OBSERVACIONES AL ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO …

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe OSINERG-GART/DGT N° 049-2003

OBSERVACIONES AL ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO PRESENTADO

POR EL COES-SINAC PARA LA REGULACIÓN DE NOVIEMBRE 2003

LIMA, 05 DE AGOSTO DE 2003

OSINERG-GART Informe OSINERG-GART/DGT N° 049-2003

OBSERVACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC TARIFAS EN BARRA DE NOVIEMBRE 2003 PÁGINA 2 DE 60

CONTENIDO

I. INTRODUCCIÓN __________________________________ 4

II. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DEL COES-SINAC _____ 6

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA_____________________________ 6 1. Metodología para la Proyección de la Demanda Nacional de Energía____ 6 2. Revisión de Variables Históricas_________________________________ 7

2.1 Con relación a las Series Históricas del PBI y la Población_____________ 7 2.2 Con relación a las Ventas del Año 2001 ___________________________ 8 2.3 Con relación a las Ventas del Año 2002 ___________________________ 9 2.4 Con relación a las Cargas Incorporadas ___________________________ 9

3. Proyecciones de Población y PBI _______________________________ 10 3.1 Con relación a la Población ____________________________________ 10 3.2 Con relación al PBI___________________________________________ 10

4. Central HIDROELÉCTRICA Viru y Autoproducción de Empresas Distribuidoras ______________________________________________ 11

5. Pérdidas de Transmisión _____________________________________ 12 6. Proyección de la Demanda de Cargas Incorporadas y Cargas

Especiales_________________________________________________ 12 7. Proyección de la Demanda de Industrias y Proyectos _______________ 14 8. Proyecto Sulfuros de Minera Cerro Verde ________________________ 17 9. Proyección de la Demanda de Interconexión con el Ecuador _________ 17 10. Modelamiento de las Centrales Hidroeléctricas Curumuy y Poechos I __ 18

PROGRAMA DE OBRAS___________________________________ 18 11. Proyecto de Central a Gas de Camisea __________________________ 18 12. Evaluación de la Cartera de Proyectos de los Integrantes del COES-

SINAC ____________________________________________________ 19 13. Plan de Obras Eficiente ______________________________________ 20 14. Proyecto Presa Pillones No Incluido en el Plan de Obras ____________ 22 15. Proyecto Central Hidroeléctrica Yuncán __________________________ 22 16. Centrales del Subsistema San Martín____________________________ 22 17. Central de La Pampilla _______________________________________ 23 18. Plan de Obras de Transmisión _________________________________ 23

COSTOS VARIABLES DE CENTRALES TÉRMICAS_____________ 25 19. Precio del Gas Natural de Camisea en Boca de Pozo _______________ 25 20. Precio del Gas Natural para las Centrales de Aguaytía y Malacas _____ 25 21. Precios de Combustibles _____________________________________ 26 22. Valor del Flete de Grupos Termoeléctricos________________________ 26 23. Costo Variable No Combustible ________________________________ 27

PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA __________________________ 27 24. Costos Variables por Sólidos en Suspensión de la C.H. Cañón del

Pato 27 25. Parámetros de Equipos de Transmisión y Transformación ___________ 28



26. Serie de Año Hidrológico 2002 _________________________________ 29 27. Programa de Mantenimiento Mayor de Centrales Hidroeléctricas y

Termoeléctricas_____________________________________________ 29 27.1 Observaciones Generales _____________________________________ 29 27.2 Observaciones Especificas ____________________________________ 30

PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA _________________________ 36 28. Costo Fijo No Combustible ____________________________________ 37

28.1 Frecuencia de Inspecciones de la Turbina a Gas ___________________ 37 28.2 Actualización de Precios de Repuestos ___________________________ 38

29. Factor de Corrección por Envejecimiento _________________________ 40

FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES ____________________ 40 30. Factores de Pérdidas Marginales de Potencia y Energía _____________ 40

FÓRMULAS DE REAJUSTE ________________________________ 41 31. Fórmula de Reajuste de los Precios Básicos de Energía y

POTENCIA ________________________________________________ 41

III. AUDIENCIA PÚBLICA_____________________________ 42

Anexo A :Observaciones y/o Comentarios expresados en la Audiencia Pública de Sustento del COES-SINAC_____________________________________43

Anexo B : Cuadro Comparativo de Parámetros de Equipos de Transmisión y Transformación ________________________________________________57



I. INTRODUCCIÓN

Con fecha 14 de julio de 2003 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 noviembre 2003 – abril 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. 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.

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

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.



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 por 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 2003, se han realizado pruebas de raíz unitaria, cuyos resultados muestran que no son estacionarias. Debido a este problema, se estima una relación 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 y que se solicita se solucione, de modo que se revise la especificación del modelo y la 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. El intento del COES-SINAC de corregir el problema se enfrenta con dificultades metodológicas y de información. 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 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.

2. REVISIÓN DE VARIABLES HISTÓRICAS

2.1 Con relación a las Series Históricas del PBI y la Población

En el caso de la serie histórica de la población se ha verificado que en el informe del INEI “Perú: Estimaciones y Proyecciones de Población 1950-2050 – Boletín de Análisis Demográfico Nº 35” se han realizado correcciones respecto del Boletín Nº 34. Sin embargo, se ha observado que los cuadros, presentados como sustento de la serie en el ESTUDIO (Cuadros N° 32 y N° 34, folios 133 y 135, respectivamente), son idénticos a aquellos presentados con ocasión de la fijación de Tarifas en Barra de mayo de 2003 (Cuadros N° 33 y N° 35) y que, sin embargo, concluyen en una serie histórica completamente diferente. Asimismo, se ha observado que en el Cuadro N° 4 (folio 79) se habría incluido la



población de la región Tumbes, la cual al pertenecer a una carga incorporada debe ser retirada de la serie histórica de población del SEIN. En este sentido y con la finalidad de verificar la correcta aplicación de la información contenida en esta publicación se requiere que el COES-SINAC explique el procedimiento seguido y entregue las hojas de cálculo que sustentan los valores de la serie poblacional presentada, con el desagregado de dicha proyección por departamento, según se muestra en el ESTUDIO.

Respecto de la serie histórica del PBI se requiere lo siguiente:

Se debe precisar si la información, presentada por departamento con base 1994, ha sido calculada por APOYO o por el INEI. Asimismo se debe explicar la metodología empleada.

En el folio 88 se menciona que en mayo de 2003 el INEI publicó información sobre el Valor Agregado Bruto departamental con año base 1994; sin embargo, no se indica el nombre del documento. En este sentido, son necesarios hacer explicita la publicación utilizada y adjuntar los cuadros relevantes de este documento, que se indica fue utilizado por la consultora APOYO.

Se deben explicar los motivos que hayan ocasionado una variación promedio sobre toda la serie del PBI en 3,5%, respecto de aquella utilizada en la fijación de Tarifas en Barra de mayo de 2003.

En vista que las cargas especiales (ex-Centromin, Shougang, Antamina, Southern, Cerro Verde, Tintaya, San Rafael, Callallí, Cementos Yura, Ampliación Yanacoha, Huarón y Marsa y Horizonte) se proyectan de manera independiente del modelo econométrico, se entiende que la serie histórica del PBI del SEIN del periodo 1981-2002, utilizada en el modelo econométrico, excluye el PBI generado por estas empresas. En este sentido, el COES-SINAC debe explicitar la metodología que ha seguido para llevar a cabo esta tarea, debiendo adjuntar las hojas de cálculo que la sustenten.

Se deberán adjuntar todas aquellas hojas de cálculo que contengan el detalle de cálculo de la serie histórica propuesta. Asimismo, se deben entregar las hojas de calculo utilizadas para determinar la serie histórica que fuera utilizada en mayo de 2003 de modo que se pueda realizar una revisión completa de la propuesta y las comparaciones necesarias para su validación.

De no recibirse toda la información solicitada se dará por no absuelta satisfactoriamente la observación, dado que esta es una herramienta necesaria para el análisis y toma de decisiones del organismo regulador. Por lo tanto, se procederá a utilizar las series que propusiera el COES-SINAC en la fijación de Tarifas en Barra de mayo de 2003.

2.2 Con relación a las Ventas del Año 2001

El valor de las ventas del año 2001 utilizado en la fijación de Tarifas en Barra de mayo de 2003 es de 12 019,13 GWh cuyo sustento se halla con la información remitida al COES-SINAC en dicha oportunidad, por



tanto, se deberá utilizar este valor en la serie histórica de ventas del modelo econométrico de proyección de demanda.

2.3 Con relación a las Ventas del Año 2002

En vista de la reciente publicación del “Anuario Estadístico – Año 2002” del OSINERG, se ha realizado una revisión y encontrado que el valor de las ventas a ser utilizado en la serie histórica correspondiente al año 2002 es de 12 591,58 GWh. El valor ha sido calculado aplicando las correcciones siguientes respecto de los valores preliminares utilizados en la fijación de Tarifas en Barra de mayo de 2003:

• Las ventas totales en el SEIN alcanzaron los 17 266,81 GWh.

• Las ventas a clientes libres por parte de DEI Egenor alcanzaron los 260,58 GWh.

• Las ventas por parte de Electrosurmedio en alta y muy alta tensión alcanzaron los 22,4 GWh.

• Las ventas de energía efectuadas por Enersur y Egesur a Southern Peru durante el año 2002 totalizaron 1 536,02 GWh.

• La demanda del sistema de Pucallpa al SEIN fue de 47,86 GWh, mientras que sus ventas a clientes finales fueron de 39,32 GWh.

• De acuerdo con los registros que cuenta el OSINERG, las ventas realizadas a clientes finales en los sistemas de Tumbes y La Joya-San Camilo-Siguas han sido de 58,504 GWh y 15,759 GWh, respectivamente.

• El consumo propio de las centrales del SEIN ha sido reajustado ligeramente (305,116GWh para las centrales pertenecientes al COES-SINAC y 310,49GWh para el total de centrales de generación conectadas al SEIN).

El COES-SINAC deberá incorporar estos valores en sus cálculos, y deberá determinar los factores a utilizar para estimar las ventas de los distribuidores en AT y MAT, así como el de las ventas correspondientes a los clientes libres de los generadores.

2.4 Con relación a las Cargas Incorporadas

El COES-SINAC deberá tomar en cuenta que la demanda de energía total de los sistemas de Electro Ucayali, actualmente interconectados al SEIN, fue de 109,09 GWh en al año 2002; asimismo la demanda de Tumbes al SEIN fue de 66,466 GWh, de acuerdo con la información reportada por las empresas distribuidoras durante el año 2002 al OSINERG.



3. PROYECCIONES DE POBLACIÓN Y PBI

3.1 Con relación a la Población

Tal como se mencionara en el numeral anterior, si bien se ha podido observar un incremento en las expectativas de crecimiento de la población, no es claro cómo es que se determinan sus proyecciones para el periodo 2003-2007, a la vez que se estaría incluyendo erróneamente la población de la región Tumbes. Por ello, el COES-SINAC deberá retirar de sus proyecciones la población de la región Tumbes, a la vez que deberá entregar las hojas de cálculo que sustentan dicha proyección.

3.2 Con relación al PBI

Con relación a la proyección del PBI presentado por el COES-SINAC, se debe mencionar lo siguiente:

• La tasa de crecimiento del PBI estimada para el año 2003 resulta optimista a la luz de la última información del mes de mayo, según la cual el crecimiento real apenas alcanzó el 1,8%. Asimismo, de acuerdo a la encuesta de junio del BCRP entre empresas financieras, no financieras y analistas resumida en el Cuadro 1, se aprecia una clara tendencia decreciente en las expectativas de crecimiento para el año 2003. Los problemas fiscales, tal como se señala en el ESTUDIO, además de factores políticos y del entorno internacional, en gran medida serían los elementos que condicionarían la trayectoria de corto y mediano plazo de la economía peruana; y siendo el caso que estos tres elementos se muestran especialmente desfavorables, las expectativas de crecimiento para el año en curso son cada vez menores.

Cuadro 1 Expectativas de crecimiento del PBI para el año 2003 (%)

1/ Aproximadamente 30 empresas financieras 2/ Aproximadamente 345 empresas no financieras 3/ Aproximadamente 16 analistas Fuente: BCRP, Resumen Informativo (diversos meses).



