que la actividad del ítems 5 demoró sólo 72 horas. Se debe explicar estas diferencias.

o La duración de 360 horas previstas en las intervenciones programadas, en el 2005, en el grupo G2 para la actividad “Cambio de turbina, cambio de descargador sincrono, reparación del predistribuidor, mantenimiento del regulador de velocidad, cambio de anillos de hermeticidad de válvula esférica, cambio de válvulas, centrifugado de serpentín cojinete de apoyo” parece excesivo; se puede observar del cuadro Mantenimientos Ejecutados que se muestra a continuación que la actividad del ítems 6 demoró sólo 168 horas. Se debe explicar estas diferencias.


HORAS


HISTORIA* MOTIVO

G1 2004 24 24 Cambio de anillos de hermeticidad de válvula esférica.

G1 2004 360 50 Cambio de turbina, descargador sincrono, mantenimiento regulador de velocidad y mantenimiento general al grupo.

G2 2004 360 72

Cambio de serpentín de cojinete de apoyo y cambio de válvulas para refrigeración, cambio de anillos de hermeticidad de válvula esférica, cambio de turbina, descargador sincrono, mantenimiento regulador de velocidad y mantenimiento general al grupo.

G2 2004 144 50 Cambio de turbina, descargador sincrono, mantenimiento regulador de velocidad y mantenimiento general al grupo.

G2 2004 24 24 Cambio de turbina y puesta a cero.

G1 2005 al 2008

360 72 Medición de aislamiento y limpieza, mantenimiento de la excitatriz, mantenimiento del patio de llaves, mantenimiento del transformador, mantenimiento regulador de velocidad.

G1 2005 al 2008

360 0 Medición de aislamiento y limpieza, mantenimiento de la excitatriz, mantenimiento del patio de llaves, mantenimiento del transformador, mantenimiento regulador de velocidad.

G2

2005 al 2008

360 168 Cambio de turbina, cambio de descargador sincrono, reparación del predistribuidor, mantenimiento del regulador de velocidad, cambio de anillos de hermeticidad de válvula esférica, cambio de válvulas, centrifugado de serpentín cojinete de apoyo

(*): Inclusive el plan de mantenimientos 2004 del COES.





1 G2 13/07/2002 01:01:00

8 EJECUTADO Cambio del descargador sincrono.

2 G2 28/07/2002 07:00:00

24 ANUAL 2004 Cambio de turbina.

3 G1 09/03/2002 18 EJECUTADO Mantenimiento regulador de velocidad.

4 G1 20/10/2002 12:16:00

8 EJECUTADO Mantenimiento de circuito de refrigeración.

5 G2 18/03/2003 72 EJECUTADO

Mantenimiento general excitatriz, medición de aislamiento, revision de cuñas, cambio de equipos refrigerantes del alternador y transformador de potencia.

6 G1 03/05/2003 168 EJECUTADO Mantenimiento general de excitatriz, generador, turbina y predistribuidor.

7 Central 06/01/2002 17 EJECUTADO Cambio de anillos de hermeticidad de válvula esf.

o El periodo propuesto para la actividad, “Cambio de turbina, descargador síncrono, mantenimiento regulador de velocidad y mantenimiento general grupo”, para los grupos G1 y G2 difieren, en un caso plantean 15 días y en otro 6 días. Se debe explicar estas diferencias.

o Se observa que a partir del año 2005 en adelante, sólo al G1 se le programa la actividad “Medición de aislamiento y limpieza, mantenimiento de la excitatriz, mantenimiento del patio de llaves, mantenimiento del transformador, mantenimiento del regulador de velocidad” por 30 días al año. Se considera excesivo el período propuesto por lo señalado anteriormente, estimando que este no debe ser superior a 15 días.

o De manera similar, se observa que a partir del año 2005 en adelante, sólo al G2 le programan la actividad “Cambio turbina, cambio descargador sincrono, reparación predistribuidor, mantenimiento del regulador de velocidad, cambios de anillos de hermeticidad de válvula esférica, cambio de válvulas, centrifugado de serpentín cojinete de apoyo” por 15 días. Se considera que se deben alternar las actividades con la unidad G1, y mejorar la precisión describiendo el mantenimiento mayor.

El COES-SINAC deberá entregar la información que sustenta las actividades y duraciones propuestas, por cuanto estas aparentemente serían excesivas, por tanto se deberá sustentar adecuadamente los valores propuestos.

• C. H. Gallito Ciego



La expresión “Mantenimiento Mayor G1 y G2” no da una idea de la magnitud de las actividades que se realizarán en el año 2004. En consecuencia el COES deberá justificar las actividades y su duración.

La duración de 600 horas previstas en las intervenciones programadas, en el 2005, 2006, 2007 y 2008, en los grupos G1 y G2 de la C.H. Gallito Ciego para “Mantenimiento integral electromecánico del generador, turbina y equipos auxiliares” parece excesivo; se puede citar que el tiempo de ejecución de la referida actividad, en el grupo G1 de la C.H. Cahua11, fue de 168 horas (7 días), tal como se muestra en el cuadro a continuación. Se debe explicar estas diferencias.

Cuadro N° 17


1 G1 03/05/2003 168 EJECUTADO Mantenimiento general de excitatriz, generador, turbina y predistribuidor.

El COES-SINAC deberá tener en consideración que durante los trabajos de limpieza de la presa y toma efectuados por el OPEMA (actividad que demanda generalmente 20 días) se pueden efectuar otras actividades como: mantenimiento integral electromecánico del generador, turbina y otros.


• C. H. San Gabán


o La expresión “mantenimiento mayor” no detalla las actividades que se realizarán y no sustenta la magnitud de las actividades que se realizarán. En consecuencia el COES-SINAC deberá especificar las actividades y su duración.

Asimismo, el COES-SINAC deberá aclarar por qué los períodos de indisponibilidad en cada año varían; la misma actividad que representa 7 días en el 2004, representa 15 días en el 2005, 4 días en el 2006 y 5 días en el 2007.


• C. H. Machupicchu

11 Se hace referencia al G1 de la C.H. Cahua, porque es una unidad de casi el mismo tamaño y del mismo tipo (FRANCIS).




o Las pruebas de eficiencia y potencia, propuesta en el 2004 con una duración de 5 días no deben indisponer la central (puede ser considerada una actividad menor).

o La actividad “instalación del PSS Regulador de Tensión, inspección preventiva”, debe realizarse en el periodo de parada de la central, disminuyendo de este modo la indisponibilidad de la misma.

o La actividad repintado del pozo de turbina puede realizarse paralelamente a alguna otra actividad mayor, disminuyendo de este modo la indisponibilidad de la central.

o En el mismo sentido, el mantenimiento de la unidad G1 en marzo de 2005 también debe realizarse en el periodo de parada de la central (ambas con 4 días). De manera similar para la unidad G2 en marzo del 2007. Aparentemente, en el 2008, para la unidad G3, si se superpone esta actividad con el periodo de parada de la central.

Cabe señalar que la C.H. Machupicchu ha salido fuera de servicio en marzo del 2003 para efectuar la actividad “mantenimiento de planta e instalaciones electromecánicas de la central por un periodo de 4 días. Esta información debrá ser considerada por el COES-SINAC.


• C. H. Aricota


o El COES-SINAC debe explicar a qué se refiere la actividad “mantenimiento intermedio”, a la vez que debe proporcionar información estadística acerca de esta actividad.


• C. T. Ventanilla

Respecto a los grupos térmicos de estas centrales se debe mencionar lo siguiente:

o Se deberá considerar la información contenida en el folio 950 del ESTUDIO, y en este sentido, se debe retirar la indisponibilidad de 31 días aludida en el folio 567 del ESTUDIO, por cuanto no ha sido requerida ni siquiera por el operador.



o Con relación al grupo TG-4 de la C.T. Ventanilla, el COES-SINAC deberá reajustar los valores de horas de indisponibilidad programada correspondientes al año 2006. En caso contrario debe sustentar adecuadamente los referidos valores.

• C. T. Aguaytía, Malacas e Ilo1 y 2

Respecto a los grupos térmicos de estas centrales se debe mencionar lo siguiente:

o Se observa que las horas fortuitas propuestas para la unidad TG4 de la C.T. Malacas, son más altas que las propuestas para las unidades de la C.T. Aguaytía, a pesar de que esta última en algunos años, logra tener 5 veces más horas de operación que la primera.

o En el año 2003, en la C.T. Aguaytía se efectuaron intervenciones por mantenimiento correctivo por 29 días en los grupos TG-1 y 59 días en la TG-2. Considerando ello, el COES-SINAC deberá reajustar la indisponibilidad del grupo TG-1 en la presente regulación y cumplir con los ratios estándar.

De lo expuesto, se observa que el programa de mantenimiento mayor de las unidades más representativas del SEIN propuesto por el COES-SINAC en el ESTUDIO, no es un programa eficiente, dado que se han propuesto, por ejemplo, actividades independientes que pueden ser realizadas simultáneamente, aumentándose de este modo la indisponibilidad de las centrales, y que en algunas actividades las frecuencias y duraciones de las actividades son mayores a las necesarias.

En general, la programación óptima del mantenimiento no consiste sólo en establecer los periodos y fechas de mantenimiento, sino también en minimizar los tiempos de indisponibilidad haciendo coincidir trabajos que se pueden ejecutar simultáneamente. Se vuelve a reiterar por lo mencionado, que el COES-SINAC deberá necesariamente mostrar, individualmente para cada central, la documentación técnica con los cálculos y evaluaciones de sustento que confirmen estos requerimientos.



22.3 Mantenimientos Menores de las Centrales Generadoras del SEIN

El COES-SINAC ha insistido en su pretensión de incluir los mantenimientos menores, como se puede apreciar en el ESTUDIO. Al respecto, se debe mencionar que esta pretensión fue denegada mediante la Resolución OSINERG No. 002-2004-OS/CD; y en este sentido, se considera un tema resuelto, por lo cual el COES-SINAC debe proceder a retirar los mantenimientos menores de su propuesta tarifaria. En el eventual caso que insistiese en su pretensión, el COES-SINAC deberá sustentar legalmente la inclusión de estos mantenimientos en la Tarifa en Barra. Al respecto se debe precisar que LCE y su Reglamento señalan específicamente qué aspectos operativos deben ser incluidos en el cálculo tarifario, pues es evidente que este representa una señal de mediano y largo plazo que no se ve afectada por situaciones de corto plazo. Así, por ejemplo, la planificación de la operación, para la Tarifa en Barra, considera todas las hidrologías y no únicamente aquélla que corresponde al corto plazo; así también, en el caso de los mantenimientos, se consideran sólo aquellos que afectan la señal de largo plazo, es decir, los mantenimientos mayores y no los de aquellos que afectan el corto plazo (mantenimientos menores).



PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA

Es necesario señalar que el Artículo 126° del Reglamento de la LCE12 detalla el procedimiento que permite determinar el Precio Básico de la Potencia y que, en consecuencia, cualquier costo o factor que se considere respecto al Precio Básico de Potencia deberá estar enmarcado dentro de lo dispuesto en este artículo.

A continuación se presentan las observaciones específicas a la propuesta del COES-SINAC:

12 Artículo 126º.- La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47° de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios y procedimientos:

a) Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia:

I) Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47° de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar;

II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar;

III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden;

IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad;

V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y

VI) El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden.

b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión:

I) La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación de capital obtenido con la Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79° de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión.

II) El monto de la Inversión será determinado considerando:

1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importación que les sean aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y,

2) El costo de instalación y conexión al sistema.

III) Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fiscal.

c) La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento.

La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.



23. COSTOS DEL TURBOGENERADOR

23.1 Costo FOB

El COES-SINAC ha considerado como costo FOB del turbogenerador GT11N2 el valor de US $ 24 100 000 (Cuadro 7.2, folio 24 del ESTUDIO), el cual corresponde al valor publicado en la revista Gas Turbine World 2001-2002 Handbook. Sin embargo, no ha advertido que la información de costos FOB de turbogeneradores a gas de dicha publicación ha sido actualizada en la revista Gas Turbine World 2003 Handbook, indicándose que el valor FOB del turbogenerador GT11N2 es de US $ 19 700 000.

En este sentido, y tomando en cuenta que la mencionada publicación ha servido de fuente de información de costos en anteriores regulaciones, el COES-SINAC debe actualizar el costo FOB del turbogenerador a gas GT11N2 correspondiente a la unidad de punta, empleando el valor actualizado contenido en la revista especializada Gas Turbine World 2003 Handbook.

23.2 Costos Financieros de Repuestos

En el Cuadro 7.2 (folio 24 del ESTUDIO), el COES-SINAC ha considerado un costo de repuestos equivalente al 2,5% del costo FOB del turbogenerador. Al respecto, se debe mencionar que los costos de repuestos ya se consideran en los costos variables de la unidad de punta y, en parte, en los costos fijos de operación y mantenimiento considerados. En este sentido, la inclusión de los costos de repuestos representa una duplicidad de costos.

Por tanto, el COES-SINAC debe corregir el cuadro de costos y considerar en este rubro sólo los costos financieros del stock inicial de repuestos, en lugar del costo de los repuestos. El cálculo de los costos financieros de los repuestos debe considerar a su vez tasas de mercado.

24. IMPUESTO A LAS IMPORTACIONES – TASAS DE DERECHOS AD VALOREM

El COES-SINAC ha considerado como impuesto a las importaciones para el turbogenerador, para la conexión eléctrica, y para los repuestos de la turbina a gas, una tasa de derechos Ad Valorem de 7%. Al respecto, se debe mencionar que el 31 de diciembre del 2003 el Ministerio de Economía y Finanzas, mediante Decreto Supremo N° 193-2003-EF, modificó las tasas de derechos Ad Valorem (de 7% a 4%) para los bienes anteriormente indicados.



En vista que la tasa de derechos Ad Valorem afecta el costo de inversión de la central térmica, el costo de inversión de la conexión eléctrica y el costo fijo de operación y mantenimiento (también denominado costo fijo no combustible), el COES-SINAC debe proceder a recalcular el Precio Básico de Potencia considerando la nueva tasa de derechos Ad Valorem establecidos mediante el Decreto Supremo N° 193-2003-EF.

25. INTERESES DURANTE LA CONSTRUCCIÓN

De la revisión de información de procesos de regulación tarifaria anteriores, se observa que el COES – SINAC ha considerado una tasa de interés del 12% para el cálculo de los intereses durante la construcción, tanto de la central térmica, como de la conexión eléctrica.

El COES-SINAC deberá proceder a calcular los intereses durante la construcción, de la inversión en la central térmica y en la conexión eléctrica, empleando la tasa de interés promedio del mercado financiero, toda vez que estos costos están relacionados con las tasas locales para prestamos de capital de trabajo.

26. COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA TURBINA A GAS

26.1 Impuesto a las Importaciones de Repuestos de la Turbina a Gas – Tasas de Derechos ad Valoren

En la hoja de cálculo “Flujo GART” del cuaderno de cálculo CFNC.XLS presentado por el COES-SINAC con la propuesta, en el cálculo de los costos de los repuestos importados de la turbina a gas, se ha considerado una tasa de derechos Ad Valorem del 7%. Al respecto, dado que, como anteriormente se mencionara, el 31 de diciembre del 2003, el Ministerio de Economía y Finanzas mediante Decreto Supremo N° 193-2003-EF modificara las tasas de derechos Ad Valorem del 7% al 4% para las turbinas a gas y partes de turbina, el COES-SINAC deberá modificar la tasa empleada en el cálculo del costo de los repuestos, aplicando lo establecido en el Decreto Supremo N° 193-2003-EF.



26.2 Costos de Repuestos Empleados

El COES-SINAC ha presentado una lista de precios de los componentes recomendados para cada inspección a realizar en una unidad W501D5A, comercializada por la empresa Siemens Westinghose. Al respecto, se debe mencionar que dicho modelo opera en el SEIN bajo la propiedad de la empresa EDEGEL, y en ese sentido, se considera que los costos de dicha máquina se constituyen en información para determinar el valor de los Costos Fijos de Operación y Mantenimiento de la Unidad de Punta que opere en el SEIN. Por consiguiente, se debe manifestar que según se detalla en el acuerdo comercial suscrito entre las empresas EDEGEL y Siemens Westinghouse, se establece un descuento del 20% en el precio de los repuestos publicados a la fecha de la orden de adquisición y, un 5% de descuento en servicios y asistencia técnica en sitio, siendo estos descuentos condicionado a que Siemens Westinghouse sea el único proveedor de repuestos y servicios durante el periodo de vigencia del acuerdo comercial, el cual es de largo plazo.

Por tanto, y en el entendido de que los costos referidos se constituyen en la mejor referencia de costos de una unidad W501D5A operando en el SEIN, el COES – SINAC deberá aplicar el citado descuento (de 20%) sobre la lista de precios de los repuestos empleados para la determinación del Costo Fijo No Combustible.

26.3 Costos de Inspecciones Menores de Combustión

El COES-SINAC en el cálculo del costo fijo de operación y mantenimiento (cuaderno de cálculo CFNC.XLS), denominado también Costo Fijo No Combustible, ha incluido el costo de inspecciones menores de combustión. Al respecto, se debe mencionar que este tema ha sido tratado ampliamente en el proceso de regulación tarifaria Noviembre 2002 – Abril 2003, habiendo sido denegada su inclusión por las razones expuestas en el Anexo D del Informe OSINERG-GART/GRGT N° 081-2002 que sustentó la Resolución OSINERG N° 1458-2002-OS/CD, la cual fijó las Tarifas en Barra para el periodo Noviembre 2002 – Abril 2003, así como por lo expresado en el numeral 2.4 del Informe OSINERG-GART/GRGT N° 085-2002 que sustentara la Resolución que resolvió un recurso de reconsideración presentado contra la Resolución OSINERG N° 1458-2002-OS/CD.

Los items citados de los informes anteriormente mencionados deben considerarse como parte integrante de las presentes observaciones; y en este sentido, tratándose de un tema recurrente, ampliamente tratado y denegado sustentadamente por el OSINERG, el COES-SINAC deberá proceder a recalcular los costos fijos no combustibles excluyendo los costos de las inspecciones menores de combustión.

26.4 Hoja de Cálculo “Combustión mayor” del archivo CFNC.XLS

Se ha revisado la hoja de cálculo Combustión Mayor, debiendo observarse lo siguiente:



• Se deberá considerar el descuento de 20% en el precio de los repuestos de la unidad, en consideración de lo expresado en el punto 26.2.

• La cantidad recomendada del componente Plate Swirl según información proporcionada es de dos (2) unidades en lugar de las catorce (14) unidades consideradas por el COES – SINAC. Asimismo, no existe coincidencia entre código de lista y el código de componente 1746D12001 que figura en hoja de cálculo. En este sentido, deberá aclararse y sustentarse el repuesto empleado y, corregirse su costo, así como la cantidad considerada.

• En gran medida, no existe coincidencia entre códigos y/o cantidades de los repuestos empleados en la hoja de cálculo y la relación de repuestos empleados por el COES – SINAC. Asi, por ejemplo los códigos: 2337C78001 CAP SWIRL, 1752D52008 NUT SELF LOCK .625, 3003B99001 RING LOCK, entre otros. Por ello, el COES-SINAC deberá sustentar debidamente su inclusión; de no hacerlo, se procederá a retirar todos aquellos repuestos que adolezcan de esta contradicción.

• El COES – SINAC debe sustentar la inclusión de todos aquellos componentes que no existen en la relación de repuestos entregada, pero si considerados en el cálculo de los Costos Fijos No Combustibles. Así por ejemplo se pueden mencionar los siguientes componentes: 2346C28036 SCREW SOC HEAD .75 X2.25, 2350C90022 BOLT HEX HEAD .50 X 2.75, 1727D62001 SUPPORT TRANSITION entre otros. De no sustentar debidamente su inclusión, se procederá a su retiro del cálculo de los Costos Fijos No Combustibles.

• Se ha considerado como el precio de reparación de una transición el de 18 502 US$/unidad; sin embargo de acuerdo con la información proporcionada por EDEGEL, mediante oficio CM-485-2003, este costo sería de sólo 11 250 US$/unidad. En este sentido, deberá realizarse la corrección respectiva.

26.5 Hojas de Cálculo “Gases calientes” y “Mayor” del archivo CFNC.XLS

• Se deberá considerar el descuento de 20% en el precio de los repuestos de la unidad, en consideración de lo expresado en el punto 26.2.

• Se observa que en el costo del repuesto 1745D72G01 (SEAL INNER TRANS EXHAUST) no se ha considerado el descuento de 20%, siendo el costo del repuesto reparado igual al costo del repuesto nuevo sin descuento. Al respecto, se deberá considerar el descuento de 20% y el hecho de que el costo del repuesto reparado no puede ser mayor que el costo de un repuesto nuevo.



• La hoja de cálculo presenta las mismas inconsistencias en códigos y cantidades mencionadas en las observaciones a la hoja de cálculo “COMBUSTIÓN MAYOR”, en los componentes que son empleados en ambas inspecciones. En este sentido, deberá aclararse y sustentarse los repuestos empleados y, corregirse sus costos, así como las cantidades consideradas.

• En los repuestos adicionales a los empleados, se presentan situaciones similares de diferencias en códigos de repuestos y/o cantidades, así como ejemplo se tienen los componentes de BLADES AND VANES que representan el mayor costo de este rubro. Al respecto, se deberá aclarar y sustentar los repuestos empleados y, corregirse sus costos, así como las cantidades consideradas.

• De igual modo que en el caso de la hoja “Combustión mayor”, se observan componentes que no figuran en la relación de repuestos proporcionada; así por ejemplo: 1241E58G01 SEGMENT VANE R-4, 1280E02G01 BLADE STANDARD ROW #3, 1722D14015 BLADE STANDARD ROW #3 entre otros. El COES-SINAC deberá sustentar debidamente su inclusión; de no hacerlo, se procederá a su retiro del cálculo de los Costos Fijos No Combustibles.

26.6 Hoja de Cálculo “Flujo GART” del archivo CFNC.XLS

• El COES-SINAC ha considerado en esta hoja, las inspecciones menores de combustores y una tasa ad valorem de derechos de importación de 7%. Se deberá subsanar estos hechos conforme a lo expresado en los puntos anteriores.

27. FACTOR DE CORRECCIÓN POR ENVEJECIMIENTO

El COES-SINAC ha insistido en la inclusión de un factor de corrección por envejecimiento de la turbina a gas, como parte de los factores de corrección aplicados para determinar la potencia efectiva de la unidad de punta. Al respecto, se debe mencionar que este tema ha sido tratado ampliamente en el proceso de regulación tarifaria Noviembre 2002 – Abril 2003, habiendo sido denegada su inclusión por las razones expuestas en el Anexo D del Informe OSINERG-GART/GRGT N° 081-2002 que sustentó la Resolución OSINERG N° 1458-2002-OS/CD, la cual fijó las Tarifas en Barra para el periodo Noviembre 2002 – Abril 2003, así como por lo expresado en el numeral 2.4 del Informe OSINERG-GART/GRGT N° 085-2002 que sustentara la Resolución que resolvió un recurso de reconsideración presentado contra la Resolución OSINERG N° 1458-2002-OS/CD.



Los items citados de los informes anteriormente mencionados deben considerarse como parte integrante de las presentes observaciones; y en este sentido, tratándose de un tema recurrente, ampliamente tratado y denegado sustentadamente por el OSINERG, el COES-SINAC deberá proceder a recalcular el Precio Básico de Potencia excluyendo este factor.

28. ACTUALIZACIÓN DE COSTOS DE OTRAS PARTIDAS

El COES-SINAC ha presentado la misma propuesta del proceso de regulación tarifaria de noviembre del 2003; al respecto, se debe señala que no se ha realizado actualización alguna de los costos de partidas tales como gastos de desaduanaje, obras civiles, montaje electromecánico, pruebas, etc. Tomando en cuenta que una actualización del cálculo debe contemplar en la medida de lo posible una actualización de todos sus rubros, el COES-SINAC deberá realizar una actualización de los costos de la propuesta presentada; por lo menos, de aquellas partidas cuya estimación se haya realizado en moneda local.



FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES

29. FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES DE POTENCIA Y ENERGÍA

Se ha revisado el archivo MAX550D.QLS que sustenta el cálculo de los factores de pérdidas de potencia presentados en el Cuadro Nº 8.1, folio 26 del ESTUDIO, y encontrado las siguientes observaciones:

• No se ha especificado a que mes corresponden los datos. Se solicita al COES-SINAC que especifique el mes seleccionado, así como, el sustento de los criterios asumidos para dicha selección.

• En el caso de la demanda de Ecuador, se debe considerar lo contenido en la observación número 6 del presente informe.

• Los despachos de las unidades de generación eficientes, como es la de Ventanilla que utiliza gas natural, presenta un despacho muy reducido en la hora de máxima demanda analizada.

• Respecto de la regulación de mayo de 2003, no se han sustentado los criterios sobre los cuales se ha eliminado el modelamiento de las compensaciones reactivas de las siguientes barras:

Barra MVAR BAL60 26 SROSLZ60 6 SALAM60 6 HUACH60 6 HUAYU60 0,74 SROSV60 9,6 BARSI60 21,6 CHAVA60 31,2 PAN66 2,7 LIMA60 18 RILO10 12,05 HCHO66 3,6 LIXI14 7,08

El OSINERG entiende que los factores de pérdidas marginales de energía y potencia son preliminares y que, en consecuencia, los definitivos serán aquellos valores que se determinen al final del proceso.



PEAJE POR CONEXIÓN

30. PROPUESTA DE LIQUIDACIÓN Y AJUSTE DE LA RAG DE REP

De la revisión del ESTUDIO y la información complementaria entregada mediante comunicación COES-SINAC/D-077-2004, se tiene las siguientes observaciones:

30.1 Determinación del monto a liquidar

REP debe efectuar el cálculo del monto a liquidar sobre la base de los cargos regulados por el OSINERG y las magnitudes de energía correspondientes. Por lo tanto, deberá presentar toda la información utilizada para dicho cálculo.

30.2 Cálculos Justificativos de RAG1 Año 3 sin sustento

No se ha presentado los cálculos justificativos de valorización del monto correspondiente a la RAG1, Año 3, ascendente a S/. 45 015 920, el mismo que se muestra en el Cuadro “Resumen RAG” del Anexo K1. Al respecto, se deberá presentar las hojas de cálculo, debidamente vinculadas que sustenten dicho monto.

30.3 Estimación de los ingresos por concepto de RAG de los meses aun no facturados sin sustento

No se ha presentado el sustento de las estimaciones correspondientes a los ingresos facturados para los meses de diciembre 2003, enero 2004 y febrero 2004.

Por otro lado, se deberá completar la información de facturaciones correspondientes a los meses de enero y febrero 2003, así como la propuesta de liquidación correspondiente a más tardar el día 17 de marzo de 2004

30.4 Uso de Dato preliminar de Índice “Finished Goods Less Food and Energy”

Para el cálculo de la actualización de la RAG se ha empelado un valor preliminar del índice “Finished Goods Less Food and Energy” (WPSSOP3500), cuando corresponde emplear el último valor definitivo de dicho índice.



30.5 Falta Información sobre transferencia de Línea Quencoro – Dolorespata

No se ha mencionado sobre la situación de la transferencia de los bienes correspondientes a la línea Quencoro – Dolorespata, los cuales forman parte de la RAG según el contrato entre el Estado Peruano y Red de Energía del Perú. Al respecto, se deberá indicar cual es el estado de dicha transferencia a fin de tomar en cuenta en la liquidación correspondiente.

30.6 Inconsistencias y Deficiencias de la información de sustento de facturación

Se deberá remitir copia de las siguientes facturas, debido a que en algunos casos han sido omitidas en la información entregada y en otros resultan ilegibles:

• Nº 001-001137 por S/. 10 935,39 emitida en Agosto 2003

• Nº 001-001325 por S/. 21 612,36 emitida en setiembre 2003

• Nº 001-001428 por S/. 194 930,26 emitida en octubre 2003

• Nº 001-001450 por S/. 129 879,97 emitida en noviembre 2003

• Nº 001-001659 por S/. 19 316,78 emitida en diciembre 2003

• Nº 001-001665 por S/. 5 084,16 emitida en diciembre 2003

• Nº 001-001560 por S/. 82 048,07 emitida en enero 2004

• Nº 001-001808 por S/. 10 132,06 emitida en enero 2004

• Nº 001-001401 emitida en octubre 2003 (no legible).