• Respecto de la proyección del PBI de los años 2003-2007, de la revisión del ESTUDIO, no queda claro qué metodología es empleada para su determinación. Así, de acuerdo al folio 82 del ESTUDIO se entiende que el PBI global es la suma de los PBI sectoriales (o por actividades económicas). Sin embargo, en la proyección propiamente dicha, se plantea un procedimiento de estimación del PBI de manera global a base de tres escenarios de proyección o supuestos de proyección, no siendo claro como estos supuestos son relacionados con las variables exógenas que se asumen como determinantes de los diferentes PBI sectoriales, por lo que no se puede verificar la congruencia entre la metodología propuesta y la efectivamente utilizada en la proyección. Es necesario que el COES-SINAC precise si las variables determinantes del PBI se basan en estimaciones con un PBI agregado o si se han calculando por el lado de los componentes del gasto o por el lado de los pagos a los factores, de modo tal que sea posible conocer con claridad los efectos de los supuestos sobre el valor del PBI. Por lo expuesto, el COES-SINAC deberá aclarar la metodología utilizada y entregar las hojas de cálculo que sustentan sus valores proyectados. De no recibirse esta información se dará por no levantada la presente observación, y en consecuencia, se procederá a realizar las correcciones pertinentes.

Complementariamente se debe manifestar que se considera que una estimación del PBI por el lado de los componentes del gasto resultaría ser más adecuada que la estimación por sectores económicos, al permitir determinar las fuentes del crecimiento económico (crecimiento basado en el gasto público, aumento de la inversión, crecimiento de las exportaciones, etc.) y los potenciales cuellos de botella en el mediano plazo (déficit fiscal, déficit externo, inflación o deflación, etc).

4. CENTRAL HIDROELÉCTRICA VIRU Y AUTOPRODUCCIÓN DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS

El COES-SINAC deberá considerar que además de la central hidroeléctrica de Curumuy, existen otros generadores como Chavimochic, a través de la central hidroeléctrica Virú, que se hallan interconectados al SEIN y que, sin embargo, no participan del COES, debiendo también restar su producción de la proyección de demanda del ESTUDIO. Igualmente, deberá tener en cuenta que el valor de ventas SEIN publicado en el Anuario 2002 del OSINERG incluye la energía producida por los propios distribuidores, por lo cual también deberá restar esta producción de la proyección de demanda del ESTUDIO.

En este sentido, el COES-SINAC deberá hacer explicita la deducción de la producción indicada, y en caso de no efectuarse, se dará por no absuelta esta observación y el OSINERG procederá a realizar los cálculos correspondientes.



5. 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 Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR suscrito entre el Estado Peruano y Red Eléctrica del Perú, por lo que el COES-SINAC deberá solicitar a esta última sus proyecciones de reducción para los siguientes años, al margen de las mediciones que se puedan efectuar para comprobar el avance de su compromiso, 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 incorporación de la central a gas de Camisea, la misma que se instalará 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.

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

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

• La demanda del sistema eléctrico Tarapoto-Moyobamba-Bellavista (departamento de San Martín) no puede considerarse como parte de los proyectos a incorporarse al sistema interconectado dentro del período 2003-2007. El oficio N° 276-03-EM/DEP, remitido por la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas al COES-SINAC el 05 de junio de 2003 (folios 346-347 del ESTUDIO) incluye un cuadro que contiene información de los proyectos de líneas de transmisión y subestaciones que serán ejecutados dentro del Plan de Electrificación Rural, período 2004-2007. No obstante, en dicho cuadro el proyecto L.T. 138 kV Tocache-Bellavista y Subestación aparece “Sin Financiamiento”, aun cuando indican como fecha probable de ingreso el año 2007.

Al respecto, es preciso recordar que, en la regulación tarifaria de mayo de 2003, el COES-SINAC adjuntó como sustento de la incorporación de esta demanda, el oficio N° 817-02-EM/DEP, remitido al COES-SINAC el 08 de noviembre de 2002. En este documento se señalaba que la interconexión del Subsistema San Martín al SEIN estaba supeditada a la concreción del financiamiento del proyecto Línea de Transmisión Tocache-Bellavista, por lo que su operación comercial, de ser positivos los resultados, se efectuaría a fines del año 2005.



En este sentido, dado que a la fecha el financiamiento no se ha concretado y no existe una partida presupuestal del Ministerio de Economía y Finanzas para la realización de dicho proyecto, no es aceptable el considerar, como hace el COES-SINAC, el desplazamiento del proyecto en un año (del 2006 al 2007) teniendo en cuenta, además, los antecedentes señalados en los párrafos anteriores los cuales hacen muy incierto que el proyecto se pueda iniciar dentro del período de análisis del ESTUDIO (2003-2007).

Es por esta razón que el oficio presentado por el COES-SINAC como justificación de la fecha de inicio del proyecto es insuficiente para determinar la aceptación del ingreso del mismo, con un razonable grado de confianza, más aún considerando que dicho proyecto “no tiene financiamiento aprobado”.

En consecuencia, a menos que se presente documentación de sustento que justifique fehacientemente el ingreso del proyecto en la fecha señalada por el COES-SINAC (incluyendo la relación de las empresas responsables del proyecto y el cronograma de detalle aprobado), el mismo no deberá ser incorporado dentro del período de análisis del ESTUDIO.

• La empresa DOE RUN PERU ha comunicado que este año se tendrá una reducción en la producción de metales debido a que existe en el mundo un exceso de capacidad de fundición de refinerías, frente a una escasez de concentrados a causa de menores producciones y el cierre de muchas minas. En este sentido, se ha proyectado que la producción de plomo que tuvo un promedio de 120 000 toneladas se reducirá a 10 000 toneladas por restricciones del mercado; mientras el cobre bajará de 65 000 a 62 000 toneladas. La reducción en la producción de esta empresa significaría una disminución del orden de 10 a 12% de su capacidad instalada.

En consecuencia, el COES-SINAC deberá incluir las proyecciones de reducción de esta empresa en el cálculo de la demanda de la carga Ex−Centromín, solicitando para ello a la empresa DOE RUN PERU la información técnica correspondiente.

• El COES-SINAC debe justificar las tasas de crecimiento utilizadas para las proyecciones de demanda de las cargas incorporadas de Talara, Tumbes y Pucallpa, por cuanto en el ESTUDIO no se presenta documento alguno que justifique dichas proyecciones en el horizonte 2003-2007.

• Respecto de la incorporación de las cargas mineras de Marsa y del Consorcio Minero Horizonte, se tiene conocimiento que dichas empresas buscan desarrollar alternativas de abastecimiento energético para reemplazar la generación termoeléctrica con la que actualmente cuentan, siendo una de estas alternativas la interconexión al SEIN mediante la construcción de líneas de transmisión. Sin embargo, ello no permite afirmar con certeza que se ejecutarán estos proyectos en el año 2005, más aun cuando éstos dependen de que el Estado construya la línea 138kV Huallanca-Siguas-Tayabamba. Tampoco, es posible afirmar dichos



proyectos sobre la base de la información contenida en las cartas presentadas entre los folios 187 y 190, así por ejemplo se señala que el proyecto de la línea Tayabamba-Llacuabamba cuenta con una concesión temporal con fines de desarrollar estudios; es decir, no se cuenta con una concesión definitiva ni se precisan si el mencionado proyecto contaría con financiamiento asegurado, ni adjuntan el cronograma de obras del mismo. Asimismo, es claro que el Consorcio Minero Horizonte, a través de la probabilidad indicada en su comunicación, expresaría sus reservas sobre la realización del proyecto (situación que ha sido ignorada por el COES-SINAC en su propuesta). En este sentido, es necesario que el COES-SINAC presente información acerca del nivel de avance de los estudios del proyecto, y de contarse con la decisión de llevarlo a cabo se debe conocer si cuenta con financiamiento asegurado y el detalle del cronograma de desarrollo del mismo; asimismo, debe suministrar información acerca del cronograma de desarrollo de la línea 138kV Huallanca-Siguas-Tayabamba. De no ser suministrada información que sustente adecuadamente la propuesta del COES-SINAC, se procederá a retirar esta demanda de la proyección del SEIN. Finalmente, se debe manifestar que si el COES-SINAC cumple con suministrar la información solicitada y justificar adecuadamente su propuesta, la inclusión de esta demanda, debería realizarse en el rubro de “Proyectos” y no como “Cargas Incorporadas”.

7. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE INDUSTRIAS Y PROYECTOS

Con relación a la demanda de las industrias y proyectos, es importante señalar lo siguiente:

• Si bien es cierto que hay indicios para la ejecución del proyecto Rosaura de PERUBAR S.A., se debe recordar que de acuerdo al estudio de Monenco Agra (el cual sirve de base para la metodología aplicada) sólo se deben considerar como cargas adicionales a la proyección econométrica aquellas cargas superiores a los 15 MW. Siendo el caso, que este proyecto es de una magnitud inferior (5,92 MW), se considera que debe retirarse de la proyección, dado que estaría incluida implícitamente en las proyecciones del modelo econométrico.

• Respecto de la demanda de Southern Peru, de acuerdo a la comunicación presentada en el ESTUDIO (folios 196 y 197) se señala que la empresa se hallaría evaluando la alternativa de la tecnología y de la adecuación en el mercado internacional para la modernización de la fundición Ilo en el 2007, y siendo el caso que no se señala una decisión a firme de ejecutar el proyecto en la fecha antes señalada, se entiende que el COES-SINAC no consideró dicho proyecto en su proyección de demanda (según consta en el archivo “Demanda COES.xls”). Sin embargo, el COES-SINAC en su escenario base de proyectos mineros para el cálculo del PBI considera la entrada en operación de esta ampliación para el año 2004, lo cual contradice en principio la fecha indicada por la empresa en el folio 197 y las consideraciones que se observan en el archivo “Demanda COES.xls” que forma parte del ESTUDIO del



COES-SINAC. Por lo tanto, se deberán realizar las correcciones pertinentes.

Respecto al proyecto de mejora de lixiviación de Toquepala, éste se orientaría a la reducción de costos de operación, y según se indica en el folio 197, estaría probablemente operativo en el año 2005 (cabe señalar que el COES-SINAC ha considerado diferentes “probabilidades” de ejecución del proyecto en el tiempo, cuya procedencia deberá ser explicada pues no forma parte de la información contenida en el folio 197). Sin embargo, también se menciona que en la actualidad los estudios se encuentran a nivel de factibilidad, por lo cual se requiere se solicite el cronograma de ejecución del proyecto desde su estado actual y las razones que podrían afectar su realización. De no recibirse la información, y en vista de los constantes desaciertos al respecto (tal como muestra el Cuadro 2) se procederá a retirar esta demanda de la proyectada para el horizonte de estudio (2003-2007).



Cuadro 2 Proyección SPCC - Comparación 1998 - 2003



8. PROYECTO SULFUROS DE MINERA CERRO VERDE

El oficio SMVC-AL-694-2003, folio 195 del ESTUDIO, señala que la empresa se ratifica en otorgar una probabilidad de 50% al proyecto de la ampliación de la planta concentradora de sulfuros, incluyendo la proyección de 54 MW y 460 GWh a partir del año 2007. No obstante, en dicha comunicación, también se señala que el mencionado proyecto no cuenta con estudios de factibilidad concluidos, lo que se considera un requisito mínimo para valorar las bondades del proyecto. Así, resulta contradictorio asignar una probabilidad de ocurrencia a un evento cuya condición de factibilidad se desconoce con certeza; en todo caso, se estaría valorando las expectativas acerca de los resultados del estudio de factibilidad, el cual por sí solo no define que un proyecto se lleve a cabo. En este sentido, si el COES-SINAC no presenta mayor información que sustente la inclusión de este proyecto (tales como el cronograma del proyecto desde su actual condición), se procederá a retirarlo de la proyección de demanda del SEIN para el período 2003-2007.

9. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE INTERCONEXIÓN CON EL ECUADOR

Tal como se resolviera en la resolución OSINERG No. 092-2003-OS/CD y se discutiera en el Informe OSINERG-GART/DGT N° 032-2003, correspondientes al proceso de fijación de Tarifas en Barra del periodo Mayo– Octubre 2003, la pretensión del COES-SINAC en el sentido de que se proyecte la demanda de interconexión con el Ecuador en la fijación de las tarifas eléctricas nacionales, fue declarada infundada. Por las razones señaladas en dicha resolución, las mismas que por extensión deberán considerarse parte de las presentes observaciones, la demanda de Ecuador deberá ser retirada de las proyecciones de demanda del ESTUDIO.