• Todas las facturas de enero 2003 (poco legibles).

De otro lado, el OSINERG entiende que la liquidación contenida en el Anexo K.1 del ESTUDIO es preliminar y que, en consecuencia, la liquidación definitiva será aquella que se determine con la información que suministre la empresa hasta el final del proceso.

30.7 Notas de Crédito no incluidas en el Cálculo de la RAG

No se ha incluido en el cálculo de la liquidación de la RAG los montos correspondientes a las notas de crédito de los meses de junio, julio, setiembre y diciembre, descritas en el cuadro siguiente; estando estos montos referidos a conceptos de recálculo de diversos ingresos de meses anteriores; Al respecto, se deberán incluir en la liquidación de la RAG los montos debidamente sustentados sobre la base de cálculos justificativos y documentos probatorios.



30.8 Falta de Facturaciones a ETEVENSA por Peaje de Conexión al SPT por los meses Julio 2003 a Setiembre 2003

Se observa que en los ingresos por concepto de Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión, no se ha presentado ninguna facturación a nombre de ETEVENSA en los meses julio 2003 a setiembre 2003.

30.9 Disminución sin sustento en la facturación a EGENOR por Ingreso Tarifario del SST

Se observa que en el período de marzo a diciembre 2003 la facturación mensual a EGENOR por concepto de Ingreso Tarifario del Sistema Secundario de transmisión de REP ha disminuido considerablemente con relación al semestre anterior. Así, por ejemplo, en febrero 2003 se facturó S/. 14 771, mientras que en el siguiente mes marzo 2003 se facturó S/ 3 415, a pesar que ambas facturaciones se basaron en la misma Resolución OSINERG Nº 1471-OS/CD. El COES-SINAC deberá presentar la justificación.

30.10 Faltan Facturaciones por Ingreso Tarifario en el SST de REP, por los meses Julio 2003 a Setiembre 2003

Se observa que en los ingresos por concepto de Ingreso Tarifario del Sistema Secundario de Transmisión de REP, no se ha considerado ninguna facturación a nombre de Energía Pacasmayo S.R.L. en los meses julio 2003 a setiembre 2003. Al respecto, se deberá sustentar esta diferencia y corregir el cálculo considerando las facturaciones aludidas.



31. PEAJE DE EGEMSA

El peaje correspondiente a las instalaciones de la Línea de Transmisión Quencoro - Tintaya deberá asignarse de acuerdo con la absolución de la observación anterior 30.5; debiendo, en caso de haber sido transferida a REP formar parte del peaje de esta empresa y no del peaje de EGEMSA.

32. PROPUESTA DE LIQUIDACIÓN Y AJUSTE DE VNR DE REDESUR

Se debe indicar que el COES-SINAC ha incluido como parte del VNR de las instalaciones de Sistema Principal de Transmisión de Redesur S.A., los Costos Medios de Inversión de los Sistemas Secundarios de dicha empresa. En este sentido, el COES-SINAC deberá corregir la liquidación considerando sólo de las instalaciones que pertenecen al SPT de Redesur, y tomando en cuenta:

• La resolución de la Comisión de Tarifas de Energía N° 001-2000 P/CTE, mediante la cual se fijara el VNR inicial del reforzamiento de los Sistemas de Transmisión del Sur.

• El “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos de los Sistemas de Transmisión con Contrato BOOT – Aplicable al Sistema Principal de Transmisión” aprobado mediante resolución de la Comisión de Tarifas de Energía N° 002-2001 P/CTE.

Se deberá realizar el reajuste del VNR inicial considerando el índice “Finished Goods Less Food and Energy” inicial correspondientes al inicio de operación de cada una de las etapas del proyecto de Reforzamiento de los Sistemas Eléctricos de Transmisión del Sur, conforme lo señalado en las cláusulas 3, 5.2.5 y 14 del Contrato BOOT. Asimismo, se deberá corregir la tasa de cambio correspondiente al día útil antes del 15 de abril, aplicado a los ingresos del mes de marzo de 2003.




33. PROPUESTA DE LIQUIDACIÓN DE TRANSMANTARO

El COES-SINAC no ha considerado que el periodo de liquidación que corresponde realizarse, en la presente regulación, comprende el periodo marzo 2003 - febrero 2004, de acuerdo a lo señalado en el “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos de los Sistemas de Transmisión con Contrato BOOT – Aplicable al Sistema Principal de Transmisión” aprobado mediante resolución de la Comisión de Tarifas de Energía N° 002-2001 P/CTE.

En este sentido, se deberá corregir la liquidación considerando dos periodos diferenciados, tomando en cuenta:

• Para el período marzo – abril 2003, se debe liquidar con las cifras de peaje por conexión e ingreso tarifario esperado de la resolución OSINERG N° 940-2002-OS/CD

• Para el período mayo 2003 – febrero 2004, se debe considerar la resolución OSINERG N° 057-2003-OS/CD modificado por la resolución OSINERG N° 099-2003-OS/CD.


34. PROPUESTA DE LIQUIDACIÓN DE ISA

Se han encontrado errores en los valores considerados como correspondientes a las factura N° 576 y N° 642. El COES-SINAC debe corregir estos errores y realizarr la correcta liquidación de remuneraciones para el Sistema Principal de Transmisión de ISA Perú, considerando las disposiciones pertinentes.


35. COYM DE EGEMSA

El COyM correspondiente a las instalaciones de la Línea de Transmisión Quencoro - Tintaya deberá asignarse de acuerdo con la absolución de la observación anterior 30.5; debiendo, en caso de haber sido transferida a REP formar parte del COyM de esta empresa y no de EGEMSA.



36. COYM DE ETESELVA

36.1 Observación general

Los valores presentados por el COES-SINAC en el Anexo K2 del ESTUDIO corresponden a los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) del integro de los sistemas de transmisión de Eteselva S.R.L. (principal y secundario), los cuales, resultan superiores en 18,4% respecto de la propuesta que presentara en la regulación de mayo de 2003, y en 95,3% con relación al valor actualmente vigente. Sin embargo, debe manifestarse que los argumentos presentados en la propuesta actual, esencialmente son los mismos que fueron analizados y observados en los procesos de regulación tarifaria de mayo de 2002 y mayo de 2003. En este sentido, y, ante la ausencia de argumentos nuevos sobre la propuesta del COyM de ETESELVA, el OSINERG reitera sus observaciones, análisis y consideraciones contenidos en los documentos que sustentaron las Tarifas en Barra de mayo de 2002 y 2003, los cuales, por extensión, deberán considerarse como parte de las presentes observaciones.

Sin perjuicio de lo indicado en el párrafo anterior, se solicita que el COES-SINAC justifique y absuelva las observaciones siguientes.

36.2 Cálculos sustentatorios

La información presentada en el ESTUDIO no contiene los cálculos justificativos relacionados con la subestación Paramonga Nueva.

Asimismo, las hojas de cálculo, presentadas en medio magnético, no registran los vínculos ni la formulación correspondiente a los cálculos realizados. En este sentido, debe tenerse en cuenta que la propuesta tarifaria que se presente debe contar con el debido sustento, tanto en los datos utilizados, como de los procedimientos de cálculo empleados.

Por tanto, se requiere que el COES-SINAC entregue los archivos magnéticos que sustentan su propuesta respecto del COyM de Eteselva, conteniendo el detalle de los cálculos completos y las fórmulas respectivas debidamente vinculadas.

36.3 Longitud de las líneas

El COyM propuesto en el ESTUDIO se ha efectuado sobre la base de longitudes de línea diferentes a los valores vigentes. Así, la longitud del tramo de selva de la línea Tingo María–Vizcarra se ha reducido de 90,21km. a 54,65km., el tramo sierra de la misma línea se ha incrementado de 83,4km. a 118,96km., el tramo de costa de la línea Vizcarra-Paramonga Nueva se ha incrementado de 35,96km. a 43,11km. y el tramo de sierra de la misma se ha reducido de 109,36km. a 102,12km. Cabe señalar que los valores vigentes coinciden con las cifras que figuran en los cuadros de Datos Técnicos de Líneas de Transmisión de la actual propuesta. Por tanto, el COES-SINAC deberá justificar las variaciones de longitud de las líneas indicadas.



36.4 Observaciones a los Costos de Operación

36.4.1 Incremento del recurso mano de obra

En la determinación de los costos de operación de subestaciones ETESELVA no se ha adjuntado la documentación que sustente el incremento propuesto de los costos unitarios correspondiente al recurso “mano de obra”. El COES-SINAC deberá presentar el sustento de su propuesta en este punto.

Asimismo, no se ha justificado el número de personal asignado para la operación de subestaciones. En este sentido, el COES-SINAC deberá justificar el requerimiento del personal de operación, teniendo presente que ETESELVA no es el operador principal en las subestaciones de Aguaytía, Vizcarra y Paramonga Nueva.

36.4.2 Criterio de ponderación de costos de operación, en la subestación Tingo María.

Para la asignación de los costos de operación de la subestación Tingo María entre los Sistemas Principal y Secundario de Transmisión de ETESELVA, se ha asignado sin mayor justificación un peso ponderado mayor para el sistema principal bajo el argumento que requiere una mayor atención. Al respecto, el COES-SINAC deberá presentar el sustento de este criterio, debiendo considerar un criterio con una adecuada ponderación.

36.5 Observaciones a los Costos de Mantenimiento

36.5.1 Información que sustente los costos de recursos

El COES-SINAC no ha adjuntado la documentación que sustenta los costos unitarios de los recursos empleados para el cálculo de los costos de mantenimiento. Al respecto, deberá presentar la información que sustente los costos unitarios de los equipos, materiales, herramientas, maquinarias y personal utilizados.

36.5.2 Actividades de mantenimiento no estándar

El COES-SINAC no ha justificado ciertas actividades, frecuencias, rendimientos y alcances, considerados para el cálculo del costo de mantenimiento de las instalaciones (líneas y subestaciones), los que son superiores a los estándares comunes para el tipo de trabajos de mantenimiento propuestos. Así por ejemplo, se tiene entre otros que: no ha presentado la justificación para la inclusión de una nueva actividad de mantenimiento de estructuras metálicas denominada “Reparación de base de torres”, cuyo costo anual asciende a S/.144 835; asimismo, se incluye sin sustento la actividad “Inspección Nocturna” en el mantenimiento de las líneas de transmisión ubicadas en la sierra y selva, mientras que para la línea ubicada en la costa el alcance propuesto para esta actividad es superior al estándar, etc.



36.5.3 Asignación de recursos

En general, el COES-SINAC ha procedido a modificar la propuesta tarifaria presentada en regulaciones tarifarias pasadas. Así, se ha incrementado sin justificación técnica ni económica, las actividades, los recursos o el alcance del mantenimiento para cada actividad de mantenimiento. Por ejemplo, se ha incluido sin justificación a un operario dentro del cálculo de los costos unitarios de la actividad de “Inspección ocular de líneas aéreas”, se propone desproporcionada e injustificadamente la cantidad de veces (8) que es programado el recurso camioneta 4x4, se ha incluido sin sustento el rubro de supervisión en la actividad de mantenimiento de subestaciones, se incrementa significativamente pero sin justificación el número de cadenas de aisladores a las que se les aplicará limpieza manual, etc.

Al respecto, el COES-SINAC deberá presentar la justificación técnica y económica de las variaciones de su propuesta a fin de que el OSINERG proceda a evaluar los cambios que pudieran haber acontecido entre una propuesta tarifaria y otra.

36.6 Observaciones a los Costos de Gestión

36.6.1 No se ha considerado un organigrama eficiente para el cálculo de los costos de gestión

El COES-SINAC ha considerado para el cálculo de los costos de gestión un organigrama que no se justifica para el funcionamiento eficiente de una empresa dedicada a la transmisión de energía eléctrica con mediana amplitud geográfica. En efecto, el tamaño del área de administración y finanzas considerada, la existencia de una oficina de relaciones comunitarias y el sobredimensionamiento de la organización para la operación y la supervisión del mantenimiento de las instalaciones (por ejemplo: se considera un supervisor de operación por turno en cada subestación y se propone 4 supervisores para el mantenimiento de subestaciones), hace que la organización propuesta no resulte eficiente para el tipo y magnitud de las instalaciones de ETESELVA.

Al respecto, la propuesta deberá ser reevaluada sobre la base de un organigrama que refleje criterios de eficiencia acordes con las características y la dimensión de las instalaciones de transmisión de ETESELVA.

36.6.2 Errores en el cálculo de los costos de gestión personales

Las hojas de cálculo presentadas por el COES-SINAC presentan errores de cálculo, dado que la suma total de las remuneraciones no coincide con el presentado en el Cuadro de Resumen de Costos de Operación y Mantenimiento. Por tanto, deberá presentar todas las hojas de cálculo debidamente vinculadas para poder hacer el seguimiento correspondiente a los datos consignados.



36.6.3 Remuneraciones superiores al promedio del mercado

Las remuneraciones consideradas por el COES-SINAC para ETESELVA exceden los valores promedio del mercado. La diferencia más significativa se da con las remuneraciones propuestas para los cargos gerenciales. Asimismo, el cuadro de remuneraciones básicas ha sido incrementada sobre la base de factores de ajuste que no son sustentados; por tanto, se deberán justificar dichos incrementos y los factores utilizados para tal fin.

En tal sentido, deberá recalcularse el COyM teniendo en cuenta las remuneraciones de personal, vigentes en el mercado eléctrico, debidamente sustentadas.

36.6.4 Porcentaje de asignación del costo de gestión

El OSINERG, utilizando los propios inductores proporcionados por la titular de las instalaciones de transmisión, determinó en la última regulación tarifaria que a las instalaciones de ETESELVA les corresponde un costo de gestión equivalente al 30% del costo total de gestión del Consorcio Aguaytía. En su propuesta actual para ETESELVA, no se aplica ningún inductor, haciendo que los costos de gestión sean elevados. En este sentido, se deberá valorizar los costos de gestión bajo criterios de eficiencia acordes con la dimensión de las instalaciones de ETESELVA.

36.6.5 Costos de Gestión no personales

El COES-SINAC no sustenta los elevados costos de gestión no personales propuestos para ETESELVA; sobre todo los incluidos en los centros de costo correspondientes a la Gerencia General, Gerencia Administrativa, Gerencia Legal y Gerencia de Operaciones, que resultan ineficientes para la administración de instalaciones de este tipo y magnitud. Así, por ejemplo, en el Área Legal, las partidas que reflejan excesivos costos de este tipo, son: consultas legales en el exterior y servicios locales legales.

Se deberá redefinir los costos de gestión no personales sobre la base de un sistema de gestión eficiente.

36.6.6 Sustento de los Costos de Seguros de infraestructuras

No se ha presentado el sustento ni la justificación de la propuesta de costos de seguros de infraestructura de las instalaciones de transmisión, los que son superiores al promedio del mercado.



36.6.7 Sustento de los Costos de Seguridad

Se debe justificar en detalle los costos de seguridad propuestos sobre la base de una asignación eficiente del personal de vigilancia donde efectivamente se requiera. Debe tenerse presente que ETESELVA no es la operadora principal en las subestaciones de Aguaytía, Vizcarra y Paramonga Nueva.

37. COYM DE REDESUR

37.1 Metodología de actualización del COyM

El COES-SINAC propone incrementar el COyM fijado para las instalaciones de transmisión de REDESUR, adicionando al valor vigente, los rubros denominados como Gastos Financieros, Fee Gestion e Impuesto a las Transacciones Financieras.

Al respecto, de acuerdo con la metodología de Costeo ABC, la modificación planteada por el COES-SINAC implica necesariamente una evaluación integral de todos los rubros que componen el COyM, en caso contrario se estaría generando duplicidad de costos, tal como se indica en las observaciones siguientes.

37.2 Gastos Financieros

En el Estudio presentado por el COES-SINAC, REDESUR propone adicionar, en forma exógena al valor del COyM vigente, el monto equivalente a US$ 163 411 como Gastos Financieros, señalando que corresponden al valor del dinero en el tiempo correspondiente al periodo tarifario.

Al respecto, se debe indicar que, tal como fue señalado a lo largo del proceso de fijación de Tarifas en Barra de 2003, los supuestos Gastos Financieros corresponden a un análisis incompleto, por parte de REDESUR, de la ejecución de las actividades del COyM al asumir que todas las actividades consideradas dentro del COyM devengan únicamente dentro del año, ignorando que existen otras que en la realidad devengan en periodos mayores al de un año.

Además, la propuesta actual no es coherente con la metodología de cálculo del COyM (costeo ABC), debido a que la incorporación del valor del dinero en el tiempo requiere necesariamente de una evaluación integral de todos los costos y actividades del COyM, a fin de aplicar la tasa de descuento en cada una de las actividades que la componen.

En este sentido, si el COES-SINAC considera pertinente modificar la metodología empleada y los montos del COyM fijados, es imprescindible que presente el estudio técnico-económico que contenga información detallada sobre costos, actividades, recursos y frecuencias eficientes, y la incorporación, en cada una de ellas, del valor del dinero en el tiempo, a fin de sustentar y justificar los montos propuestos.



37.3 Costo de Asesoría

El COES-SINAC propone adicionar, en forma exógena al valor del COyM vigente, el monto equivalente a US$ 546 987 como Fee Gestion, sin presentar sustento alguno.

Cabe recordar que el valor vigente contempla dentro de los costos de gestión, gastos relacionados con el asesoramiento técnico estándar, el mismo que fue determinado acorde con los requerimientos para operar y mantener las instalaciones en forma eficiente. Por lo que este rubro propuesto podría estar generando duplicidad de costos.

En tal razón, si el COES-SINAC considera pertinente modificar la metodología empleada y los montos del COyM, es imprescindible que presente el estudio técnico-económico, con información detallada de costos y actividades eficientes, tal como lo establece el marco regulatorio vigente.

37.4 Inclusión de Impuestos

Con relación a los impuestos a la Transacciones Financieras (ITF) propuestos como parte del COYM, es preciso que el COES-SINAC justifique por un lado, su inclusión en el cálculo de las tarifas teniendo en cuenta los convenios de estabilidad tributaria que pudiera haber establecido el titular de transmisión con el Estado Peruano, y por otro lado, deberá justificar los cálculos y montos propuestos.

37.5 Falta información de Sustento

Además de la presentación del Estudio Técnico Económico para el COyM, el titular de transmisión deberá presentar la información de sustento siguientes:

• La copia de las pólizas de seguros consideradas

• Los estados financieros 2001, 2002 y 2003 (el último disponible), en su versión Histórica y Ajustada y Anexos siguientes:

o Balance,

o Estado de Ganancias y Pérdidas

• Costo Combinado por Naturaleza - Destino y Destino –Naturaleza al nivel más desagregado.

38. COYM DE TRANSMANTARO

A continuación se describe las observaciones efectuadas a la propuesta del COyM de TRANSMANTARO presentado en la propuesta del COES-SINAC.



38.1 Metodología de actualización del COyM

El COES-SINAC propone incrementar el COyM fijado para las instalaciones de transmisión de TRANSMANTARO, argumentando las variaciones que habrían ocurrido en los costos de mercado. Bajo este enfoque de revisión parcial, se incrementan los costos de gestión, y los correspondientes a los rubros de aportes, anualidad de capitales inmovilizados, asesoría técnica y el Impuesto a las Transacciones Financieras.

Al respecto, de acuerdo con la metodología (Costeo ABC) que ha sido establecida y utilizada en los procesos tarifarios de los últimos años, para determinar el COyM, la modificación planteada por el COES-SINAC implica necesariamente una evaluación integral de todos los rubros que componen el COyM, en caso contrario se estaría generando duplicidad de costos, tal como se indica en las observaciones siguientes.

38.2 Anualidad de Capitales Inmovilizados

El COES-SINAC propone adicionar, al valor del COyM vigente de TRANSMANTARO, el rubro denominado Anualidad de Capitales Inmovilizados, señalando que corresponde a un rubro que está contemplado en la definición del COyM establecido en su contrato BOOT cuya valorización corresponde a la anualidad del inventario de todos los bienes del titular de transmisión relacionado con vehículos, repuestos, herramientas y edificios.

Al respecto, debe señalarse que efectivamente el Contrato BOOT señala los siguientes costos de operación y mantenimiento:

- Costos de personal

- Costos de contrato de mantenimiento

- Costos de combustible, lubricantes, etc.

- Costos de seguridad; y

- Anualidad de capitales inmovilizados en repuestos, herramientas, vehículos, edificios.

Como se podrá observar, el listado de costos señalado por el Contrato BOOT hace mención a rubros generales que componen el COyM estándar, los que han sido incorporados, en distintos grados, dentro de las actividades (mantenimiento, operación, gestión y seguridad) que han sido definidas de acuerdo con la metodología empleada para la determinación del COyM actualmente vigente Así, por ejemplo, dentro de los costos unitarios de mantenimiento se utilizan costos de herramientas, vehículos, el personal, lubricantes, combustible, etc. Por lo que la propuesta del COES-SINAC estaría duplicando los costos que fueron reconocidos en condiciones de eficiencia empleando la metodología de Costeo ABC indicada.



De otro lado, cabe precisar que el sistema de precios de transmisión, contenido en la legislación vigente, no se basa en la valorización del inventario de los bienes existentes del titular de transmisión, sino en estudios técnico-económicos que permitan definir las actividades y recursos necesarios para la prestación eficiente del servicio. En tal sentido, si TRANSMANTARO considera pertinente modificar la metodología empleada para la determinación de COyM, es imprescindible que presente el estudio técnico-económico que justifique su petición.

38.3 Costo de Asesoría Técnica

Asimismo, el COES-SINAC propone adicionar, al COyM fijado para TRANSMANTARO, el costo relacionado con la asesoría técnica del Operador Estratégico del titular de transmisión (HydroQuebec Internacional), según se indica para “(..) mantener los mismos estándares de excelencia de nuestro Operador Estratégico.”

Al respecto, debe señalarse que al igual que en el caso anterior, no corresponde adicionar este rubro que ya fue contemplado como parte de los costos de gestión. En efecto, se ha considerado un asesoramiento técnico estándar, determinado acorde con los requerimientos necesarios para una operación y mantenimiento eficiente de las instalaciones de transmisión. En este sentido, la propuesta del COES-SINAC estaría duplicando costos que fueron fijados en condiciones de eficiencia.

38.4 Inclusión de Impuestos

Con relación a los impuestos a la Transacciones Financieras (ITF) propuestos como parte del COYM, es preciso que el COES-SINAC justifique su inclusión en el cálculo de tarifas, teniendo en cuenta los convenios del beneficio de estabilidad tributaria que pudiera haber establecido el titular de transmisión con el Estado peruano.

38.5 Falta información de Sustento

Además de la presentación del Estudio Técnico Económico para el COyM, el titular de transmisión deberá presentar la siguiente información de sustento:

• La copia de las pólizas de seguros consideradas

• Detalle del costo de las licencias y canon por el uso de frecuencias de radio, justificando el número de radios y las funciones que cumplen

• Los estados financieros 2001, 2002 y 2003 (el último disponible), en su versión Histórica y Ajustada y Anexos siguientes:

o Balance,

o Estado de Ganancias y Pérdidas y



• Costo Combinado por Naturaleza - Destino y Destino –Naturaleza al nivel más desagregado.

39. OBSERVACIONES A LA PROPUESTA TÉCNICO-ECONÓMICA DEL COYM PRESENTADA POR EL CONSORCIO TRANSMANATRO

A solicitud de OSINERG, TRANSMANTARO ha alcanzado el estudio “Informe de Costos de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión“. Al respecto, en caso que el COES-SINAC haga suyo, como parte del ESTUDIO, el contenido de dicho informe, deberá absolver las observaciones que se indican a continuación:

39.1 Duplicidad de Recursos en Actividades de Mantenimiento de Líneas de Transmisión

Se debe revisar la definición de las actividades de mantenimiento de las líneas de transmisión. Varias de estas actividades son similares o pueden ser consideradas como tareas de una actividad más general, duplicando así innecesariamente los recursos de Mano de Obra, Equipos y Herramientas. Así mismo, se incluyen actividades que no corresponden a prácticas normales y no son económicamente eficientes, pudiendo ser reemplazadas por actividades equivalentes.

Por ejemplo:

• En los Cuadros B-3 (1) al B-7 se mencionan a siete (7) tipos de Inspecciones: Inspección Ligera en general, Inspección Minuciosa, Inspección Nocturna, Inspección con Helicóptero, Inspección de aisladores poliméricos del separador de fases, Inspección de franja de servidumbre de Centros poblados. Muchas de estas actividades pueden agruparse y disminuir el costo total.

• Igualmente ocurre con otras actividades como la intervención a la Puesta a Tierra, donde se considera siete (07) actividades: La Reposición de la PAT, Soldado de la PAT, Ajuste de grapas bifilares de conexión de la torre y PAT, Mantenimiento de la PAT, Medición de la PAT, Medición de tensión de Paso y Toque y Medición de la resistividad del terreno. Al igual que el punto anterior, se deberían reagrupar estas actividades y evitar la duplicidad de los recursos.

• Así mismo, para la medición con el uso de termografía y distribución del potencial se ha considerado cuatro (04) actividades: Medición de termografía en ensambles de las cadenas, Medición en los separadores, Medición en los empalmes del conductor, que pueden agruparse en una sola actividad. La idea de agruparlas es para utilizar los recursos necesarios de manera más eficiente.



• Se debe revisar la frecuencia de las actividades. Por ejemplo, la medición de la distribución del potencial es una actividad de comprobación del aislante durante los años de operación de la línea. Esto normalmente debe verificarse a los 5 o 6 años de operación en terrenos cercanos a la costa.

39.2 Actividades de mantenimiento de líneas de transmisión

Las actividades de mantenimiento propuestas consideran recursos innecesarios para el tipo de actividad, por ejemplo, en las inspecciones oculares han considerado el TIRFOR de 1,5 Ton, que resulta necesario sólo para intervenciones en la línea. Igualmente se considera Teodolito que es un equipo para construcción o reparación de línea.

39.3 Sustento de la información de mantenimiento

La propuesta debe sustentarse con información del mantenimiento real, para lo cual debe proporcionar la siguiente información:

• Ejecución anual del programa de mantenimiento, indicando fechas de ejecución, duración y si se efectuó con o sin salida de servicio.

• Relación de ordenes de trabajo de mantenimiento efectuados.

• Relación de autorizaciones de viáticos.

• Muestra aleatoria de órdenes de trabajo, incluyendo órdenes de salida de almacén, autorizaciones de desplazamientos y viáticos, la cual podría ser solicitada posteriormente por el OSINERG, sobre la base de las relaciones presentadas.

• Contratos por el uso de helicóptero, equipos de medición y vehículos.

• Información de las planillas de personal.

Estos documentos permitirán evaluar:

• Los recursos empleados.

• El monto considerado en los viáticos.

• Los sueldos del personal de mantenimiento.

• La duración de la actividad.

• Las actividades realizadas y sus frecuencias.

• La duración de las actividades.



39.4 Observaciones generales a las actividades de mantenimiento de telecomunicaciones

• Se deben clasificar las actividades de mantenimiento de telecomunicaciones en los tipos estándares de mantenimiento (predictivo, preventivo, correctivo).

• Se debe revisar la asignación de materiales (repuestos) para las actividades. En muchas de ellas se ha detectado una sobre asignación, o se ha considerado un elevado porcentaje de actividades correspondiente a mantenimiento correctivo, que no corresponde a la ejecución de un programa de mantenimiento eficiente.

• Se debe revisar los costos de personal. Los montos propuestos superan a los de mercado. Por ejemplo, el Ing. Responsable de mantenimiento es remunerado con 131 US$/día. Así mismo, no se hace distinción entre viáticos para profesionales y técnicos, asignándose en forma general viáticos de US$ 20 por persona, monto que resulta excesivo considerando la zona de trabajo.

• Se debe revisar la correspondencia de los datos. Por ejemplo, en la valorización del mantenimiento por repetidora del Cuadro B-13 T se asigna un monto por Asesoría y Soporte Técnico de 2425 US$/año, valor que no está claramente sustentado en la hoja de cálculo pues hace referencia a una celda oculta. Así, con estos costos, por asesoría se tendría un valor de US$ 29,100: Sin embargo, se observa que por este concepto, en la hoja “Datos” de la hoja electrónica “Costo Mantenimiento TELECOM (enero 2004).xls se le asigna un costo de US$ 2000.