Sin perjuicio de esta observación de carácter jurídico, existen además otras de carácter técnico, basadas en la Decisión 536 de la Comunidad Andina, que el COES-SINAC deberá tomar en cuenta:

• La compra de energía a otro país está relacionada con la diferencia de los costos marginales entre ambos sistemas; en ese sentido se requeriría estimar para los próximos 48 meses los costos marginales que tendría el Ecuador, de modo que al compararlos con la proyección de costos marginales nacionales se pueda determinar si la utilización del enlace de interconexión, en cada hora, definiendo una importación o exportación. Sin embargo, el COES-SINAC ha considerado un precio promedio único e invariable como costos para el Ecuador a lo largo de los próximos 48 meses.

• Lo anterior implicaría que se deberá considerar las proyecciones de oferta y demanda del país vecino, para lo cual se debería acordar qué fuentes de información serían adoptadas como oficiales.



• Por otro lado, se debe resaltar que la operación radial, en la actualidad no es considerada como la única posibilidad de interconexión entre Perú y Ecuador. Por esta razón, se han reiniciado los estudios conducentes a la actualización de la operación económica de este enlace de interconexión.

• El incremento de demanda al SEIN no puede ser realizado sin la evaluación del equilibrio correspondiente con la oferta. En este sentido el COES-SINAC debe considerar un plan de obras eficiente, tal como se señala en la observación13.

• Asimismo, a fin de ser consistentes con las normativas ya emitidas el los países a los cuales les alcanza la Decisión 536 de la Comunidad Andina, debería estimarse el efecto de los aportes de la rentas de congestión en la determinación de las tarifas.

10. MODELAMIENTO DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS CURUMUY Y POECHOS I

En el ESTUDIO se efectúa una disminución de la demanda global para incluir un efecto igual a la generación media de las centrales hidroeléctricas que no están representadas en el modelo PERSEO, como es el caso de las centrales Curumuy y Poechos I.

Al respecto, el COES-SINAC deberá solicitar la información pertinente a la empresa Sindicato Energético S.A. a fin de incluir las topologías de las redes hidrológicas, los datos técnicos y las series de caudales afluentes que caracterizan a estas centrales en los archivos de datos del modelo PERSEO a fin de representarlas adecuadamente como parte del parque generador del SEIN y no como una resta de la demanda.

PROGRAMA DE OBRAS

11. PROYECTO DE CENTRAL A GAS DE CAMISEA

El COES-SINAC ha propuesto en el ESTUDIO la incorporación del proyecto central a gas de Camisea de acuerdo a los requerimientos mínimos establecidos en el Concurso Público Internacional llevado a cabo por ProInversión y que fuera adjudicado a la empresa Etevensa. Dichos requisitos mínimos señalaron la puesta en servicio de dos unidades a gas, de 125 MW cada una, operando en ciclo abierto, y posteriormente la conversión de una de ellas a ciclo combinado con una potencia de 187,5 MW. En contraste las dos unidades con que cuenta Etevensa cuentan con una potencia de aproximadamente 160 MW cada una, y la conversión de una de ellas a ciclo combinado implicaría lograr 225 MW según consta en la carta del folio 280 del Estudio.

El argumento sostenido por el COES-SINAC para desestimar el hecho de que existe un ganador del concurso público, y que este supera los requerimientos mínimos del mismo ampliamente, es el hecho de que a



la fecha de presentación del ESTUDIO no se había firmado aún el contrato respectivo entre Etevensa y el Estado Peruano, y ello implicaba a su juicio que se debería realizar un nuevo concurso que a su vez significaba construir una planta nueva, concluyendo que de este modo el gas de Camisea no sería utilizado en la generación de energía eléctrica hasta mayo del año 2005.

Al respecto se debe manifestar que, tal como es de conocimiento público, el viernes 1 de agosto, se firmó el contrato de transferencia del Take or Pay de Electroperu entre Etevensa y el Estado Peruano, manteniéndose las condiciones bajo las se otorgó la buena pro del Concurso Público Internacional a dicha empresa generadora. Por tanto, el COES-SINAC deberá rectificar el plan de obras considerando la información remitida por Etevensa (folio 280), iniciándose la operación con gas de Camisea en agosto del año 2004.

12. 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 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 térmicos e hidráulicos 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. Existen comunicaciones diversas dadas por los responsables de las empresas de generación a los medios que toman en consideración proyectos de inversión de esta naturaleza. A este respecto, el COES-SINAC debe informar sobre lo siguiente:

• La forma en que se tomarán en cuenta las ampliaciones y refuerzos que estima realizar en el corto plazo la empresa ElectroAndes en las centrales hidroeléctricas del Centro;

• El incremento de energía en las centrales hidroeléctricas de propiedad de la empresa EGASA. Este caso es muy notorio por cuanto de acuerdo a lo expresado en el oficio GG/TC-447/2003-EGASA, folio 275 del ESTUDIO, la empresa no tendría programado efectuar proyectos de generación durante los próximos 48 meses; sin embargo, en los medios de prensa se ha informado que se iniciaría pronto el proyecto de la Presa Pillones y que estaría operativo hacia el primer semestre del año 2005 (ver observación 14).



Estos y otros proyectos cuya fecha de puesta en servicio se encuentre dentro del horizonte de estudio deben ser informados por los responsables e incorporados en el programa de obras, dando cumplimiento de este modo a las normas que existen sobre el particular.

13. PLAN DE OBRAS EFICIENTE De acuerdo con el marco regulatorio de la LCE (inciso a) del Artículo 47°), debe existir un plan 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 plan 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 dicho análisis. 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 en un ambiente de crecimiento de la demanda eléctrica. Debe tomarse en cuenta que no es posible mantener una posición de 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 plan 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. Ante esta situación de incertidumbre, las dificultades presentes para definir el plan de obras y la falta de un plan de mínimo costo de inversión, operación y mantenimiento propuesto por el COES-SINAC, es necesario adoptar un conjunto básico de criterios que permitan resolver la problemática de manera eficiente y razonablemente justificable, ente los cuales se incluyen los siguientes. a) Considerar como ciertos, de acuerdo a las fechas informadas por

los concesionarios, aquellos proyectos que se encuentran con financiamiento concretado, en proceso de construcción o constituyen compromisos de inversión con el estado peruano.

b) Evaluar el plan de obras sobre la base de las tecnologías de generación que son posibles de desarrollar técnicamente en el país, de acuerdo con aquellas consideradas en el Plan Referencial de Electricidad.

c) El programa de obras factible debe ser resultado de una expansión optima del sistema bajo el criterio de mínimo costo esperado de inversión y operación.

d) Se debe evaluar primero un horizonte de largo plazo de al menos 10 años, plazo suficiente para que se estabilicen los precios y no dependan de las obras que se realicen durante los primeros 48 meses, y en el cual se considere como variables inciertas la hidrología y el crecimiento de la demanda después de los 48 meses siguientes al horizonte utilizado en la fijación de tarifas. Como resultado de esta evaluación se estimarán:

• Un conjunto de trayectorias posibles para los costos marginales de sistema, ante los cuales se podrá evaluar la variabilidad de los beneficios económicos de los proyectos.

• Los rangos en el cuales variarían los incrementos de potencia anuales durante los primeros cuarenta y ocho meses.

e) Debido a que los ingresos y costos durante la operación de los proyectos de generación no sólo provienen de sus ventas al mercado spot, sino también de otras fuentes como sus contratos con clientes libres y regulados o su esquema de financiamiento, se debería limitar el análisis a evaluar el beneficio que genera el proyecto en sí, al margen de las decisiones comerciales o financieras de sus ejecutores. Por tanto sólo se debería comparar sus costos de producción e inversión con sus ingresos por ventas de energía al mercado spot y por venta de potencia firme, siendo la tasa de descuento a utilizar aquella que figura en el Artículo 79° de la LCE.

f) Como segunda etapa se generarían combinaciones entre los proyectos que se pueden ejecutar durante los primeros cuatro años, considerando los rangos de incremento de potencia determinados en el punto segundo del literal “d”. Se procedería a calcular la distribución de los beneficios (calculados de acuerdo a



“e” ) que obtendría cada combinación de proyectos al enfrentar las trayectorias de costos marginales determinados en el punto primero de “d”.

g) Se seleccionaría la combinación en la cual el VAN de los proyectos incorporados resultase mayor que cero con una probabilidad a definir como aceptable. La combinación elegida sería considerada el plan de obras factible a ser utilizado en la regulación.

Estos criterios evitarían entrar en discusiones referidas a la evaluación de proyectos privados, y además mejoraría la predictibilidad en la elaboración de los estudios tarifarios.

14. PROYECTO PRESA PILLONES NO INCLUIDO EN EL PLAN DE OBRAS

De acuerdo con información de dominio público (diario Gestión, 21/07/03), EGASA estaría próxima a otorgar la buena pro para el inicio de las obras de la presa Pillones, de 80 MMC de capacidad. Asimismo, se señala que dicha obra implicaría una mayor capacidad de producción de energía eléctrica por parte de la empresa, y que su ejecución tomaría un lapso de 18 meses. En este sentido, el COES-SINAC deberá solicitar el cronograma de obras del proyecto e información acerca de la fecha esperada para su puesta en servicio, debiendo proceder a incorporar dicho proyecto dentro del plan de obras utilizado en la fijación de Tarifas en Barra.

15. 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 Noviembre 2003 – Octubre 2007”. El cual forma parte del ESTUDIO, se establece como condición fundamental para desestimar la fecha de finalización de obras informada por EGECEN (octubre 2004) el hecho que no se contaría con recursos económicos para continuar con los trabajos y que sólo sería posible hacerlo si se privatizara el proyecto, asimismo se condiciona este último evento a la solución de un conflicto con las autoridades regionales. Sin embargo, se tiene conocimiento que las obras se habrían reiniciado en los primeros días de julio de 2003 dado que existe ya un acuerdo con el gobierno regional, de modo tal que el avance de obras no dependería del proceso de privatización. En este sentido, el COES-SINAC deberá realizar la consulta a Proinversión sobre el estado de acuerdos alcanzados con el gobierno regional correspondiente, a la vez que debe solicitar a EGECEN información actualizada que incluya un resumen ejecutivo de avance de obras y el cronograma del mismo reformulado.

16. CENTRALES DEL SUBSISTEMA SAN MARTÍN

En concordancia con la observación que se ha efectuado con respecto a la demanda del subsistema San Martín, no se considerará la incorporación de las centrales C.H. Gera y C.T. Tarapoto al programa



de obras a menos que se presenten las pruebas requeridas que justifiquen fehacientemente la realización del proyecto de la línea de transmisión 138 kV Tocache - Bellavista en la fecha propuesta por el COES-SINAC.

17. CENTRAL DE LA PAMPILLA

Se tiene conocimiento que la empresa Repsol YPF ha invertido alrededor de US$ 14 millones en una planta de energía eléctrica y vapor en la refinería La Pampilla. La planta tiene como objetivo disminuir los costos de operación relacionados al consumo de electricidad y productos químicos para la generación del vapor, evitando riesgos y pérdidas de producción causados por las intempestivas interrupciones en el suministro de energía eléctrica externa.

La unidad de cogeneración tiene una capacidad nominal de producción de 11 MW, que supera la demanda actual de energía eléctrica de la refinería, que oscila entre 6 a 8 MW. En este sentido, se requiere que el COES-SINAC presente la documentación relacionada con esta planta y la incluya en la oferta del sistema, considerando la energía promedio anual que suministrará esta planta y descontándola de la demanda global del SEIN.

18. 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 deberán 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.

• La fecha de entrada en operación comercial de las instalaciones de transmisión asociadas al subsistema San Martín deberá modificarse, de acuerdo con lo expresado en las observaciones del plan de obras de generación y la demanda de dicho subsistema, respectivamente.

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

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



Cuadro N° 3

Compromiso de Inversión Plazo Fecha estimada

Línea Eléctrica Zorritos-Zarumilla 30 meses Marzo 2005

Cambio conductores Línea Lima-Chimbote --- Diciembre 2003

Compensación 30 MVAR en el Sistema Eléctrico del Sur

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 30 MVAR en el Sistema Eléctrico del Sur para la cual el COES-SINAC propone setiembre de 2004.