• Se debe revisar el costo de transporte, debido a que no se efectúa una programación adecuada del mismo, lo que origina por ejemplo que se programen actividades en la zona Socabaya–Andahuaylas–Socabaya y también Socabaya–Ayacucho–Socabaya, pudiendo resultar más eficiente programar un recorrido Socabaya–Andahuaylas–Ayacucho–Socabaya. Asimismo, se observa que al haber considerado muchas tareas como actividades se duplica innecesariamente el costo de la movilidad.

• Se debe revisar el costo de la camioneta, por resultar elevado en comparación a precios de mercado. Asimismo, para una mejor revisión, se deberá especificar los conceptos que conforman dichos costos.

• Se debe revisar las frecuencias de las actividades y se debe considerar sólo el gasto en la fecha prevista de ejecución.



39.5 Actividades de Mantenimiento de telecomunicaciones

Al no estar diferenciadas las actividades de mantenimiento de telecomunicaciones, por tipo de mantenimiento, se han asignado recursos innecesarios, elevando así los costos de mantenimiento. En este sentido, la empresa deberá sustentar esta asignación de recursos con las respectivas órdenes de salida de almacén.

39.6 Sustento de las actividades de mantenimiento de telecomunicaciones

A fin de evaluar las actividades, sus frecuencias y costos propuestos, el titular de transmisión deberá proporcionar la siguiente información, con relación al mantenimiento real de telecomunicaciones:

• Relación de equipos que conforman su sistema de telecomunicaciones (justificando posibles redundancias como mantener paneles solares y grupos electrógenos en una misma estación repetidora).

• Ejecución anual del programa de mantenimiento.

• Relación de ordenes de trabajo de mantenimiento efectuadas.

• Relación de autorizaciones de viáticos.

• Muestra aleatoria de órdenes de trabajo, incluyendo órdenes de salida de almacén, autorizaciones de viáticos, la cual podrá ser solicitada posteriormente por el OSINERG, sobre la base de las relaciones presentadas.

• Contratos por el uso de helicóptero, equipos de medición y vehículos.

• Información de la planillas de personal.

Estos documentos permitirán al OSINERG evaluar:

• Los recursos que emplean y sus costos.

• El monto considerado en los viáticos.

• Los sueldos del personal de mantenimiento.

• La duración de la actividad.

• Las actividades realizadas y sus frecuencias anuales.

• Los elementos retirados del almacén y utilizados en la actividad.



39.7 Asignación de personal para las Actividades de mantenimiento de centro de control

De acuerdo con el personal asignado a la operación del centro de control, de subestaciones y al mantenimiento del centro de control y telecomunicaciones, existen excesos en la asignación de personal para el mantenimiento, por ejemplo se observa que las actividades de mantenimiento del centro de control sería ejecutado por un ingeniero de protección y automatismo y un técnico con lo que no se justificaría la participación de un ingeniero de patio de llaves.

Asimismo, la operación del centro de control estaría siendo ejecutado por el Ing. de Operaciones y 4 supervisores, uno de los cuales sería el reemplazo en los meses de vacaciones. La operación de las subestaciones debería ser efectuado solo por tres operadores pudiendo, en la subestación Mantaro, ser menos dado que sólo tienen a cargo dos celdas de salida de líneas.

39.8 Gastos asignados a las Actividades de mantenimiento de centro de control

Se deberá sustentar los gastos efectuados de servicios de teléfono y movilidad para el mantenimiento del centro de control, pues los valores propuestos resultan elevados para esta actividad. Asimismo, el costo de mantenimiento del vehículo asignado a la operación del centro de control resulta también elevado.

39.9 Gastos de movilidad de centro de control

Existe incongruencia en el costo de movilidad del centro de control (dotado con mayor personal e igual número de turnos) con relación al costo por movilidad de los operadores de la subestación (dotado con menor número de personas). Al respecto, se debe señalar que un gasto eficiente de movilidad debe considerar únicamente un solo costo ya que el acceso a las instalaciones es el mismo. Además, a fin de evitar duplicidad de costos, deberá verificarse que los costos indicados no se hayan incluido en gastos de gestión.

39.10 Costo de camioneta asignado al centro de control

Se deberá sustentar los costos de camioneta asignados al centro de control y a la operación de las subestaciones Socabaya, Cotaruse y Mantaro, puesto que en el texto se señala que sólo el centro de control y la subestación Cotaruse deberían contar con una camioneta.



39.11 Equipos y herramientas para la operación de subestaciones

Se observa un exceso, tanto en herramientas y equipos (computadoras e impresoras, maletas de herramientas, cámara digital, etc.) como en materiales y repuestos para la operación de subestaciones. Debe tenerse en cuenta que el COyM estándar debe corresponder a costos eficientes de operación y mantenimiento y no a un inventario de equipos de la empresa. Además, deberá tenerse presente que en las actividades de operación no se consideran las actividades de mantenimiento.

Asimismo, no se deben duplicar los costos ya considerados en el rubro de gestión.

39.12 Observaciones generales a los costos de gestión

• Se debe presentar la información de detalle que sustente los costos de gestión propuestos. En los archivos magnéticos existen hojas de cálculo a las cuales no se puede acceder por estar protegidos con contraseñas (“passwords”) no proporcionados.

• Se debe revisar los costos de personal y verificar que no exista duplicidad entre los costos del personal de operación y mantenimiento y los costos de mano de obra considerados en los análisis de costos unitarios de las actividades de mantenimiento y operación.

39.13 Costos de gestión

Se debe revisar los costos de gestión que resultan, en términos relativos, mayores a empresas similares del sector eléctrico. Así, el monto propuesto por TRANSMANTARO, comparado con los gastos estándar de gestión para una empresa de transmisión de su envergadura resulta en 30% mayor; y si se tiene en cuenta que dichos gastos estándar incluyen los aportes a los organismos de control entonces la diferencia es un porcentaje mucho mayor.

39.14 Sustento de los costos de gestión

A fin de evaluar los costos de gestión propuestos, se deberá proporcionar la información contable histórica y ajustada de los ejercicios 2001 y 2002 siguientes:

• Balance General .

• Estado de Ganancias y Pérdidas por Naturaleza y Destino.

• Costos combinados por Naturaleza (7 dígitos)–Destino y Destino–Naturaleza.



39.15 Costos de seguros:

No existe coherencia en los valores del costo de seguros presentados en el Anexo Nº 6, donde se indica como prima del seguro de incendio Nº 504520 el monto de US$ 610,500 (S/. 2’106,225); sin embargo, en la póliza del seguro presentada figura una prima de US$ 737,392.42 (página Nº 1848 del estudio).

39.16 Observaciones a los costos de seguridad:

• Los costos de vigilancia de líneas de transmisión y sistemas de comunicaciones son consideradas como no estándares, razón por la cual deberá excluirse en el cálculo de costos asignados a la seguridad. En caso que el titular de transmisión proponga su inclusión, deberá presentar el sustento respectivo para su evaluación.

• Los costos correspondientes a transporte de personal, luz, agua y limpieza de la subestación no pueden ser asignados como parte de los costos de seguridad, puesto que ellos son considerados como parte de los gastos de gestión. En tal sentido, se estarían duplicando estos gastos.

39.17 Anualidad de los Capitales Inmovilizados

La Anualidad de Capitales Inmovilizados, considerada como un rubro adicional a los costos de operación y mantenimiento, no es coherente con la metodología de cálculo del COyM, correspondiendo mas bien a una interpretación particular del Contrato BOOT. En todo caso, se deberá presentar la justificación correspondiente teniendo en cuenta los siguientes aspectos:

• Primero, deberá demostrarse que los rubros considerados como capitales inmovilizados no corresponden a los costos de inversión. Para ello, TRANSMANTARO deberá presentar el sustento técnico y económico detallado por el que dichos rubros no forman parte de ella.

• En caso que dichos costos fueran parte del COyM, TRANSMANTARO deberá demostrar que el equipamiento considerado como capitales inmovilizados no ha sido considerado en los diversos rubros que conforman el COyM determinado aplicando la metodología estándar. Es decir, el titular de transmisión deberá justificar que no existe duplicidad de costos.

• Asimismo, deberá presentar el sustento de los costos empleados para efectuar la valorización de cada uno de estos rubros.



39.18 Costos de Asesoría Técnica

TRANSMANTARO propone adicionar al cálculo estándar del COyM, el costo relacionado con la asesoría técnica del Operador Estratégico del titular de transmisión (HydroQuebec Internacional), según indica para “(..) mantener los mismos estándares de excelencia de nuestro Operador Estratégico.”

Al respecto, dado que este rubro ya fue contemplado pro el OSINERG como parte de los costos de gestión, como un asesoramiento técnico estándar, determinado acorde con los requerimientos para la operación y mantenimiento eficientes de las instalaciones de transmisión, se deberá presentar el sustento debido para su inclusión

39.19 Impuesto a las Transacciones Financieras

Con relación a los impuestos a la Transacciones Financieras (ITF) propuestos como parte del COYM, es preciso que TRANSMANTARO justifique por un lado, su inclusión en el cálculo de tarifas, teniendo en cuenta los convenios del beneficio de estabilidad tributaria que pudiera haber establecido con el Estado peruano y por otro lado, deberá justificar la metodología de cálculo donde se considera una rotación equivalente a tres veces.

40. INGRESOS TARIFARIOS

El COES-SINAC presenta en el Cuadro N° 9.17 (folio 35 del ESTUDIO) el resumen de los ingresos tarifarios de energía y potencia. A fin de evaluar y analizar estos valores es necesario que se entregue las hojas de cálculo que sustentan los montos propuestos (en medio magnético u óptico). Asimismo, el OSINERG entiende que los valores contenidos en dicho cuadro son preliminares y que, en consecuencia, los definitivos serán aquellos valores que se determinen al final del proceso.

41. PEAJE POR CONEXIÓN

El COES-SINAC presenta en el Cuadro N° 9.18 (folio 36 del ESTUDIO), el resumen del cálculo del peaje por conexión unitario para el periodo mayo 2004 - abril 2005.

De acuerdo con las observaciones que se están presentando en los puntos 30 al 40, del presente informe, se deberá recalcular este valor en función de las modificaciones que se efectúen en los parámetros mencionados.

Asimismo, el COES-SINAC, ha variado sin justificación alguna el factor que se utiliza para determinar la máxima demanda proyectada a ser entregada a los clientes. En la regulación tarifaria de mayo de 2003 el valor utilizado fue de 0,9275 y en la actualidad el COES-SINAC está proponiendo 0,9231. Se requiere presentar el sustento completo de dicho valor, de lo contrario se procederá a mantener el valor utilizado en la regulación de mayo de 2003.



FÓRMULAS DE REAJUSTE

42. FÓRMULA DE REAJUSTE DE LOS PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA

En los folios 39 a 41 del ESTUDIO, el COES-SINAC ha presentado las fórmulas de reajuste para la energía y la potencia, incluyendo los coeficientes de los factores contenidos en dichas fórmulas.

Al respecto, el OSINERG entiende que los coeficientes determinados en ambas fórmulas de reajuste son preliminares y que, en consecuencia, los definitivos serán aquellos valores que se determinen al final de proceso.



III. AUDIENCIA PÚBLICA

De conformidad con los principios y normas derivadas de la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado, se adjunta en el Anexo A, la trascripción de las observaciones y/o comentarios expresados por los agentes del mercado e interesados que participaron en la Audiencia Pública llevada a cabo el 23 de enero de 2004, en la cual el COES-SINAC expuso el sustento técnico económico de su propuesta de Tarifas en Barra para la regulación tarifaria del período mayo - octubre 2004.

Las observaciones y/o comentarios mencionados deberán ser necesariamente absueltos por escrito por el COES-SINAC. En caso de no darse por absueltas estas observaciones, el OSINERG procederá a realizar los cálculos correspondientes.

Debe señalarse que las sugerencias derivadas de las citadas observaciones y/o comentarios expresados en la audiencia pública pueden, de considerarse pertinentes, ser tomadas en cuenta por el OSINERG a efectos de la fijación tarifaria en proceso de conformidad con lo dispuesto en la ley.



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PREGUNTAS FORMULADAS POR LOS ASISTENTES

1. Sr. William Postigo (Defensoría del Pueblo)

Por lo visto, no hay muchas preguntas, uno de los problemas, creo, con estas audiencias públicas, es que cada vez hay menos participación y en especial no se evidencia el objeto mismo de estas audiencias, que es una participación del ciudadano común. Lo que vemos mayormente son o funcionarios de las empresas, o funcionarios de OSINERG o del Estado o especialistas en el tema, pero el ciudadano común no participa en estas audiencias. Yo creo que en este tema hay todavía mucho trabajo de promoción por hacer por parte del OSINERG.

Yo, en realidad, tengo una pregunta un poco general y otra pregunta un poco específica. A mí me llama mucho la atención el hecho que en un país donde la tasa de inflación de los últimos 6 meses es aproximadamente 1%, haya una propuesta de incremento de tarifas en barra de 14%. Ya he hecho esta pregunta antes y por supuesto la respuesta ha sido, bueno es que el sistema, el modelo para la determinación de las tarifas no necesariamente toma en cuenta la inflación sino otro tipo de factores, como ya sabemos, la oferta y la demanda y a todo lo que se ha señalado.

En realidad la reflexión que me motiva de este tipo de respuestas es que entonces de repente el modelo es el que esta mal, de repente ese modelo hay que corregirlo. Ciertamente ahí hay algunos temas que para cualquier persona que no tiene el conocimiento tan detallado, resulta un poco difícil entender. Hay ciertos supuestos que valdría la pena discutir a un nivel más especializado; pero como cualquier ciudadano, lo que uno esperaría, es que si efectivamente se justifica un incremento de tarifas, este incremento tenga alguna relación con una variable de referencia que es la tasa de inflación; es decir, el ciudadano común esta observando que ningún precio en la economía sube tanto como subiría, si es que se acepta esta propuesta, y entonces, esto me lleva a una segunda pregunta: uno de los argumentos que se ha planteado para justificar este incremento de tarifas seria el tema de la interconexión con el Ecuador, pero como se sabe, el tema de la interconexión con el Ecuador, en realidad, no es un tema que todavía este regulado.