Por otro lado, de acuerdo con la información contenida en el folio 350 del ESTUDIO, TRANSELECTRIC S.A. habría solicitado una modificación a la fecha de puesta en servicio del Proyecto de la línea de interconexión con Ecuador, además de un cambio en la subestación de interconexión al sistema de Ecuador. Originalmente en el “Convenio para la Construcción, Operación y Mantenimiento de la Interconexión Internacional a 230 kV Perú-Ecuador”, suscrito el 19 de noviembre de 2002 entre la Compañía de Transmisión Eléctrica TRANSELECTRIC S.A. y Red de Energía del Perú S.A., ambas partes se comprometen a que la fecha de puesta en servicio de la Interconexión Internacional sea a más tardar el día 30 de setiembre de 2004. Este convenio incluye en su capítulo VII la posibilidad de su modificación en caso de que surgieran nuevas condiciones que lo ameriten, lo cual aparentemente sería el caso.

En este sentido, tomando en cuenta la jerarquía de los instrumentos legales considerados para este compromiso de inversión así como los plazos y condiciones señalados en los mismos y las solicitud (por parte de TRANSELECTRIC) de ampliación de la fecha originalmente convenida, se deberá consignar en el plan de obras de transmisión la fecha de puesta en operación comercial para la Línea Eléctrica Zorritos-Zarumilla obtenida de acuerdo al plazo máximo señalado en el contrato de concesión: marzo de 2005; más aún, teniendo en cuenta que no existe a la fecha un contrato para la construcción de la línea de TRANSELECTRIC S.A.. La corrección de la fecha de entrada en operación de esta línea no implica el reconocimiento de la demanda del Ecuador por las razones expuestas en la observación referida a la demanda de interconexión con el sistema ecuatoriano.



COSTOS VARIABLES DE CENTRALES TÉRMICAS

19. PRECIO DEL GAS NATURAL DE CAMISEA EN BOCA DE POZO

En el folio 17 del ESTUDIO se indica la siguiente expresión: “(1) Precio del gas natural en boca de pozo (1*0.98*0.95*0.96*0.95)”. Al respecto, se ha cometido un error en dicha redacción dado que el precio en boca de pozo es igual al precio base de 1,00 US$/MMBtu multiplicado por el factor A=0,98 (de acuerdo con la Cantidad Diaria Contractual pactada), el factor B=0,96 (por el porcentaje de Take or Pay contratado) y el factor de 0,95 (descuento como medida promocional).

En consecuencia, la redacción de dicho párrafo debe quedar como sigue: “(1) Precio del gas natural en boca de pozo (1*0.98*0.96*0.95)”. No obstante lo mencionado, el precio en boca de pozo propuesto por el COES-SINAC está calculado correctamente y corresponde a la aplicación de los factores mencionados en el párrafo anterior.

20. PRECIO DEL GAS NATURAL PARA LAS CENTRALES DE AGUAYTÍA Y MALACAS

En el numeral 2.3, folio 6 del ESTUDIO, el COES-SINAC señala lo siguiente:

“Para el precio del gas natural, de acuerdo con lo establecido en el Decreto Supremo N° 055-2002-EM publicado el 21.12.2002 en el diario oficial El Peruano, se tomará como precio del mercado interno para los fines a que se refiere el inciso c) del Artículo 124° del Reglamento, el precio único que se obtenga como resultado de la aplicación del procedimiento N° 31 C “Información de precios y Calidad de Combustible Gas Natural” aprobado mediante la Resolución Ministerial N° 609-2002-EM/DM, teniendo como límite superior la tendencia lineal del precio del gas natural establecido en marzo del 2001 y la fecha probable de llegada del gas a Lima, siguiendo el criterio de la Resolución Directoral N° 007-2001-EM/DGE.”

Al respecto, el COES-SINAC debe alcanzar el sustento legal que ampare la afirmación contenida en el párrafo transcrito al interpretar que continúa vigente la tendencia lineal del precio del gas natural; el OSINERG considera, en principio, que la disposición del artículo único de la Resolución Directoral N° 007-2001-EM/DGE, ha sido superada por lo dispuesto en el último párrafo del Artículo 5° del Decreto Supremo N° 016-2000-EM, modificado por el Decreto Supremo N° 055-2002-EM3.

3 Artículo 5° del Decreto Supremo N° 016-2000-EM.- ...

El precio único obtenido conforme al presente artículo, servirá como precio del mercado interno para los fines a que se refiere el inciso c) del Artículo 124° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, teniendo



Asimismo, se solicita al COES-SINAC informe al OSINERG acerca de la aplicación de las fórmulas de reajuste que acompañan a los precios declarados para el gas natural utilizado por las empresas Termoselva y EEPSA, para ello, deberá incluir, además de la explicación respectiva, un ejemplo aplicativo en ambos casos.

21. PRECIOS DE COMBUSTIBLES

Se debe sustentar mediante carta de la empresa correspondiente el costo del combustible de la central termoeléctrica de Yarinacocha en vista que el precio del Residual 6 para la localidad de Pucallpa no se encuentra publicado en la lista de precios de Petroperu.

Se debe sustentar el costo del combustible de la central termoeléctrica de Tarapoto en vista que el precio del Residual 6 para la localidad de Yurimaguas, publicado en la lista de precios de Petroperu, es de 2,3 S/./galón equivalente a 183,4 US$/Ton considerando el tipo de cambio de 3,472 correspondiente a junio de 2003 y la densidad del Residual 6 de 3,612 kg/galón. Valor que difiere de 187,9 US$/Ton que figura en el Cuadro N° 5.6, folio 20, del ESTUDIO.

Respecto del precio del carbón utilizado por la central termoeléctrica de Ilo 2, se debe manifestar que de acuerdo a los registros de importación de carbón por parte de Enersur, que figuran en www.aduanet.gob.pe, los valores utilizados por el COES-SINAC en el ESTUDIO corresponden a la compra que realizara dicha empresa en el mes de abril de 2003; sin embargo, ha efectuado otras dos importaciones posteriormente en el mes de julio de 2003. En este sentido, el COES-SINAC deberá considerar los precios resultantes de estas ultimas importaciones, debiendo solicitar a Enersur los comprobantes correspondientes.

22. VALOR DEL FLETE DE GRUPOS TERMOELÉCTRICOS

Se debe presentar el sustento que motiva el cambio en el valor del flete correspondiente a la unidad Turbogas en Piura y del grupo diesel en Paita, de propiedad de DEI Egenor, respecto del valor utilizado en mayo de 2003.

De igual forma, se debe presentar el sustento que motiva el cambio en el valor del flete correspondiente a la central termoeléctrica Dolorespata, de propiedad de Egemsa, respecto del valor utilizado en mayo de 2003.

Igualmente, se debe presentar el sustento que motiva el cambio en el valor del flete correspondiente a la central termoeléctrica San Rafael, de propiedad de San Gabán, respecto del valor utilizado en mayo de 2003.

Asimismo, se debe presentar el sustento debido que motiva el cambio en el valor del flete correspondiente a las unidades TG1, TG2 y CATKATO de la central termoeléctrica Ilo1 de propiedad de Enersur,

como límite superior lo señalado en el Artículo 6° del presente Decreto Supremo y demás disposiciones aplicables.



puesto que la factura presentada en el folio 389 del ESTUDIO no permite verificar el valor unitario del transporte del combustible (S/./galón), al no indicarse la cantidad transportada a que se refiere el monto facturado.

De no contarse con la justificación debida se procederá a utilizar los valores correspondientes a la fijación tarifaria de mayo de 2003.

23. COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE

El COES-SINAC ha presentado, en el Anexo F del ESTUDIO, la carta No. G-415-2003 de EGESUR S.A. (folio 394), donde se presenta un simple cuadro del cual concluyen el empleo de nuevos valores del CVNC de las unidades Wartsila de la central térmica de Calana. Asimismo, entregó el archivo CVNC_ CALANA.xls como sustento de la mencionada carta. Al respecto, se debe mencionar que el OSINERG no puede aceptar la modificación de los valores propuestos a menos que se presente la correspondiente información de sustento de acuerdo con los procedimientos establecidos para el cálculo de los costos variables no combustibles.

Respecto de la central termoeléctrica de Yarinacocha, igualmente en el Anexo F, no se ha adjuntado información sustentatoria de acuerdo con los procedimientos establecidos para el cálculo de los costos variables no combustibles.

El COES-SINAC no ha entregado información alguna que sustente los costos variables no combustibles propuestos en el ESTUDIO para la central termoeléctrica de Ventanilla cuando utilice como combustible el gas natural de Camisea, debiendo manifestarse que el valor informado en el folio 281 es más del doble del costo variable no combustible considerado para una unidad ciclo simple en fijaciones tarifarias anteriores, el cual fuera de 2,25 US$/MWh.

Por lo tanto, el COES-SINAC deberá entregar la información que sustente los valores propuestos tomando en cuenta los procedimientos establecidos para el cálculo de los costos variables no combustibles. De no hacerlo, se procederá a mantener los valores utilizados en la fijación de Tarifas en Barra de mayo de 2003.

PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA

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

Como se mencionó en los informes técnicos que sustentaron las Resoluciones OSINERG N° 0940-2002-OS/CD, OSINERG N° 1458-2002-OS/CD y OSINERG No. 057-2003-OS/CD, que fijaron las Tarifas en Barra para los períodos mayo – octubre 2002, noviembre 2002 – abril 2003 y mayo – octubre 2003, respectivamente, no existe a la fecha



procedimiento alguno que reconozca los costos por abundancia de sólidos en el agua turbinada por las centrales hidroeléctricas.

Asimismo, se debe manifestar que de acuerdo al Artículo 106° del Reglamento de la LCE, en lo referido a la relación existente entre los costos marginales de corto plazo y el costo variable por presencia de sólidos en suspensión, se señala lo siguiente “(...) Si se alcanzara en el sistema una condición de vertimiento, el Costo Marginal se determinará considerando únicamente la compensación a que se refiere el Artículo 213º del Reglamento y el costo variable incurrido por presencia de sólidos en suspensión en el agua turbinada.

Se considera vertimiento aquella condición en que un determinado embalse vierta por no tener capacidad de almacenamiento disponible y las centrales generadoras asociadas a éste tengan capacidad de generación no utilizada y que además no exista en el sistema ninguna unidad termoeléctrica despachada.”

Es decir, sólo se debe considerar el costo variable por sólidos en suspensión cuando exista condición de vertimiento y no en todo momento como propone el COES-SINAC y en este sentido la propuesta contenida en el ESTUDIO debe ser corregida, debiendo el COES-SINAC detallar los pasos que seguirá para ello. De no hacerlo, se procederá a retirar el costo variable por sólidos en suspensión de la C.H. Cañon del Pato del cálculo de la Tarifa en Barra hasta que se cuente con una metodología implementada para incorporar dichos costos en el cálculo de la tarifa eléctrica.

25. PARÁMETROS DE EQUIPOS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN

En el archivo de datos “sinac.lin” del modelo PERSEO se han modificado, con respecto a la regulación tarifaria de mayo de 2003, la longitud, resistencia, reactancia y/o capacidad efectiva de aproximadamente el 90% de los elementos del sistema de transmisión representado en el modelo (que incluye un 26% de modificaciones significativas). Al respecto, cabe señalar que en la regulación tarifaria de mayo de 2003 el COES-SINAC, con motivo del Estudio de Coordinación de Protecciones, efectuó en esa oportunidad modificaciones aproximadamente a un 80% de los parámetros de los equipos de transmisión y transformación del SEIN.

En este sentido, se deberá incluir en el ESTUDIO la información técnica necesaria (información del fabricante, protocolo de pruebas, etc.) que sustente y justifique la modificación de los parámetros asociados a las líneas de transmisión y equipos de transformación, considerando que la mayoría de estos parámetros ya fueron modificados en la regulación anterior y que no es aceptable se ajusten continuamente sin el debido sustento. En el Anexo B se muestra un cuadro comparativo de dichos parámetros presentados en las fijaciones tarifarias de mayo 2003 y la presente.

Adicionalmente, el COES-SINAC deberá incorporar en los datos utilizados para la determinación de la Tarifa en Barra de Energía, la información suministrada por REP en los folios 351 al 364, referida a los



nuevos parámetros de la líneas de transmisión costera cuyo cambio de conductores forma parte de los compromisos de inversión de dicha empresa.

26. SERIE DE AÑO HIDROLÓGICO 2002

En el ESTUDIO se ha presentado una propuesta con 37 series de años hidrológicos (años 1965-2001); sin embargo, a pesar de que prácticamente estamos a mediados del año 2003, no se han incorporado los valores del año hidrológico 2002 en las series de caudales afluentes.

Se deberá incorporar necesariamente la información del año hidrológico 2002 en el modelo, más aún teniendo en cuenta que han pasado 6 meses desde que terminó este año. De no contarse con la información completa del año 2002 para todas las cuencas, de todas maneras se deberá suministrar la información disponible. El COES-SINAC deberá completar la información faltante mediante el empleo de una metodología adecuada.

27. PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Y TERMOELÉCTRICAS

27.1 Observaciones Generales

Respecto del programa de mantenimiento de las centrales de generación del SEIN se ha observado lo siguiente:

• No se ha incluido la fuente de información utilizada acerca de los trabajos, ni las horas ejecutadas, de mantenimiento de las centrales del SEIN. Esta base de datos es importante para poder prever los mantenimientos y el tiempo de indisponibilidad de las unidades de generación por cada tipo de trabajo. Es necesario que se entregue toda la información referida en el numeral 4.1 del folio 414, en el literal a) del folio 418, en el numeral 4 del folio 454 y en el numeral 6.6 del folio 458 del ESTUDIO, referidos a información suministradas por las empresas concesionarias de generación, tanto de mantenimientos ejecutados como proyectados, de modo que se pueda evaluar las frecuencias y duraciones normalmente ocurridas en el sistema para cada trabajo de mantenimiento.

• No se adjuntan los casos utilizados en el proceso de determinación del mantenimiento programado, según lo descrito en el informe “Programación de Mediano-Largo Plazo del Mantenimiento de las Centrales Térmicas del COES-SINAC”, el cual forma parte del ESTUDIO. Se deberán entregar los casos simulados que según se indica en el ESTUDIO convergen al programa de mantenimiento propuesto.

• La distribución de la indisponibilidad prevista para los grupos o centrales hidroeléctricas en el ESTUDIO, se muestra con una resolución quincenal, ello no permite precisar si efectivamente el requerimiento es en días completos o parte del día, esta



simplificación no permite realizar una evaluación adecuada de la propuesta. Asimismo, no se adjunta información sobre los requerimientos de las centrales termoeléctricas. Por tanto se deberá especificar la duración en horas de cada mantenimiento previsto, indicando si se realiza de manera continua o alternada entre días.

• En la descripción del tipo de mantenimiento se observa la mención del adjetivo “correctivo”, el cual se asocia a fallas o averías de un equipo que afectan su operación normal, y que no se originan de un programa anticipado, sino que se constituyen en una reacción frente al azar. En este sentido no es posible pretender programar mantenimientos correctivos, puesto que de por sí no es posible prever cuando ocurrirá una falla. Se deberán retirar los mantenimientos denominados correctivos.

• Se deberán sustentar los valores propuestos como número de arranques utilizados en el cálculo de las horas equivalentes de operación que se realiza en el archivo MANTENIMIENTOS_MAYORES_CCTT_CR.xls, presente en el folio 456 del ESTUDIO.

• 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 el cálculo realizado en el archivo MANTENIMIENTOS_MAYORES_CCTT_CR.xls se utiliza como parámetro para el calculo 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. Sin embargo, se debe mencionar que al ser calculados los índices referidos, tomando en cuenta la operación real de ciertas máquinas, no es posible utilizarlos como parámetros de referencia, por cuanto de por sí no se constituyen en indicadores deseables, de modo que un mejor criterio sería el de mantener cierta reserva mientras se minimizan los costos operativos.

27.2 Observaciones Especificas

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

• C. H. Mantaro y C.H. Restitución

En el estudio “Optimización del Programa de Mantenimiento de las Centrales del SEIN”, encargado por el OSINERG a la empresa consultora CESEL a inicios del año 2003, se estableció tomando como referencia información operativa, que la pérdida de potencia por indisponibilidad por mantenimiento de cualquier grupo de la central hidroeléctrica del Mantaro era equivalente a 12 MW, con lo cual el factor de indisponibilidad equivalente sería de 0,018987 para la central. 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; el COES-SINAC deberá sustentar dichos valores presentando los registros de potencia generada por la central para todos los meses transcurridos, señalando los momentos en los cuales cada grupo se haya detenido, mostrando las pérdida de potencia respectiva.

Igualmente en la labor especifica de limpieza de la presa Tablachaca (referida como “purga” en la jerga de los operadores), se observó que dicha actividad limitaba la oferta de generación por restricción del caudal de operación del complejo, determinándose que el factor de indisponibilidad para la central Mantaro y Restitución era aproximadamente de 0,333. El COES-SINAC debe justificar el factor de 0,56 que ha propuesto en el ESTUDIO, dicha justificación deberá realizarse con los registros de potencia generada por la central para el mes en el cual se efectuó la purga en el presente año, señalando el momento de la purga y mostrando la pérdida de potencia respectiva.

Respecto de los trabajos propuestos se debe observar lo siguiente:

o Las horas de indisponibilidad programada para la actividad “limpieza y controles del generador” en la central de Mantaro, prevista para el 2005, son excesivas, por cuanto normalmente esta labor se ha ejecutado en 48 horas, lo que además coincide con los años 2004, 2006 y 2007 en la propuesta del ESTUDIO. Se debe sustentar esta diferencia.

o Las horas de indisponibilidad programada para la actividad “limpieza y controles del generador” en la central de Restitución demandan por lo general un tiempo de 48 horas por grupo, sin embargo para los grupos G1 y G2 en marzo del 2004 se ha considerado 144 horas. Se deberá sustentar esta diferencia.

o Se deberá sustentar, con registros del año 2003, que el tiempo requerido para la limpieza de la Presa Tablachaca, y que afecta la capacidad de producción de las centrales de Mantaro y Restitución, es efectivamente de 14 días.

• C. H. Huinco

Respecto de esta central se debe mencionar lo siguiente:

o Las horas de indisponibilidad programadas por grupo para atender la actividad “cambio del regulador de velocidad” se consideran excesivas, puesto que esta labor en años anteriores ha sido realizada en 10 días con suficiente holgura.

o Las horas de indisponibilidad programadas por grupo para atender la actividad “cambio de interruptor de 220 kV” se consideran excesivas. Esta labor se puede realizar con holgura en 3 días.

o Las horas de indisponibilidad programada por grupo para atender la actividad “limpieza y pintado interior de la tubería forzada” se consideran excesivas. Con una adecuada



planificación se puede atender en 35 días. Asimismo, durante este periodo de indisponibilidad de la central se pueden atender otras labores de mantenimiento en los grupos o inspección y limpieza de la presa Sheque y túnel de aducción.

o Cada año en el mes de abril se programa la limpieza del embalse de la Presa de Sheque. Dicho trabajo necesita de tres días que significa parar la C.H. Huinco, lo cual se realiza por lo general durante los feriados de la Semana Santa. De acuerdo con la magnitud de la limpieza, se puede disponer de agua para la central ya que existe un canal auxiliar para desviar las aguas directamente después que pasan por el desarenador. Es necesario que el COES-SINAC explique cuál es el tratamiento que se aplica a este evento dentro del programa de mantenimiento propuesto.

El COES-SINAC deberá sustentar adecuadamente los valores propuestos.

• C. H. Matucana


o Las horas de indisponibilidad programadas por grupo para atender la actividad “cambio de tuberías sistema de refrigeración” se consideran excesivas, puesto que esta labor se puede realizar en dos días.

o Las horas de indisponibilidad programadas para atender la actividad “inspección y limpieza de túnel” se consideran excesivas, puesto que esta labor se ha realizado anteriormente en aproximadamente tres días.


• C. H. Callahuanca


o La actividad “limpieza del túnel derivación Rimac” se puede atender sin dificultades en forma paralela con los trabajos de renovación del sistema de mando de los inyectores del grupo G4; asimismo, esta labor de limpieza no indispone la operatividad total de la central, sólo la limita a operar en 53% de su capacidad efectiva; por cuanto la infraestructura de la cámara de carga está acondicionada para separar las Tazas (lado Huinco y lado Rimac), mediante el cierre de las compuertas divisorias instaladas para ese fin. El COES-SINAC deberá realizar las correcciones pertinentes tomando en cuenta estos hechos.

• C. H. Moyopampa




o Las horas de indisponibilidad programadas por grupo para atender la actividad “cambio de turbina” se consideran excesivas, puesto que esta labor se puede realizar en dos días.


• C. H. Huampani


o Se debe tomar en cuenta que si bien es cierto 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%.

El COES-SINAC deberá tomar en cuenta este hecho.

• C. H. Yanango


o Las horas de indisponibilidad programadas para atender la actividad “cambio de turbina” se consideran excesivas, por cuanto dicha labor se puede efectuar dentro del periodo previsto de indisponibilidad de la central para limpieza de la toma que es de 5 días.


• C. H. Chimay


o Las actividades “pulido de alabe” y “reparación de turbina” se pueden ejecutar en forma paralela con los trabajos de limpieza del embalse Tulumayo y, en este sentido, sólo se debe tomar en cuenta las horas de indisponibilidad de la central por los trabajos en el embalse, los cuales se estiman en cinco días.

El COES-SINAC deberá tomar en cuenta esta situación.

• 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 de 2 días.




• C. H. Carhuaquero


o Las actividades “inspección del túnel” y “limpieza de embalse” se pueden realizar conjuntamente en un lapso de 3 días, por lo tanto no se deben considerar como actividades separadas que requieren de este modo mayor número de horas de indisponibilidad.

• C. H. Yaupi


o La actividad “limpieza y barnizado del bobinado del alternador” se realiza cada dos años de acuerdo a la información remitida con ocasión del estudio “Optimización del Programa de Mantenimiento de las Centrales del SEIN”, encargado por el OSINERG a la empresa consultora CESEL a inicios del año 2003. Sin embargo, en el ESTUDIO se propone que dicha actividad tenga una periodicidad anual.

El COES-SINAC deberá explicar el porqué se propone una mayor frecuencia de esta actividad.

• C. H. Malpaso


o La actividad “limpieza de los ductos de ventilación” se realiza normalmente con una frecuencia de tres años; sin embargo, en el ESTUDIO se propone que en el año 2004 se ejecute dos veces con una separación de 15 días, considerando horas de indisponibilidad excesivas, por cuanto esta labor no demanda más de un día.

El COES-SINAC deberá explicar el porque se propone una mayor frecuencia de esta actividad.

• C. H. Cahua

El COES-SINAC deberá entregar la información que sustenta las actividades y duraciones propuestas, por cuanto estas aparentemente serían excesivas.

• C. H. Gallito Ciego

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 20 días) se pueden efectuar otras actividades como: mantenimiento integral electromecánico del generador, turbina y otros.



• C. H. Charcani V


o No se cuenta con información acerca de las actividades de mantenimiento de los extractores de vapor y del generador, ni inspección y repintado del ducto forzado, por lo cual el COES-SINAC deberá proporcionar la justificación de las mismas, a la vez que los reportes estadísticos de estos mantenimientos realmente ejecutados.

o Se debe considerar que los trabajos de modernización del sistema de control de los grupos se pueden ejecutar paralelamente con las actividades de inspección del túnel, con lo cual las horas de indisponibilidad por estas actividades se reduciría considerablemente.

El COES-SINAC deberá explicar el porqué se propone una mayor frecuencia de esta actividad.

• C. H. San Gabán


o No se cuenta con información acerca de las actividades de mantenimiento previstas para grupos y tubería forzada, por lo cual el COES-SINAC deberá proporcionar la justificación de las mismas, a la vez que los reportes estadísticos de los mantenimientos realmente ejecutados.

o Las actividades de mantenimiento de turbina y regulador se pueden realizar conjuntamente, lo que reduce las horas de indisponibilidad de la central.

El COES-SINAC deberá tomar en cuenta lo señalado.

• C. H. Machupicchu

El COES-SINAC debe tener en cuenta que las actividades de mantenimiento de los grupos previstas para el año 2005 y 2007, se pueden ejecutar en forma paralela a las actividades previstas en la toma y patio de llaves que indisponen la central, disminuyendo de este modo la indisponibilidad de la central.

Asimismo, las actividades “cambio de deflectores de turbina” y “mantenimiento integral de cojinetes” cuentan con duraciones excesivas, pues es posible realizar las labores en 3 y 2 días, respectivamente

• C. H. Aricota

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



Se debe incorporar la información presentada en el folio 280 del ESTUDIO.

• C. T. Aguaytía, Malacas e Ilo1 y 2

Se debe proporcionar la información que fuera remitida por las empresas y que sirviera de base para la realización del ESTUDIO.

De lo expuesto respecto al programa de mantenimiento mayor de las unidades más representativas del SEIN, se verifica que el mantenimiento mayor propuesto por el COES-SINAC en el ESTUDIO no es un programa eficiente en el sentido que se ha propuesto de manera separada actividades que pueden ser realizadas simultáneamente, aumentándose de este modo la indisponibilidad de las centrales, a la vez que en algunas actividades se contaría con frecuencias y duraciones mayores a las necesarias.

El COES-SINAC debe presentar la información que sustente las fechas, la duración y los horarios del mantenimiento de las unidades de generación hidroeléctricas y termoeléctricas, ingresadas en el archivo “sinac.man” del modelo PERSEO. En vista que el programa se basa en requerimientos estándar asociados a la operación histórica de las centrales, se deberá necesariamente mostrar, individualmente para cada central, la documentación técnica con los cálculos y evaluaciones de sustento que confirmen estos requerimientos.

Asimismo, al COES-SINAC deberá sustentar su pretensión de incluir los mantenimientos menores en el ESTUDIO; por cuanto, de acuerdo al Artículo 41°, literal b), el COES-SINAC tiene como función controlar el cumplimiento de los programas de operación y coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones. Asimismo, la normativa contenida en la ley y su reglamento hace únicamente referencia a los mantenimientos mayores, hecho que el OSINERG considera razonable por cuanto se entiende que la indisponibilidad por motivo de dicho tipo de trabajos se realiza normalmente en horas de fuera de punta, tiempo durante el cual la indisponibilidad producida no afecta, por lo general, los costos marginales del sistema; y en todo caso, se entiende que su efecto ya se halla recogido en el factor de indisponibilidad utilizado para corregir la potencia efectiva de las centrales en la simulación de la operación del SEIN, para el horizonte de 48 meses requerido por la LCE.

PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA Es necesario señalar que el Artículo 126° del Reglamento de la LCE4 detalla el procedimiento que permite determinar el Precio Básico de la

4 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:



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:

28. COSTO FIJO NO COMBUSTIBLE

28.1 Frecuencia de Inspecciones de la Turbina a Gas

Los argumentos del COES-SINAC sobre la frecuencia de inspecciones han sido ampliamente analizados en el Informe OSINERG-GART/GRGT N° 081-2002 que sustentó la Resolución N° 1458-2002-OS/CD (que fijó las Tarifas en Barra para el período noviembre 2002 – abril). En este informe (Anexo D, Observación N° 23.2.3), el OSINERG manifestó lo siguiente:

“La ecuación empleada por el COES-SINAC para establecer los requerimientos de mantenimiento requiere se tenga en cuenta lo siguiente: Toda ecuación o igualdad debe ser dimensionalmente homogénea, es decir, dimensionalmente debe ser correcta para que tenga validez. La ecuación empleada por el COES-SINAC presenta como único sumando con un factor de relación o peso igual a la unidad (a=1) a las horas de operación a carga base con gas natural (HOCBG), por lo tanto las horas equivalentes de operación HEO también deben

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.



corresponder a horas de operación a carga base con gas natural para cumplir el requisito de homogeneidad dimensional.”

El COES-SINAC, en el Recurso de Reconsideración presentado contra la Resolución OSINERG N° 1458-2002-OS/CD (folio 56, Cuadro N° 3-4) propuso la modificación del factor g = 1,3 a g = 1,00, manifestando lo siguiente:

“Sin embargo, para ser coherente con lo indicado por el Boletín de Servicio PH-36803, cuyas fórmulas toma OSINERG, el cálculo debió efectuarse con las horas entre períodos de mantenimiento con Diesel 2 que fija el mencionado Boletín. Al corregir en ese sentido el cálculo efectuado por OSINERG, conservando sus premisas (aún cuando no las compartimos), los costos fijos de la Unidad de Punta llegan a US$ 1´129,322. Los resultados se indican en el CUADRO N° 3.4. Corresponde a las premisas de 0 disparos, 20 años para la anualidad y la fórmula del “Service Bulletin PH-36803, Rev 7”, tal cual ha calculado OSINERG; difiere en que los períodos que se considera son los que corresponden a Diesel 2 en el mencionado Boletín.”

En el numeral 2.4.2.2 de la Resolución OSINERG N° 1492-2002-OS/CD, que resolvió el Recurso de Reconsideración presentado por el COES-SINAC, el OSINERG sustenta nuevamente la frecuencia de inspecciones empleada para el cálculo de los costos de mantenimiento y, con relación a la propuesta del COES-SINAC de modificar el factor “g” de 1,3 a 1,0, estableció:

“Que, respecto al cálculo presentado por el COES-SINAC en el Cuadro N° 3-4 de su recurso, manteniendo las premisas del OSINERG “..para ser coherente...”, según el COES-SINAC, con lo indicado en el BOLETÍN DE SERVICIO, es necesario precisar que dicho cálculo ha sido realizado cambiando arbitrariamente el factor de relación de 1,3 (que establece el fabricante para el petróleo diesel 2) por el valor de 1,0, manteniendo invariables los coeficientes de los otros monomios de la ecuación (arranques, disparos, horas de virado), perdiéndose de esta manera la relación de igualdad de la ecuación y obteniéndose por consiguiente resultados que carecen de validez”.

De lo expuesto, se aprecia que la propuesta realizada por el COES-SINAC ha sido analizada anteriormente, habiendo sido observada y posteriormente denegada por el OSINERG sobre la base de los considerandos contenidos en la Resolución OSINERG N° 1492-2002-OS/CD. En consecuencia, ante la ausencia de argumentos nuevos en la propuesta del COES-SINAC sobre este punto que justifique una revisión, el OSINERG reitera sus observaciones, análisis y consideraciones contenidos en los documentos a que se refieren los párrafos anteriores y los cuales, por extensión, deberán considerarse parte de las observaciones que formula el regulador al ESTUDIO.

28.2 Actualización de Precios de Repuestos

En las turbinas a gas es usual el uso de repuestos reparados dentro del plan de mantenimiento de la unidad. El costo de los repuestos reparados es función del grado de deterioro que presenta el componente al ser retirado.



En el caso de que un componente no se sustituya en el momento oportuno, se deteriorará más de lo recomendado por el fabricante y el costo de su reparación se incrementará. Los costos razonablemente aceptables de repuestos reparados son aquellos que corresponden a reparaciones estándar de los componentes.

A continuación se detallan las observaciones con referencia las hojas de cálculo (contenidas en el archivo magnético CFNC.XLS) presentadas por el COES-SINAC como justificación de los valores propuestos:

28.2.1 Hoja de Cálculo “Combustión Menor”

• La modificación de los repuestos reparados se basa en una cotización que incluye, además, costos de otros componentes, según se indica en el numeral 4 de la cotización. Dado que los costos considerados no corresponden sólo a los combustores, los mismos no deben ser empleados.

• No existe sustento de los precios de los repuestos nuevos empleados en esta hoja de cálculo. Los nuevos precios de combustores considerados representan el 300% de los precios propuestos por el COES-SINAC en la regulación de noviembre del 2002 (precios actualizados a dicha fecha).

28.2.2 Hoja de Cálculo “Combustión Mayor”

• Los costos de las transiciones corresponden al componente 775J667002. El componente original es el 1312E72002 y su costo actualizado propuesto por el COES-SINAC en noviembre de 2002 está en el orden de 43% del precio propuesto en la presente regulación. La diferencia de precio; así como, la diferencia en el número de componente indicaría que no se trata de una sustitución sino de una mejora o modernización de la turbina, por lo que dichos costos no pueden ser considerados como costos de mantenimiento.

• No se adjunta información del fabricante entregada adjunta a la oferta, tales como Westinghouse Selling Policy 1280 y Quote N° 20039773. El COES-SINAC deberá adjuntar dicha información.

28.2.3 Hoja de Cálculo “Gases Calientes”

• En dicha hoja se presentan 38 precios modificados; asimismo se aprecia que en Combustores y Transiciones, el incremento respecto a los precios actualizados propuestos por el COES-SINAC en noviembre de 2002 es de 143%. Al respecto, se debe presentar el sustento de dichas modificaciones, el mismo que no se ha podido ubicar en el Anexo H4 del ESTUDIO.



28.2.4 Hoja de Cálculo “Mayor”

• Se presenta el mismo caso de la hoja anterior, existen más de 100 modificaciones de costos de repuestos que deben ser sustentados adecuadamente.

28.2.5 Hoja de Cálculo “CVNC y CFNC(D2)”

• Debe corregirse la frecuencia de inspecciones para mantenimiento. La modificación del factor g = 1,3 por el nuevo valor g = 1,00 carece completamente de sustento, tomando en cuenta lo mencionado en la observación sobre la Frecuencia de Inspecciones de la Turbina a Gas.

29. FACTOR DE CORRECCIÓN POR ENVEJECIMIENTO

Los argumentos presentados por el COES-SINAC en el ESTUDIO son esencialmente los mismos que fueron presentados en la regulación tarifaria de mayo de 2003.

En este sentido, se reitera que estos argumentos, conjuntamente con otros señalados en la regulación tarifaria de noviembre de 2002, han sido analizados y observados en dicho proceso (Anexo D del Informe OSINERG-GART/GRGT N° 081-2002 que sustentó la Resolución N° 1458-2002-OS/CD, que fijó las Tarifas en Barra para el período noviembre 2002 – abril 2003) y que los mismos fueron, también, desestimados por el OSINERG por las razones señaladas en el apartado 2.4.2.5 de la parte considerativa de la Resolución N° 1492-2002-OS/CD que resolvió el Recurso de Reconsideración presentado por el COES-SINAC contra la Resolución N° 1458-2002-OS/CD.

En consideración a lo expuesto en el párrafo precedente y ante la ausencia de argumentos nuevos sobre la propuesta del COES-SINAC en este punto, el OSINERG reitera sus observaciones, análisis y consideraciones contenidos en los documentos a que se refiere el párrafo anterior; así como en el apartado 2.3.2.2 de la parte considerativa de la Resolución N° 092-2003-OS/CD que resolvió el Recurso de Reconsideración presentado por el COES-SINAC contra la Resolución N° 057-2003-OS/CD que fijó las Tarifas en Barra para el período mayo-octubre 2003, todos los cuales, por extensión, deberán considerarse como parte de las observaciones que formula el regulador al ESTUDIO.

FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES

30. FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES DE POTENCIA Y ENERGÍA

En el Cuadro N° 8.1, folio 31 del ESTUDIO, el COES-SINAC ha presentado de manera explícita los factores de pérdidas marginales de



energía, que se deben incluir de acuerdo con lo señalado en la Ley de Concesiones Eléctricas.

Al respecto, el OSINERG entiende que los factores de pérdidas marginales de energía contenidos en dicho cuadro son preliminares y que, en consecuencia, los definitivos serán aquellos valores que se determinen con el modelo PERSEO al final de proceso.

Asimismo, es preciso destacar que el COES-SINAC no ha adjuntado en su ESTUDIO los factores de pérdidas marginales de potencia. En este sentido, se requiere que se especifique y sustente de manera explícita si los factores propuestos por el COES-SINAC corresponden a los determinados por el OSINERG en la regulación tarifaria de mayo de 2003 o, en caso contrario, se propongan otros factores que resulten del despacho económico en la hora de máxima demanda del sistema; estos nuevos factores se obtendrían como consecuencia de las variaciones en la oferta (nuevas centrales Misapuquio, San Antonio y Huayllacho) y considerando el costo variable de las unidades térmicas TG2 y TG3 de Malacas que operan ahora con gas natural y no con diesel como se estableció en la regulación tarifaria de mayo de 2003.

FÓRMULAS DE REAJUSTE

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

En los folios 32 a 34 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 24 de julio de 2003, en la cual el COES-SINAC expuso el sustento técnico económico de su propuesta de Tarifas en Barra para la regulación tarifaria del período noviembre 2003 - abril 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.



AAnneexxoo AA

OObbsseerrvvaacciioonneess yy//oo CCoommeennttaarriiooss eexxpprreessaaddooss eenn llaa AAuuddiieenncciiaa PPúúbblliiccaa ddee SSuusstteennttoo ddeell CCOOEESS--

SSIINNAACC



PREGUNTAS FORMULADAS POR LOS ASISTENTES

1. Sr. William Postigo (Defensoría del Pueblo)

Para los que vienen por primera vez a este tipo de audiencias, debo señalar que la Defensoría del Pueblo tiene como una función otorgada por la constitución la de supervisar la prestación de los servicios públicos, incluyendo los servicios de electricidad; en ese sentido la Defensoría del Pueblo trata de, como en todos los casos, proteger los derechos de las partes más indefensas. En este contexto, entonces, la Defensoría del Pueblo busca proteger el interés de los usuarios de servicios públicos.