¿Qué es lo que se va a regular para que esa demanda adicional, que es lo que se espera que podamos exportar, qué es lo que se va a regular para que efectivamente esa demanda adicional repercuta en un incremento en la tarifa?



Voy a plantear la pregunta en términos muy sencillos ¿Cuál es la justificación para que en el momento que el Perú empiece a exportar energía al Ecuador y alguien haga negocio, alguien gane dinero?, o sea aquel que exporte energía al Ecuador va a ganar dinero. ¿Correcto? ¿Cuál es la razón para que el resto de los ciudadanos en el país, que usamos energía eléctrica, tengamos que pagarle más por esa energía solamente por el hecho que alguien esta ganando dinero exportando al Ecuador? Es decir, ¿Por qué vamos a tener los ciudadanos que pagarle más a todas las empresas de energía por el hecho de que alguien esta haciendo dinero? ¿Cuál es la justificación para ese tipo de regulación que implícitamente es la que se estaría proponiendo a través de este planteamiento del COES?

Ing. Jaime Guerra (COES SINAC)

Una primera pregunta que he registrado se refiere al incremento y la respuesta ya el señor Postigo mismo la ha delineado, él ha estado en las anteriores presentaciones del COES.

Nuestro modelo tarifario tiene una naturaleza de ser una simulación de la operación económica del sistema en un periodo de 48 meses, el modelo simula la oferta y la demanda y de ese resultado se extrae un precio de la energía.

Los índices económicos están incluidos de manera indirecta por intermedio de la proyección de la demanda. Entonces, nosotros recurrimos a una empresa como Apoyo para que nos dé una apreciación del incremento del PBI en los próximos años. Tomamos información del INEI respecto a la proyección del crecimiento de la población. De esa forma es que los índices macroeconómicos ingresan al proceso, pero una vez que se determina la proyección de la demanda, el resultado es un número que obedece a la expectativa del balance que va a ver en el mediano plazo entre la oferta y la demanda.

Lógicamente, esta detrás de este sistema de fijación de precios lo que precisamente señalaba el Ing. Dammert al inicio de la exposición. Se trata de dar señales económicas a los inversionistas para la expansión de la propia generación, entonces la señal económica se origina por el hecho que el modelo nos da el precio básico de la energía, que es el valor presente de los costos marginales que el modelo calcula en esos 48 meses. Si es que faltara generación, el modelo dará un marginal más alto, y en ese caso es una señal para que los inversionistas ya sea amplíen la capacidad de generación de sus propias centrales o venga alguien externo e invierta en una nueva planta. Lo que esta en juego en todo esto es la sostenibilidad económica y técnica del sistema interconectado nacional.



Este régimen tiene ya 10 años de existencia y fundamentalmente la operación ha sido exitosa, técnica y económicamente: no hemos experimentado apagones, el racionamiento no es un riesgo al cual están sometidos los usuarios en este momento, la hidrología frecuentemente nos trae sorpresas. Actualmente tenemos una situación hidrológica bastante crítica. El nivel de los embalses principales, o sea el Lago Junín que alimenta el Mantaro y las lagunas de Edegel, está notablemente bajo. En las lagunas de Edegel estamos un poco más de la mitad, cerca del 60% del nivel que teníamos el año pasado en esta misma época. En el lago Junín es peor la situación, el volumen embalsado ahora es el 30% de la capacidad máxima que la teníamos almacenada en Enero del año pasado. Esto que implica, la hidrología ahora tiene un comportamiento que tiende a ser seco. El inversionista que viene a poner su dinero en generación tiene obligatoriamente que evaluar sus riesgos; Si este año es un año seco, el costo total de generar va a ser muy alto y también el costo al cual va a intercambiar energía dentro del COES al conjunto de generadores.

Sin embargo el método de fijación tarifaria no toma en cuenta, en absoluto, la realidad del corto plazo de la hidrología. Toma un promedio de todas las series que tenemos de hidrología desde el año 1965.

Entonces, el ejemplo viene a esto, el inversionista tiene que estar dispuesto a invertir y recuperar su inversión en un periodo de mediano plazo y la señal económica tiene justamente que ser suficiente para que la expansión del sistema permita cubrir la demanda y ese ajuste entre oferta y demanda, es justamente lo que el modelo intenta identificar y su resultado es una señal económica para que esto opere.

Entonces la economía tiene una cierta lógica, se toma en cuenta los índices por intermedio de la presión de la demanda y el efecto, numéricamente el resultado, es el que estamos planteando para la presente fijación tarifaria.

La otra pregunta se refiere al tema de la interconexión con el Ecuador. En general la interconexión entre los sistemas tiene una lógica que se basa en el mejor aprovechamiento de recursos a nivel global. De la misma forma, de cómo se interconectó el sistema Sur al Centro Norte y que nos ha permitido aprovechar mejor los recursos de generación de todo el territorio nacional, eso expandido más allá de las fronteras nacionales, lleva una lógica en que todos ganan y, en coyunturas de corto plazo, es posible que los intercambios sean más en un sentido que en otro, eso depende de la economía. El costo marginal promedio en Ecuador está por encima de los 50 centavos de dólar, entonces tenemos un problema que si por una situación especial el costo de la energía es más alto en el Ecuador, conviene exportar energía, pero en un momento dado también puede revertirse la situación en lugar de ser una situación de exportar mas bien va a ser el neto, la energía neta se va a exportar. La situación de Perú y Ecuador puede invertirse, si por alguna razón no se invierte generación en el Perú y resultara más conveniente importar energía del Ecuador.



Entonces, el tema de muy largo plazo puede operar en ambas formas, pero lo que el COES sostiene respecto al tema de la demanda del Ecuador, es que la lógica de nuestro modelo obliga a tomar en cuenta todas las energías suministradas desde el sistema interconectado. Si es que esa energía suministrada o extraída del conjunto de generadores se le agrega una demanda, esa demanda tiene que ser tomada en cuenta independientemente si está ubicado dentro o fuera de la frontera del país, entonces este efecto, evidentemente, tiende a subir la tarifa.

Ahora lo que falta regular. En este momento el Ministerio está trabajando en el reglamento detallado que intentará definir normas precisas para el manejo técnico y económico de todo el negocio o todo el proceso de exportación e intercambio general de energía entre Perú y Ecuador.

Un aspecto que es importante regular es el sistema, como por ejemplo, como se van a manejar los costos asociados a transmisión, los peajes, el precio de la potencia y eventualmente la garantía de red principal, que ha partir de mayo va a ser más grande que el costo del sistema principal de transmisión. También falta tomar en cuenta, cómo se va a considerar la posible renta o de ingresos tarifarios asociados a las líneas entre los dos países, ese tema económico tiene que ser regulado y debe estar listo con una adecuada anticipación a la fecha de entrada en operación de la interconexión. Lamentablemente ese reglamento no esta y a juicio del COES sino esta esa reglamentación lista lo que nos queda es la norma que tenemos vigente y conforme a ello la lógica general conceptual del modelo.

Si hay demanda que va a ser cubierta por los generadores, entonces, tiene que estar incluida en el modelo, pero tiene que haber una consistencia entre el cálculo tarifario y las transacciones a corto plazo, o sea, el costo marginal al cual intercambian la energía los generadores en el COES. Tendríamos, para guardar esa coherencia, si es que físicamente la energía se exporta al Ecuador, eso va a obligar a un incremento en el marginal en el COES. Tiene que haber coherencia entre la forma de operación y los criterios para la fijación tarifaria, a juicio nuestro.

2. Sr. Walter Rosales Campos (Periodista de ONDA PC)

Era el tema del COES, se habla en el COES que ellos tienen que ver con el tema del mínimo costo, pero máximo precio, porque cada vez que tenemos que ver el tema de tarifas en barra siempre piden ustedes un máximo precio. Tal vez el regulador y el COES tendrían que hacer nuevos acuerdos u observar los lineamientos de la ley y los decretos supremos para de repente cambiar el concepto de mínimo costo por el de mínimo precio hacia el usuario, porque de esa manera ustedes van a tener que trabajar en función a los usuarios, o sea el interés de los usuarios que son los que pagan la energía eléctrica y evitarse, de esta manera, estar tratando de buscar los mínimos costos que de alguna manera siempre tratan cada año de subir los precios de la energía eléctrica.



El segundo punto es sobre otra actividad que tiene el COES, es sobre el Sistema Interconectado Nacional, no sé en que momento Ecuador pasó a ser parte del Perú o parte del Ecuador pasó a ser parte del Perú. No se qué guerra ganó el COES que pudo hacer este fenómeno y me parece muy interesante de que se pueda, de alguna manera, vender energía eléctrica hacia el otro país, pero creo que en ese sentido el COES tendría tal vez que reformarse y tener dentro de su reglamentación o parte de sus normas, o en todo caso, cambiar el Sistema Interconectado Nacional por el nombre de Sistema Interconectado Internacional.

Después, el otro tema que trató el Ing. Rossell cuando indicó sobre la presión tributaria. Bueno, no sé de qué presión tributaria puede hablar el COES si muchas de sus empresas tienen exoneraciones tributarias, la presión tributaria lo tenemos los usuarios y las empresas que de alguna manera tenemos que usar la energía eléctrica.

Otro punto es el estudio de Apoyo. Hemos hablado hace bastante tiempo sobre lo tendenciosos que son los estudios de Apoyo, entonces no sé, si revisan las anteriores audiencias públicas en donde se hablaban de los estudios de Apoyo y creo que está demás nuevamente conversar sobre los estudios de Apoyo. Tal vez podrían utilizar el estudio de otras empresas, de otras entidades que sean mucho más serias que Apoyo y menos tendenciosas.

Otro punto es al cual refirieron sobre el factor de cambio. Vamos a decir dentro de las fórmulas es muy importante porque el factor de cambio de moneda extranjera, sobre todo el dólar, incide mucho sobre el precio de la tarifa eléctrica. En este sentido, vemos que un BCR o el BCR que tenemos compra cada mes más de 200 millones de dólares con la plata de todos los peruanos y eso evita que el dólar caiga. El dólar, hoy en día, está en 3,45 gracias al BCR, entonces vamos a decir que los usuarios estamos a pérdida, porque si tenemos un BCR que va a comprar de esa manera esa cantidad de dinero, y ojo es un dinero traído de forma informal, o sea los dólares que compramos lo compramos informalmente, no sé de qué manera podemos defendernos sobre la cotización del dólar en el día.

Otro de los temas es sobre el gas de Camisea. Se hablaba del gas de Camisea que iba a estar más o menos en boca de pozo a cero punto noventa y tantos centavos de dólar, pero para cuestiones de exportación querían colocar este precio en 0,60 centavos de dólar. Entonces, yo digo, porqué no poner en 0,60 centavos de dólar para uso interno. No sé porqué tenemos que pagar 0,90 los peruanos y porqué tenemos que exportar hacia EEUU a 0,60. Creo que más bien podríamos utilizar los peruanos en boca de pozo en 0,60 centavos de dólar, que es más provechoso para los peruanos, y en ese sentido podríamos tener un mayor uso de energía eléctrica, aprovechando este precio menor y todo quedaría en el Perú y no tendríamos que estar exportando o subsidiando a países que tienen mucho mayores recursos y mayores ingresos como los que tiene EEUU con el tema de Irak.



Bueno, y otro punto es sobre el tema del público, siempre veo poco público, los medios no están acá y bueno de alguna manera indicarle al OSINERG que invierta en más medios, porque los medios son necesarios para que la gente pueda venir a estas audiencias públicas y no solamente invitar a la gente por medio de tarjetas o invitaciones, o correos que no hacen eco, sino que realmente la gente que tenga el interés de venir acá y conocer qué es lo que pasa con la tarifa eléctrica, de esta manera pueda asistir y estar presente acá y no tener este auditorio vacío.


Bien, hay un conjunto de comentarios muy extenso, yo pediría Ing. Arbe de Apoyo si pudiera dar la respuesta.

Ing. Arbe (Apoyo Consultoría – Consultor del COES-SINAC)

Muchas gracias, han habido muchas inquietudes, una primera inquietud era acerca de la presión tributaria. La presión tributaria es simplemente un supuesto que hemos incorporado, nosotros en Apoyo, en el modelo, como indicativo de qué es lo que se puede esperar en adelante, en cuanto a la situación fiscal, y es en base a lo que hemos estado viendo de parte del gobierno. En particular, para el 2004 ha habido 25 medidas respecto al impuesto a la renta. Hay también impuestos a las transacciones financieras y desde un par de años SUNAT esta implementando una serie de medidas administrativas para aumentar la presión tributaria. Sabemos que la intención del gobierno es de incrementar la presión tributaria de 12 o incluso de 11,5% del PBI, que estaba antes, a eventualmente 14% antes que finalice su mandato. Entonces, eso es simplemente un supuesto que nosotros hemos incorporado. No tiene demasiado peso en determinar, en realidad, las proyecciones que utiliza el COES en su modelo para determinar la demanda.

En cuanto a las estimaciones y proyecciones en sí de Apoyo, bueno, Apoyo Consultoría es una empresa que tiene 25 años y pensamos que tenemos un reconocimiento por parte de nuestros clientes de seriedad y tratamos de proporcionar nuestros estudios en la forma más seria posible. Ahora, la verdad es que si uno compara los estimados hacia delante de Apoyo con otras instituciones, todas las consultoras están partiendo en sus proyecciones y estimaciones de la misma información; entonces, si uno tiene el mismo punto de partida, normalmente los rangos de proyecciones no deben ser demasiado diferentes y probablemente si uno ve las proyecciones del PBI sectoriales y agregados hacia delante de otras instituciones, las diferencias no serian tan grandes como para impactar demasiado en los resultados del COES.



Finalmente, el tipo de cambio. La situación cambiaria del país ha sido muy estable, el tipo de cambio ha sido muy estable en los últimos 3 años, tenemos una situación de balance comercial bastante favorable hacia adelante y nosotros no vemos fuerzas que varíen demasiado esa estabilidad. Estamos estimando en 3,45. El año pasado, a principios del 2003, por ejemplo, muchos analistas pensaban que el 2003 iba a terminar con un tipo de cambio de 3,52 a 3,55 o 3,60. Terminó en 3,48 más o menos. Entonces, las mismas fuerzas que han hecho que el tipo de cambio se mantenga en ese rango, relativamente sólido, van a seguir actuando en el 2004; por eso, estamos viendo que el tipo de cambio se va a mantener bastante estable y con cierta fortaleza de hecho.