Al ver la propuesta de incremento, tal como ha sido presentado por el Ing. Quintanilla, esta propuesta que presenta el COES y ver que es el 16,9%, prácticamente el 17%, me preguntaba: ¿cuándo podríamos tener una propuesta, digamos, que ya no disminuya la tarifa sino por lo menos una propuesta que plantee un incremento moderado?. Porque, evidentemente, cualquiera que vea una propuesta de 17% piensa que es desproporcionado con lo que es en este momento la realidad del país. Ciertamente, se argumentará que la forma de cómo se calcula la tarifa lleva a este resultado, pero cuando uno aprecia cuáles son los criterios que se van utilizando, en primer lugar, uno encuentra que hay una gran cantidad de elementos respecto a los cuales ya la mayoría de los usuarios, los ciudadanos de este país, no tienen suficiente información. En ese sentido, si bien el OSINERG ha hecho una tarea que nosotros consideramos positiva, en cuanto a fomentar una mayor transparencia de este tipo de procedimientos, creemos que todavía hay un gran esfuerzo por hacer.

Y decía esto porque, por ejemplo, solamente para referirme al caso del contrato de Etevensa, que como es público, esta empresa ha solicitado un plazo adicional de dos meses en relación a la firma del contrato y el criterio que ha utilizado el COES para su cálculo tarifario implica que ellos suponen que este contrato definitivamente no se va a firmar. Evidentemente en ese contexto el nivel tarifario resulta más alto del que saldría si consideramos que se tiene en cuenta este contrato y esto, como digo, tiene que ver con este comentario de porqué siempre encontramos que el COES plantea incrementos tarifarios que a cualquiera, me parece a mi, le resultan desproporcionados; porque, en realidad, en cierta forma este es un sistema en el cual supuestamente existe competencia entre las empresas para entregar electricidad en el sistema; pero, en verdad, a través del COES siempre vemos que hay un acuerdo para presentar propuestas de incrementos tarifarios que resultan claramente desproporcionados.

Otro criterio que me llama mucho la atención, respecto del resultado para el incremento tarifario propuesto, es el tema de la demanda adicional de Ecuador. Este tema en realidad no esta regulado, no hay ninguna razón para suponer que la forma como se va regular esta demanda adicional que podría haber por la interconexión con el Ecuador tenga que repercutir en un costo adicional para los usuarios, por supuesto que es muy positivo. Sin embargo, el COES otra vez, al igual que en el caso de Etevensa en donde ya decidieron que no va haber contrato, aquí también han decidido que la forma como se va a



aplicar esta demanda adicional es el que va incidir en el costo para los usuarios.

Y esto, como decía, este intento de buscar de alguna manera, no una propuesta que sea equilibrada en términos de que si es necesario un aumento, que haya un aumento pero que sea razonable, se refleja también en la insistencia respecto al tema, por ejemplo, del envejecimiento de los generadores para el cálculo del costo de la potencia, tema que ya ha sido resuelto por el OSINERG en sentido negativo. Es decir que eso no debe ir y que el sentido común, por lo menos a los que hemos analizado este tema, nos indica que eso no debería ir; Sin embargo, se insiste y se insiste porque al final lo que se busca es un incremento tarifario elevado.

Finalmente, creo que al OSINERG todavía, en relación al tema de la transparencia y al fortalecimiento de la participación de los usuarios en las audiencias públicas, le queda un gran esfuerzo por hacer; Porque, como podemos notar todos aquí, en realidad hay una participación en la que casi siempre nos vemos las caras las mismas personas. La Defensoría del Pueblo hace un esfuerzo por promover que participen los usuarios, pero hasta quizás la hora es inadecuada. Porque habría que pensar en una hora que no sea de trabajo para que mucha más gente pueda participar. Yo creo que hay un serio problema de participación, necesitamos promover esa participación y OSINERG, en ese sentido, debe hacer un esfuerzo adicional. Nosotros como Defensoría del Pueblo hemos solicitado al OSINERG que nos facilite los modelos (el Perseo), que nos facilite los programas con los cuales corren estos modelos, de tal manera que podamos tener un lugar donde los usuarios independientes puedan acudir para recibir información y para poder analizar y evaluar estas propuestas de tal manera que puedan participar en estas audiencias de igual a igual con las empresas, no se si de igual a igual, pero al menos con una capacidad un poco mayor de la que ocurre en este momento.

Ing. Jaime Guerra (COES SINAC)

Hay un conjunto de comentarios mas que preguntas, trataré de abordarlos.

El primer comentario se refiere que la forma que se plantea un incremento muy significativo respecto a la tarifa vigente y la respuesta la adelantó él y lo que puedo repetir es que la Ley en el Art. N° 47° nos da una metodología para el cálculo tarifario. Esa metodología, evidentemente, va a tomar en consideración una serie de premisas, criterios que el COES escoge basándose en mayor medida posible a lo que la realidad nos ofrece, es decir la realidad operativa, el conocer directamente por experiencia de operar el sistema. La realidad del sistema nos da una buena base técnica para tener un cierto tipo de información del sistema actual.

Respecto a los proyectos futuros hacemos el mejor esfuerzo de dirigirnos, mandamos comunicaciones a todos los agentes responsables del desarrollo del proyecto. Las cartas de respuestas las incluimos como anexos al estudio, de manera que están a disposición de todos los que quieran necesariamente verlas en la página web del



OSINERG. Eso es en cuanto a lo que es proyectos de demanda por ejemplo sobre todo proyectos de generación. Y a nuestro planteamiento, al final hacer la propuesta tarifaria implica necesariamente optar por un escenario de generación, de expansión de la generación y un escenario de expansión de la demanda. Del equilibrio entre ambos escenarios es que resulta el precio de la energía y la sensibilidad del resultado respecto a ese equilibrio es muy importante, entonces los escenarios de proyección de demanda y el plan de obras de generación considerados, plasmados en datos para el modelo Perseo, resultan los números que están presentados en el informe.

Pero cabe aclarar en cuanto al tema en el que realmente se firme el contrato de Electroperú a Etevensa, eso lo hemos discutido mucho en el COES. Qué escenario es el que corresponde plantear y que el impacto de esto es muy significativo en la tarifa, se expresó ya en una publicación periodística del propio Ing. Dammert. El efecto es casi el 6% en la tarifa a usuario final por el hecho de si se firma o no se firma ese contrato. Lo que tenemos nosotros es tratar de ceñirnos a nuestras premisas de tomar en cuenta compromisos afirmes en los proyectos que incluimos en el plan de obras. Ahora, eso está en proceso, incluso cuando estamos elaborando el estudio tarifario, estamos a la expectativa de que la suscripción se produzca. De manera, entonces, de lo que el COES decidió era simplemente, que en el caso se suscriba desde ahora hasta el 15 de Octubre, que es la fecha prevista por el OSINERG para publicar la resolución tarifaria, evidentemente deberá tomarse en cuenta el plan que Etevensa nos formuló, nos envió por escrito, condicionado a la firma del contrato. Eso se tomará en cuenta; pero, en opinión del COES, sobre la base de los hechos, una vez que la suscripción se dé, entonces corresponde incluir el plan de obras que se deduce que deviene, naturalmente, de los resultados de la suscripción del contrato. La posición del COES ha sido, que hasta que eso no se produzca, suponemos el escenario más pesimista.

En cuanto al tema de Ecuador, nosotros estamos basándonos en la aplicación de lo que señala la Ley y el Reglamento sobre el tema. Por el proyecto de conexión con el Ecuador, es un proyecto factible, hay compromiso suscrito de los dos operadores de transmisión responsables de la obra. Se ha aludido a detalles del contrato y el adendum, firmado para esto, ha sido comunicado al COES por la empresa responsable del lado Peruano. Tenemos además información del Ministerio sobre la evolución del proyecto. De manera que, no hay ninguna duda, que es un proyecto que va. Entonces, de acuerdo a la legislación, estamos obligados a tomar en consideración todos lo suministros que alimentan desde el sistema interconectado Peruano.

La regulación pendiente, es justamente indispensable que se de oportunamente con una anticipación razonable a la fecha prevista de entrada en operación de la línea y se refiere básicamente a temas operativos y temas comerciales.

En temas operativos, incluso el COES, viene participando conjuntamente con el Ministerio y se hace en una discusión de los acuerdos de operación.



En los temas de regulación de aspectos comerciales habrán regulaciones de diversos tipos que deberán ser emitidos por las autoridades correspondientes y que deberán ser comunicados a los agentes con una anticipación razonable a la fecha prevista de la entrada a la línea; pero, sin embargo consideramos que la falta de esa normativa de detalle no justifica el dejar de tomar en cuenta el proyecto como proyecto factible y que esta en el horizonte del estudio tarifario. El tema tiene contemplaciones legales. Hay argumentos que se han planteado en reconsideración a la tarifa anterior que no consideramos, el tema legal todavía no esta del todo zanjado.

Pero, en cuanto al envejecimiento de la unidad de punta, nuestro punto de vista se basa en el hecho físico que una máquina cuando opera se desgasta. Es un hecho físico que es absolutamente incuestionable. Se ha asumido que la máquina opera durante seis meses de período tarifario, con el régimen previsto en las hipótesis usadas para la selección de la unidad, de manera que estamos tentados de ser consistentes, las horas de operación esperadas de la unidad que han sido asumidas en el cálculo, en el proceso de selección, entonces, de manera que pensamos que no se debe dejar de tomar en cuenta un efecto de esta naturaleza.

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

Bueno, básicamente es casi lo mismo pero con otra perspectiva lo que vamos a preguntar. Nuevamente nos vemos acá en este recinto viendo los temas de tarifas en barra para el futuro. Vemos nuevamente que el COES está planteando levantar los precios, no sabemos porqué. Vemos que lo que ellos llaman, entre comillas, inversión para nosotros son costos, claro costos de ellos, pero que los pagamos nosotros en la tarifa eléctrica. Vemos también que ellos tienen una capacidad instalada, pero no sabemos cuánto de esa capacidad instalada esta ociosa. Entonces, cada vez que alguien les pida potencia o energía va a tener que pagar sobre costos o va a tener que cambiarse las formulas para hacer un incremento, cuando tienen capacidad ociosa para dar servicio.

En el tema del Ecuador no sabemos en los contratos qué tienen, tienen la capacidad de exportar energía y si tienen esa capacidad de exportar energía, quisiéramos saber qué tipo de energía es, si es energía hidráulica, eso significa de que los recursos naturales del Perú serian aprovechados por los vecinos del Ecuador y también por las empresas que darían este servicio. La pregunta es ¿cuánto gana el Perú?, o en todo caso, ¿perdemos con los costos como ellos dicen?.

Queremos saber también que si esta energía que iría al Ecuador va hacer energía térmica. En este caso si sería razonable que ellos ganen dinero con la inversión que hagan, pero me parece que no es así.

El tema de la maquinaria o en todo caso el tema de lo que son los factores de corrección por envejecimiento; bueno, todas las empresas y todos los empresarios compran maquinaria y toda la maquinaria tiene que envejecer y depreciarse. En este caso, porqué tienen privilegios las empresas que se agrupan en el COES para incrementar los costos de las tarifas eléctricas de todos los Peruanos, cuando todos tenemos la



misma posibilidad con nuestros equipos, pero lamentablemente nadie nos lo va a pagar.


En cuanto a la primera parte de la intervención del Sr. Rosales hay necesidad de precisar un poco el marco en el cual nos desenvolvemos. En el sistema establecido en el año 92, con la Ley de Concesiones Eléctricas se establece un régimen de mercado distinto al que existía anteriormente, en el cual las actividades de generación, transmisión y distribución se han desagregado. Se establece competencia en el nivel de generación. Se regula lo que es transmisión y distribución básicamente y se establece un régimen de inversión privada para el desarrollo de la generación.

La ley se origina en un escenario de deficiencias muy importantes en el lado de generación. La demanda resultaba mayor que la generación. Ese año fue un año seco, de manera que, la generación de las centrales hidráulicas fue disminuyendo notablemente. Había racionamiento alrededor del 30% a los usuarios por falta de energía eléctrica.