Hay dos referencias para los precios del Gas de Camisea: para el mercado interno y de exportación, en realidad no es el foro para atender. Muchas gracias.

3. Ing. Carlos Monforte (Minera Atacocha)

Lo acaba de decir el Ing. Guerra, lo del Gas de Camisea no es para este foro, después ha dicho el Ing. Guerra de que ellos, como es lógico, se tienen que basar en la normativa y ya vengo escuchando en varias audiencias el mismo argumento y también me parece muy loable que el representante de la Defensoría del Pueblo haga esas preguntas, pero más que una pregunta a la mesa es una reflexión. Si la Defensoría del Pueblo tiene capacidad para presentar proyectos para que se modifiquen las normas, ¿porqué hasta ahora no lo ha hecho? y, en todo caso, agradecería al Defensor del Pueblo que, por favor, lo que hemos propuesto aquí y lo que el crea que es afectación (como lo que ha dicho el ingeniero que se presento anteriormente hablando del tipo de cambio y esas cosas), que la Defensoría del Pueblo tome nota y haga las acciones correspondientes.

Porque, de acuerdo a lo que dice la mesa del COES, ellos de ninguna manera están obligados a decir, a no ser que sea su función (hasta donde yo entiendo, si el COES, si fuese su función y no lo hace), para que se modifique la norma y no considerar al Ecuador. Porque cualquiera que tiene empresa, es muy fácil, si yo exporto, qué fácil seria, entonces yo exporto y todos los peruanos me pagan a mi la inversión y eso no es así, o sea esta bien lo que dice el Ing. Guerra desde el punto de vista conceptual, porque la norma lo dice así, pero la razón no es esa. Cuando yo exporto, el riesgo es mío, el beneficio es para mí, estoy hablando desde el punto de vista empresarial, pero yo no les voy a decir a los señores que están acá que me paguen por la inversión que yo estoy haciendo. Entonces, si bien el COES tiene la razón, porqué tiene que ser el procedimiento. Yo le pido al Defensor del Pueblo que use sus recursos para que lo que escuche en estas audiencias lo transmita a sus superiores y el Defensor del Pueblo, como debería ser, debería plantear eso a las instancias correspondientes.



4. Anónimo (se identificó como poblador de Yauyos)

Simplemente tengo una inquietud. En el sector típico 4, sector rural, el costo unitario de la energía eléctrica es mucho más alto en contradicción con la economía de la población y según lo que me podrían explicar aquí ¿Lo determina solamente el costo del peaje de transmisión o distribución o hay algún otro comentario que nos puedan dar?


El modelo tarifario, que es multinodal, establece precios de barra en determinadas barras que han sido establecidas por el regulador OSINERG-GART. El precio que realmente se va a cobrar al usuario final debe añadirse el valor agregado de distribución, que es distinto según que tipo de distribución se tenga, eso no esta en función de la geografía del país sino al tipo de instalación de distribución que se requieren para llegar hasta los usuarios y hay una especificación tarifaria según sectores típicos. Los detalles correspondientes a esa parte no son materia de análisis ni propuesta del COES, sino más bien directamente es un tema del regulador.

5. Sr. Roy Costilla (Defensoría del Pueblo)

Buenos días a todos, quería hacer una consulta con relación al programa de obras, quería preguntar directamente a los señores del COES, el porqué del retraso de las obras del Proyecto Yuncán. En un principio estaban programadas para entrar en Octubre de 2005 y ahora están entrando en Julio de 2006. Entonces, qué nuevos elementos ha habido en el informe del consultor para poder considerar este retraso en la entrada del proyecto de Yuncán.


Pediría al Ing. Bustamante que nos ayude con esta respuesta.

Ing. Jorge Bustamante (Consultor del COES SINAC)

Buen día, el informe que hemos elaborado esta vez no difiere mucho de la vez pasada. La diferencia principal que ha habido en las obras de Yuncán es que en Noviembre del año pasado hubo un derrumbe en el túnel principal de conducción, derrumbe que hasta la fecha no se resuelve, es del orden de 3 meses. Hablé la semana pasada con obras y seguía igual. Aparentemente no hay un avance en el túnel principal, que es la ruta critica del proyecto, a pesar de eso, en el informe nuestro, recomendamos mantener las fechas de la vez pasada que eran octubre primera etapa, diciembre segunda etapa y febrero tercera etapa.



La experiencia que tenemos en el país de derrumbes de ese tipo de túneles es muy variada. En Yanango y Chimay hubieron derrumbes que se superaron, derrumbes que se produjeron ya cuando la central estaba funcionando los primeros días, las primeras semanas y tardaron en pasar aproximadamente dos meses cada uno de ellos. Un túnel parecido a este, en construcción, fue el derrumbe del Mantaro que tardó un año en repararse; entonces nosotros en la previsión que hemos hecho, hemos estimado que ese derrumbe se va a tardar, pasado el derrumbe y terminar de excavar el túnel ocho meses, es un término intermedio entre las experiencias anteriores.

Lo que proponía el OSINERG, era que entraba en julio del 2005, lo cual es muy optimista. A pesar de eso, el COES ha decidido poner una fecha más conservadora, que es julio de 2006, porque el contrato que ha propuesto PROINVERSION a los posibles privados que entren a manejar este proyecto se da un margen de un año entre el 2005 al 2006 como fecha en el cual tienen el derecho de poder colocar en funcionamiento a la central; o sea, el que va a comprar la central no tiene derecho a reclamar durante ese año.

Entonces con la experiencia que se tiene de Yuncán, que debió haber entrado en operación en el 2002, estamos comenzando el 2004 y la obra sigue con retrasos y con problemas. Lo que ha optado el COES es posponer la fecha mas conservadora, pero evidentemente tampoco puede entrar en julio del 2005, es un término intermedio. Yo no podría precisar que día va a entrar. Sabemos que no va a entrar en julio 2005, como dice OSINERG, mi posición es que va en un punto intermedio 2005 y 2006 y, el COES ha optado por ser más conservador en base a la experiencia larga que se tiene con este proyecto.



AAnneexxoo BB

CCuuaaddrroo CCoommppaarraattiivvoo ddee PPaarráámmeettrrooss ddee EEqquuiippooss ddee TTrraannssmmiissiióónn yy TTrraannssffoorrmmaacciióónn



Diferencias de Parámetros de Líneas Empleados en las Regulación Mayo 2003 y la Propuesta COES Mayo 2004 Línea Mayo 2003 Mayo 2004

Barra Salida Barra Llegada MVA Long (Km)

r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

MVA Long (Km)

r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

SNICO60 MARC60 42,0 14,9 0,060 0,434 0,000 10,851 42,0 14,9 0,076 0,432 0,000 10,830 SNICO60 MARC60 42,0 14,9 0,060 0,434 0,000 10,851 42,0 14,9 0,076 0,432 0,000 10,830 HVELI220 IND220 152,0 180,8 0,061 0,530 0,000 8,800 152,4 180,8 0,061 0,530 0,000 8,800 MOYOP60 BAL60 46,8 46,3 0,105 0,439 0,000 9,708 46,8 46,3 0,105 0,439 0,000 9,681

BAL60 SALAM60 50,8 4,5 0,105 0,439 0,000 9,682 46,8 4,5 0,105 0,439 0,000 9,747 CALLA220 CALL220 381,1 0,6 0,075 0,500 0,000 8,913 429,8 0,6 0,075 0,501 0,000 8,882 CALLA220 CHAVA220 228,6 55,4 0,075 0,500 0,000 8,913 339,9 55,4 0,074 0,497 0,000 8,934 SJNLS220 ROSA220 228,6 26,3 0,072 0,492 0,000 8,821 228,6 26,3 0,073 0,492 0,000 8,823 HUIN220 ROSA220 342,5 62,0 0,070 0,500 0,000 8,859 342,9 62,0 0,074 0,502 0,000 8,826 HUIN220 ROSA220 342,5 62,0 0,070 0,500 0,000 8,859 342,9 62,0 0,074 0,502 0,000 8,826 ZAPA220 VENT220 152,0 18,0 0,088 0,495 0,000 8,987 228,6 18,0 0,084 0,533 0,000 8,988 ROSA220 CHAVA220 228,0 8,3 0,073 0,498 0,000 8,925 228,6 8,4 0,073 0,498 0,000 8,926 ROSA220 CHAVA220 228,0 8,3 0,073 0,498 0,000 8,925 228,6 8,4 0,073 0,498 0,000 8,926

POMAC220 SJNLS220 152,0 113,5 0,061 0,490 0,000 8,799 152,4 113,5 0,061 0,490 0,000 8,799 POMAC220 SJNLS220 152,0 113,5 0,061 0,490 0,000 8,799 152,4 113,5 0,061 0,490 0,000 8,799 ZAPA220 VENT220 152,0 18,0 0,088 0,495 0,000 8,987 228,6 18,0 0,084 0,533 0,000 8,988 CARMI220 PACHA220 152,0 195,1 0,060 0,502 0,000 8,999 152,4 195,1 0,060 0,502 0,000 8,999 CARMI220 PACHA220 152,0 195,1 0,060 0,502 0,000 8,999 152,4 195,1 0,060 0,502 0,000 8,999 CARMI220 POMAC220 304,0 192,3 0,061 0,510 0,000 8,999 152,4 192,3 0,061 0,510 0,000 8,753 CARMI220 POMAC220 304,0 192,3 0,061 0,510 0,000 8,999 152,4 192,3 0,061 0,510 0,000 8,753 PACHA220 POMAC220 152,0 13,5 0,060 0,500 0,000 8,799 152,4 13,5 0,060 0,500 0,000 8,799 CALLB60 MOYOP60 56,1 12,9 0,149 0,256 0,000 17,100 56,1 12,9 0,149 0,256 0,000 17,078 SJNLS220 BAL220 228,6 9,8 0,074 0,480 0,000 9,098 228,6 9,8 0,073 0,503 0,000 8,792 SJNLS220 BAL220 228,6 9,8 0,074 0,480 0,000 9,098 228,6 9,8 0,073 0,503 0,000 8,792 SJNLS220 ROSA220 228,6 26,3 0,072 0,492 0,000 8,821 228,6 26,3 0,073 0,492 0,000 8,823 CHAVA220 VENT220 152,0 11,1 0,087 0,497 0,000 8,789 152,4 11,1 0,087 0,497 0,000 8,790 CHAVA220 VENT220 152,0 11,1 0,087 0,497 0,000 8,789 152,4 11,1 0,087 0,497 0,000 8,790 CHAVA220 VENT220 152,0 11,1 0,087 0,497 0,000 8,789 152,4 11,1 0,087 0,497 0,000 8,790 CAHUA138 PARAM138 47,8 63,0 0,306 0,493 0,000 8,913 47,8 63,4 0,287 0,516 0,000 8,547





r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

MVA Long (Km)

r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

CAHUA138 PARAM138 47,8 63,0 0,306 0,493 0,000 8,913 47,8 63,4 0,287 0,516 0,000 8,547 PANU138 PARAM138 84,6 9,4 0,249 0,525 0,000 8,337 84,6 9,4 0,264 0,520 0,000 8,419 SETNOR1 CAO138 30,0 26,8 0,146 0,480 0,000 8,999 60,1 26,8 0,186 0,480 0,000 8,997 TRUS138 PORV138 70,0 5,4 0,294 0,480 0,000 8,999 70,1 5,4 0,294 0,480 0,000 9,004 CPACA60 SEGUA60 41,6 17,0 0,080 0,410 0,000 11,512 41,6 17,0 0,080 0,410 0,000 11,529 TALA_220 SEPO220 133,3 103,8 0,071 0,500 0,472 8,868 152,4 103,8 0,071 0,500 0,472 8,868 SETNOR1 PORV138 90,0 11,6 0,146 0,480 0,000 8,999 90,1 11,6 0,186 0,480 0,000 9,005 SEGUA60 GALL_60 50,0 30,4 0,156 0,488 0,000 8,936 50,1 30,4 0,157 0,488 0,000 8,944 HCHO220 PANU220 152,0 55,6 0,090 0,500 1,255 8,999 152,4 55,6 0,090 0,500 1,255 8,999 YANA220 CHIMA220 200,1 40,0 0,050 0,520 0,000 8,806 200,1 40,0 0,050 0,520 0,000 8,807 CALLA220 REFZN220 228,6 36,4 0,075 0,500 0,000 8,913 339,9 36,4 0,074 0,497 0,000 8,934 CHAVA220 REFZN220 228,6 21,4 0,075 0,500 0,000 8,913 339,9 21,4 0,074 0,497 0,000 8,935 HUACH60 SCLAR60 41,0 8,7 0,143 0,438 0,000 9,523 41,0 8,1 0,143 0,438 0,000 9,552 SCLAR60 NANA 41,0 8,7 0,125 0,434 0,000 10,101 41,0 11,4 0,125 0,434 0,000 10,101 TMAR220 VIZC220 190,5 173,7 0,058 0,505 0,000 8,806 190,5 173,7 0,058 0,505 0,000 8,807 AGUA220 TMAR220 190,5 73,3 0,058 0,505 0,000 8,780 190,5 73,3 0,057 0,505 0,000 8,780 VIZC220 ANTA220 190,5 52,1 0,058 0,510 0,000 8,681 190,5 52,1 0,058 0,510 0,000 8,682 EXCEL50 PARAG50 42,3 1,2 0,171 0,486 0,000 8,973 42,3 1,2 0,185 0,418 0,000 10,385

PARAG138 PARAGII 137,4 1,6 0,145 0,489 0,000 9,005 117,0 1,6 0,145 0,488 0,000 8,992 ONU138 CARIPA 116,9 20,5 0,145 0,489 0,000 9,005 117,0 20,5 0,145 0,489 0,000 9,009 YUNCAN CARHU138 143,4 53,2 0,055 0,509 0,000 8,660 245,0 53,2 0,055 0,509 0,000 8,658 YAUP138 YUNCAN 143,4 14,0 0,091 0,491 0,000 9,042 176,0 14,0 0,091 0,491 0,000 9,044

PACHYO69 CHUMP69 52,3 63,9 0,171 0,481 0,000 9,113 44,6 63,9 0,171 0,481 0,000 9,117 ONU69 PACHYO69 52,3 37,8 0,171 0,481 0,000 9,113 44,6 37,8 0,171 0,480 0,000 9,109 HUANU TMAR138 45,0 89,4 0,166 0,503 0,059 8,639 44,9 89,4 0,166 0,503 0,059 8,639

CARAZ66 CARHZ66 12,1 32,4 0,494 0,440 0,000 8,633 26,2 32,4 0,494 0,440 0,000 8,627 CARHZ66 HUARZ66 12,1 29,2 0,494 0,440 0,000 8,633 26,2 29,2 0,494 0,440 0,000 8,634 INCA138 ABAN138 17,9 95,6 0,138 0,506 0,000 8,900 75,1 95,6 0,138 0,506 0,000 8,901 SANT138 SOCA138 135,0 20,7 0,157 0,528 0,000 8,900 133,9 20,7 0,157 0,528 0,000 8,902





r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

MVA Long (Km)

r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

SOCA138 CVER138 71,7 10,8 0,157 0,528 0,000 8,900 133,9 10,8 0,157 0,528 0,000 8,899 ARIC266 ARIC166 25,0 5,6 0,252 0,460 0,000 9,655 25,0 5,6 0,252 0,460 0,000 9,678 ARIC266 TOMA66 25,0 58,3 0,252 0,460 0,000 9,655 25,0 58,3 0,252 0,460 0,000 9,651 ARIC166 SARI66 25,0 0,3 0,252 0,460 0,000 9,655 25,0 0,3 0,251 0,460 0,000 10,149 CALAN66 TACPI66 25,0 4,0 0,252 0,460 0,000 9,655 25,0 4,0 0,252 0,460 0,000 9,591 ILO138E SPCC138 60,0 14,3 0,134 0,490 0,000 9,507 60,0 14,3 0,134 0,498 0,000 9,312 RILO138 SPCC138 60,0 9,4 0,129 0,495 0,000 8,877 60,0 9,8 0,134 0,516 0,000 8,873

TOQEP138 MILLS138 70,0 0,5 0,120 0,506 0,000 8,900 60,0 0,5 0,118 0,507 0,000 8,914 ARIC138 TOQEP138 70,0 35,5 0,120 0,506 0,000 8,900 75,1 35,5 0,120 0,506 0,000 8,899 SOCA138 CVER138 71,7 10,8 0,157 0,528 0,000 8,900 133,9 10,8 0,157 0,528 0,000 8,899 SANT138 DJES138 135,0 10,7 0,157 0,528 0,000 8,900 133,9 10,7 0,157 0,528 0,000 8,904 DJES138 SOCA138 135,0 10,0 0,157 0,528 0,000 8,900 133,9 10,0 0,157 0,528 0,000 8,900 INCA138 DOLOR138 62,4 13,5 0,157 0,501 0,000 8,749 93,2 13,5 0,157 0,501 0,000 8,749 QUEN138 COMBA138 80,0 87,5 0,158 0,508 0,000 8,900 75,1 87,5 0,158 0,508 0,000 8,900

COMBA138 TINTA138 80,0 101,1 0,158 0,508 0,000 8,900 75,1 101,1 0,158 0,508 0,000 8,899 TINTA138 AYAVI138 70,0 82,5 0,136 0,503 0,000 9,000 75,1 82,5 0,136 0,503 0,000 9,000 SGAB138 AZANG138 92,0 159,3 0,111 0,503 0,000 8,999 92,0 159,3 0,111 0,503 0,000 8,998 MON138 TOQEP138 90,0 38,7 0,148 0,508 0,000 8,753 99,9 38,7 0,144 0,534 0,000 8,314 MON138 BOTI138 196,0 30,8 0,076 0,480 0,000 9,188 196,0 30,8 0,072 0,477 0,000 9,188 TACNA66 TACPI66 25,0 7,2 0,252 0,460 0,000 9,655 25,0 7,2 0,252 0,460 0,000 9,642 MILLS138 QHON138 60,0 28,0 0,134 0,491 0,000 9,507 60,0 28,0 0,134 0,491 0,000 9,508 MILLS138 PUSHB138 60,0 5,0 0,122 0,491 0,000 9,411 60,0 5,0 0,122 0,491 0,000 9,499

PUSHB138 BOTI138 60,0 27,0 0,122 0,491 0,000 8,900 60,0 27,0 0,122 0,491 0,000 8,901 COMB66 SICU66 15,0 28,7 0,252 0,536 0,000 8,793 20,0 28,7 0,252 0,536 0,000 8,784 MACH138 CAELP138 62,4 78,5 0,157 0,501 0,000 8,749 122,4 75,6 0,146 0,520 0,000 8,401 TINTA138 CALLA138 35,0 60,0 0,166 0,516 0,000 8,490 106,4 96,3 0,112 0,510 0,000 9,001 CALLA138 SANT138 90,0 89,6 0,097 0,510 0,000 9,000 106,4 83,4 0,097 0,510 0,000 9,000 QUEN138 CAELP138 75,0 23,7 0,146 0,520 0,000 8,401 75,0 23,7 0,146 0,520 0,000 8,398 JULIA138 PUNO138 70,0 45,0 0,112 0,503 0,000 9,000 166,1 37,0 0,112 0,503 0,000 8,899





r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

MVA Long (Km)

r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

COBRI_69 COBR69 35,9 57,4 0,121 0,450 0,000 9,623 58,0 57,4 0,121 0,450 0,000 9,765 INCA138 MACH138 62,4 75,6 0,157 0,501 0,000 8,749 93,2 78,5 0,157 0,501 0,000 8,749 MON138 BOTI138 196,0 30,8 0,076 0,480 0,000 9,188 159,9 32,5 0,072 0,477 0,000 9,188 MON138 SPCC138 130,0 56,6 0,078 0,498 0,000 8,777 130,0 58,5 0,072 0,498 0,000 8,776 TACNA66 YARA66 15,0 27,3 0,252 0,460 0,000 9,655 13,7 27,3 0,252 0,460 0,000 9,658 TMAR138 AUCA138 45,0 44,4 0,139 0,518 0,000 8,647 44,9 44,4 0,139 0,518 0,000 8,648 AUCA138 TOCA138 45,0 109,9 0,135 0,510 0,000 8,647 44,9 109,9 0,135 0,510 0,000 8,648 SRAF138 AZANG138 92,0 89,3 0,111 0,503 0,000 8,999 92,0 89,3 0,111 0,503 0,000 8,998

SETNO220 CAJA220 150,0 137,0 0,055 0,493 0,000 8,806 247,7 137,0 0,055 0,493 0,000 8,806 QUELL220 PUN220 152,4 136,6 0,046 0,510 0,000 9,220 149,8 33,5 0,057 0,506 0,000 8,709 TACNA66 HERO66 25,0 6,1 0,252 0,460 0,000 9,655 25,0 6,1 0,252 0,460 0,000 9,683 TOMA66 HERO66 25,0 29,3 0,252 0,460 0,000 9,655 25,0 29,3 0,252 0,460 0,000 9,664

SETNOR1 CAO138 30,0 26,8 0,146 0,480 0,000 8,999 60,1 26,8 0,186 0,480 0,000 8,997 CVER138 REPA138 80,0 23,0 0,148 0,528 0,000 8,939 93,0 23,0 0,148 0,528 0,000 8,939 REPA138 MOLL138 80,0 64,0 0,148 0,528 0,000 8,939 80,1 64,0 0,148 0,528 0,000 8,938

SETNO220 SEGUA220 152,0 103,2 0,093 0,533 0,186 8,950 152,4 103,2 0,093 0,533 0,186 8,949 CHIM220 SETNO220 152,0 134,0 0,067 0,480 0,353 9,000 152,4 134,0 0,067 0,480 0,353 8,999

SROSLZ60 HUACH60 56,1 12,7 0,110 0,430 0,000 12,573 40,5 11,6 0,171 0,430 0,000 10,045 CALLB60 HUACH60 40,5 40,8 0,155 0,455 0,000 10,398 40,5 40,8 0,155 0,455 0,000 10,402 HUACH60 SANIT60 31,2 8,2 0,120 0,390 0,000 8,939 31,2 8,5 0,170 0,470 0,000 10,056 CARIPA COND138 116,9 12,0 0,145 0,489 0,000 9,005 116,9 12,0 0,144 0,489 0,000 9,007

SEGUA60 GALL_60 50,0 30,4 0,156 0,488 0,000 8,936 50,1 30,4 0,157 0,488 0,000 8,944 MILLS138 LIXI138 60,0 1,8 0,129 0,495 0,000 8,877 164,9 1,8 0,116 0,486 0,000 8,899 CHIM220 SETNO220 152,0 134,0 0,067 0,480 0,353 9,000 152,4 134,0 0,067 0,480 0,353 8,999 MON138 MILLS138 90,0 38,7 0,148 0,508 0,000 8,753 99,9 38,7 0,144 0,534 0,000 8,314 HUARZ66 PARIA_66 12,1 20,4 0,494 0,440 0,000 8,633 26,2 20,0 0,494 0,440 0,000 8,647 SALAM60 LIMA60 40,0 4,1 0,110 0,440 0,000 10,531 40,0 4,1 0,110 0,440 0,000 10,501 AZANG138 JULIA138 70,0 78,2 0,137 0,503 0,000 9,000 75,1 78,2 0,137 0,503 0,000 9,000

CARIPA CARHU138 116,9 53,5 0,145 0,489 0,000 9,005 117,0 53,5 0,145 0,489 0,000 9,005





r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

MVA Long (Km)

r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

ICHUP66 ZAPAT66 100,0 25,0 0,252 0,460 0,000 9,656 100,0 25,0 0,252 0,460 0,000 9,646 TALA_220 ZORRI220 133,3 137,0 0,065 0,500 0,000 8,948 228,6 137,0 0,065 0,500 0,000 8,950 CARAZ66 HUARZ66 12,1 61,6 0,279 0,465 0,000 9,478 12,1 62,0 0,494 0,440 0,000 8,633 CHIM138 CHIM2138 82,6 6,4 0,134 0,480 0,000 8,999 115,9 8,5 0,142 0,480 0,000 9,127 CHIM138 CHIM2138 82,6 6,4 0,134 0,480 0,000 8,999 115,9 8,5 0,142 0,480 0,000 9,127 CHIM138 HUALL138 158,0 84,0 0,121 0,480 0,000 9,000 158,5 84,0 0,121 0,480 0,000 9,000 CHIM138 HUALL138 158,0 84,0 0,121 0,480 0,000 9,000 158,5 84,0 0,121 0,480 0,000 9,000 CHIM138 HUALL138 158,0 84,0 0,121 0,480 0,000 9,000 158,5 84,0 0,121 0,480 0,000 9,000

CARMI220 RON220C 457,2 1,6 0,025 0,164 0,000 25,783 152,4 1,6 0,075 0,493 0,000 8,593 AYAVI138 AZANG138 70,0 42,4 0,137 0,503 0,000 9,000 75,1 42,4 0,137 0,503 0,000 9,000 CALLA220 MAT220 228,6 22,5 0,075 0,501 0,000 8,806 228,6 22,5 0,075 0,501 0,000 8,805 SEGUA220 SECHO220 152,0 83,6 0,093 0,533 0,525 8,950 152,4 83,6 0,093 0,533 0,525 8,949 SECHO220 SEPO220 152,4 211,2 0,077 0,494 0,195 8,950 152,4 211,2 0,077 0,494 0,195 8,949

PARAGII HUANU 45,0 86,2 0,138 0,508 0,000 8,810 44,9 86,2 0,138 0,508 0,000 8,810 PACHA220 ONU220 258,6 21,6 0,053 0,509 0,000 8,660 228,6 21,6 0,053 0,509 0,000 8,660 ZAPA220 HCHO220 152,0 103,9 0,090 0,500 0,571 8,999 228,6 103,9 0,090 0,500 0,571 8,999 VIZC220 PANU220 190,5 144,2 0,058 0,505 0,000 8,806 190,5 145,3 0,058 0,505 0,000 8,806

CARMI220 HVELI220 152,0 67,0 0,061 0,530 0,000 8,799 152,4 67,0 0,061 0,530 0,000 8,799 IND220 SJNLS220 152,0 214,7 0,083 0,490 0,300 8,999 152,4 214,8 0,083 0,490 0,300 8,999 IND220 SJNLS220 152,0 214,7 0,083 0,490 0,300 8,999 152,4 214,8 0,083 0,490 0,300 8,999 ICA220 MARC220 141,0 155,0 0,083 0,490 0,042 8,998 152,4 155,0 0,083 0,490 0,042 8,998

CARMI220 IND220 152,0 248,5 0,061 0,530 0,000 8,799 152,4 248,5 0,061 0,530 0,000 8,799 CHAVA220 BARSI220 228,6 8,3 0,073 0,498 0,000 8,925 327,7 8,1 0,074 0,503 0,000 8,793 CHAVA220 BARSI220 228,6 8,3 0,073 0,498 0,000 8,925 327,7 8,1 0,074 0,503 0,000 8,793

HUALLA CARAZ66 18,3 29,1 0,494 0,440 0,000 8,633 26,2 29,1 0,494 0,440 0,000 8,642 SANT138 CHIL138 100,0 17,7 0,151 0,490 0,000 9,144 130,3 17,7 0,147 0,494 0,000 9,144 MONT220 QUELL220 152,4 60,0 0,046 0,510 0,000 9,220 149,8 163,1 0,047 0,498 0,000 8,854 MONT220 HERO22 150,0 124,3 0,063 0,512 0,000 8,999 149,8 124,3 0,061 0,512 0,000 8,601 CARMI220 RON220C 457,2 1,6 0,025 0,164 0,000 25,783 152,4 1,6 0,075 0,493 0,000 8,593





r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

MVA Long (Km)

r (ohm/km)

x (ohm/km)

g (us/km)

b (nF/km)

CARMI220 RON220C 457,2 1,6 0,025 0,164 0,000 25,783 152,4 1,6 0,075 0,493 0,000 8,593

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