Actualmente, el sistema tiene una reserva de alrededor del 48% y si ocurriera nuevamente la sequía del año 92, la energía al usuario final no cambia de precio. Los usuarios recibirán exactamente las tarifas reguladas en su recibo aún cuando el conjunto de la generación incurra en mayores costos, porque en un escenario de sequía tendríamos que utilizar la generación térmica basada en petróleo e incluso unidades de generación muy ineficientes con costos variables por encima de 100 ó 120 dólares por megavatio hora. Entonces, en nuestro país, como mencioné, el año pasado hemos tenido un 88% de la fuente de energía de origen hidráulico. Ese 88%, en realidad, es un regalo que nos viene del cielo, cierto es agua, pero justamente el carácter del agua no es 100% confiable. En un sistema como el nuestro, tan fuertemente hidráulico, es prudente tener una reserva del orden del 30%. En el caso que no se incremente en absoluto el parque generador existente para el año 2006 alcanzaríamos el 30% de reserva; para los años siguiente 2007, 2008 y 2009 tendríamos, por el mismo ofrecimiento de la demanda, ya una situación de mayores riesgos de racionamiento sujetos a las eventualidades de la naturaleza.

Entonces, qué garantiza que los usuarios estén atendidos debidamente. Se requiere invertir en ampliar la capacidad de generación, entonces, lo que este sistema esta tratando de establecer son señales económicas para la inversión de tal forma que se garantice que la energía llegue a los usuarios y no es una solución de corto plazo, o de muy corto plazo, estamos queriendo mirar el largo plazo. Entonces, este régimen de dar señales económicas a la inversión permite, justamente, que a medida que haya proyectos de generación comprometidos (el modelo tarifario mira cuarentiocho meses, cuatro años a futuro, ve que hay proyectos que están entrando en años siguientes justamente cuatro años), de manera que, la tarifa que vamos a reconocer hoy contempla ya un proyecto que esta entrando probablemente en tres o cuatro años a futuro. En el caso de que no hayan proyectos que sean factibles, que estén seguros que estén entrando, entonces la señal económica tiene



que ser tal que estimule la inversión en generación nueva. Estamos hablando de asegurar el suministro eléctrico a todos los Peruanos. No hay energía más cara la que uno no tiene cuando la necesita. Entonces, el mayor costo al usuario seria el racionamiento. Entonces todo el esquema está planteado para asegurar el abastecimiento de la energía eléctrica. Viendo responder a la primera parte de la pregunta, la tarifa tiene un mecanismo establecido por ley para fijarse, contempla entonces una proyección cómo sería el sistema en los próximos cuarentiocho meses y dentro de eso el equilibrio de generación y de demanda, que evidentemente va a impactar en el precio regulado, pero en el largo plazo el efecto es el que les mencioné. Todo este conjunto esta orientado a asegurar la continuidad del suministro a los usuarios.

Entonces la tendencia histórica de la tarifa regulada, además es que viene bajando, no es que viene subiendo; En este tema, porqué el COES plantea un monto mayor, bueno aquí hay un tema de diferencias de apreciación entre el COES y el OSINERG respecto a los escenarios futuros y premisas. El COES asumió hipótesis pesimistas: no se firma el contrato con Etevensa. Evidentemente el impacto tarifario es muy significativo. En el momento que el OSINERG fije la tarifa tomará en cuenta los elementos, los datos de la realidad que estén vigentes a la fecha de la resolución, eso es el 15 de Octubre, tendrá diferencia de criterios. Hay un proceso en el cual ventilamos esas diferencias, hay observaciones que se envían, respuestas del COES y por tanto esto tiene un mecanismo que finalmente establece mayores elementos para que el OSINERG fije la tarifa. Entonces, el tema parte de un proceso largo que redundará o terminará en una tarifa que realmente sea equilibrada.

El tema de la interconexión con el Ecuador es un problema. Hay un problema de economía de escala que hay que tener en cuenta. El interconectar sistemas, independientemente de fronteras nacionales, implica un beneficio para el conjunto, de la misma forma de cómo se ha beneficiado el sistema interconectado nacional por el hecho de haber interconectado el Sistema Sur con el Sistema Centro Norte. Técnicamente interconectar demanda, otro sistema vecino, en el largo plazo, lleva a un mejor aprovechamiento de recursos compartidamente y eso teóricamente nos lleva a una economía de escala y por tanto un beneficio para el conjunto. Ahora, ya se han dado disposiciones, hay una decisión 536 a nivel de la Comunidad Andina, que es ley para todos los países que la conforman, que da elementos básicos de cómo se va a llevar a cabo esta interconexión energética si bien faltan normas de detalles, como mencioné, el hecho es que se espera que a nivel conjunto de países redunden beneficios. Ahora, el tratamiento ya particular de los efectos comerciales tienen evidentemente que ser regulados y todo el tema de transmisión en general esta en proceso de un análisis muy profundo respecto a la regulación. La GART de OSINERG esta trabajando este tema, somos todos muy consientes que hay deficiencias, hay mucho que mejorar en el marco regulatorio de transmisión y esto se deberá tomar en cuenta, elementos que eventualmente también nos permitan tomar en consideración el efecto de las interconexiones internacionales.



3. Ing. César Gutiérrez (Consultor independiente)

Gracias por el comentario. Si, justamente una ausencia de diez meses y justamente quiero hacer un comentario desde la ausencia. Hace diez meses que se iniciaron, ya casi dos años las audiencias, es que antes había más público. Pero retorno a los de diez meses, después de un breve plazo con el estado en otro rubro y, cada día veo menos gente. No vaya hacer que dentro de diez meses después es suficiente una oficina de OSINERG para realizar este tipo de audiencias y yo le daría una recomendación a los funcionarios del OSINERG, que es un organismo escrito a la Presidencia del Consejo de Ministros, que lo inviten a la Presidencia del Consejo de Ministros para que se interese en cómo motivar la presencia aquí de gente que puede ser interlocutora en estos debates que son muy importantes. Porque la ausencia es notoria. Lo nota el que viene después de muchos meses. De repente ustedes están continuamente y ni se dan cuenta, aquí yo les aseguro que si seguimos en ese plan de repente en la próxima regulación, suficiente vamos a Bernardo Monteagudo y nos reunimos todos y cabemos muy fácilmente.

Yo quería hacer unos comentarios respecto al tema de Ecuador que se ha estado preguntando. Si bien es cierto, esto crea una nueva demanda, también es un hecho reconocido que no existe normatividad legal que norme como va esto y estoy hablando de una normatividad del orden de ley, no hablo de resoluciones del OSINERG y, si se esta suponiendo que en el camino de acá al 15 de Octubre, cuando se va a dar el precio definitivo a las tarifas definitivas, podría haber una precisión legal, que lo cual ameritaría incluir una demanda. Si esa es la suposición, también debería incluirse un concepto que se da cuando se exporta la energía de un país a otro, que es la renta de congestión y la renta de congestión disminuye el ingreso derivado de la demanda que se plantea. Entonces yo lo que pregunto es que si estamos poniéndonos en un escenario que de acá a Octubre se va a producir las normatividades legales que permitan incluir esa demanda porqué también no se supone que se va a poner la renta de congestión como cálculo para ver cómo quedan las tarifas; eso como primer punto.

Y en segundo punto, es el tema de Camisea, que por supuesto la incertidumbre que ingresa o no ingresa, existe, es más, yo supongo que cuando han elaborado esta propuesta no se había dado el caso de la firma el 31 de Mayo del contrato por Etevensa. Supongo que con esa coyuntura se ha hecho este cálculo. Si nos reflejamos hoy día, lo que dice el periódico, hay una versión del Ministro de Energía y Minas que dice, el 26 de Agosto, y todavía le pone fecha, que el 26 de Agosto se firmaría el contrato con Etevensa. La pregunta que haría es ¿Cómo sería el cálculo que han hecho si se produce que el 26 de Agosto se firme el contrato con Etevensa por manifestación del Ministro?


En cuanto al tema de Ecuador quisiera destacar que en el periodo tarifario en los próximos cuatro años, contados a partir del 01 de Noviembre, la única modalidad de trabajo de la interconexión es la modalidad radial. Es decir, no tendríamos una interconexión completa porque los sistemas de transmisión no son lo suficientemente fuertes



para soportar una interconexión completa; es decir, solamente la conexión física de los cables, eso no es factible, no se sostiene técnicamente. Entonces, la primera etapa, tal y como está el proyecto de la interconexión, es la operación tipo radial; es decir que una parte del sistema Ecuatoriano se conecta al sistema Peruano. Es decir, el sistema crece en un tramo e incorpora la demanda de la distribución cerca de Machala, el sistema Emeloro. Entonces, bajo esa hipótesis, no tendríamos factibilidad de rentas de congestión porque la demanda de Emeloro es de 80 megavatios y la capacidad de transporte sería 125.

Es verdad, el tema de las rentas de congestión y la normativa para la transmisión, sí tiene un efecto importante en lo que sería el manejo económico de los recursos. Justamente, se intenta por medio de la regulación de transmisión, se aprovecha el momento de congestión para asignar los recursos en forma adecuada para remunerar las inversiones y también remunerar, a compensar eventualmente, a usuarios que es el caso de la interconexión Colombia – Ecuador que se ha iniciado su operación en Marzo. Debido a la renta de congestión ha habido un beneficio para ambos países, beneficio para los usuarios Colombianos y beneficio para los usuarios Ecuatorianos; pero, en ese caso, la interconexión se congestionó desde el primer momento en que se conectó, porque hay tal diferencia de precios entre ambos países que están transmitiendo todo lo posible por la línea, es un caso distinto. Es un tema importante y todavía materia de análisis; yo creo que evidentemente no se va a definir para el 15 de Octubre, es muy importante que esa normativa este clara.

Ing. Edgar Rosell (COES SINAC)

Sobre la pregunta qué pasa sí se firma el contrato, por supuesto que hemos hecho ese caso; el precio básico de la energía actualmente propuesto en el estudio es de 32,27, el nuevo precio bajaría a 27,47 o sea que si estamos hablando de que el precio básico de la energía estaba en el orden del 20% sobre el precio vigente bajaría solamente a 2,6% sobre el precio vigente, quiere decir que habido una baja de más o menos del 17%.

4. Sr. Juan Olazábal (Consultor Independiente)

Quería hacer una consulta relacionada con la demanda. Según lo que se nos ha dicho, la demanda crecería 4,3% en potencia y 4,4% en energía. Eso está basado en el estudio del PBI. Lo que me preocupa es de que aparentemente están siendo bastante pesimistas con la proyección del producto bruto interno. Suponiendo que exista una elasticidad del 1,0 entre energía y producto bruto interno, estaríamos hablando de este orden de magnitud, pero usualmente se estila que la elasticidad sea de 1,2. Estimo que la demanda está bastante pesimista; por lo tanto, me gustaría saber que premisas se han asumido para que proyecten un producto bruto interno del orden del 4%, porque eso es lo que a fin de cuentas nos va a determinar esta proyección de potencia y de energía. Eso por un lado.

Por otro lado, en la parte de los precios, ¿cómo es que tendiendo hacia una demanda tan baja los precios tiendan a tener un incremento del orden del 17%?.



Eco. Hugo Santa María (Consultor del COES SINAC)

Respecto de la proyección del PBI, que yo puedo comentar, qué bueno que una proyección del 4% sea percibido por alguien como pesimista. Yo creo que, en realidad, es un escenario base que como está establecido en el trabajo considera en el período de proyección un comportamiento de la economía relativamente similar a la que hemos tenido hasta ahora. Si esto lo resumimos en algunas pocas ideas, es una inversión privada y pública que se recupera a tasas muy moderadas en un entorno internacional que también fija un crecimiento moderado, un crecimiento techo del que podemos alcanzar y un crecimiento de mediano plazo que converge progresivamente a esa tasa de crecimiento del PBI potencial; o sea, realmente lo que hay abajo es que el PBI potencial del Perú converge a esa tasa del 4%.

El escenario optimista, por otro lado, supone una series de reformas y cambios en el ambiente de inversión que permite movilizar inversión; esto no es así en el escenario base. En el escenario base más o menos decimos Ok, si las cosas siguen así como están hasta ahora. Esto es lo que podemos crecer. Está vinculado estrechamente a los supuestos que hacemos sobre inversión.

Solamente un comentario, en realidad la proyección puntual de este año esta por encima de la que es el consenso del mercado que se publica .

5. Ing. Javier Risco (Representante de EDECAÑETE)

Una consulta, el Sr. Jaime Guerra menciona que estas tarifas se calculan con criterios de largo plazo, que son proyectos que vienen sucesivamente en el tiempo; sin embargo, sucede algo que es extraño y me gustaría que expliquen. Si es a largo plazo, debería no haber mucha diferencia en precios después de seis meses. Seis meses pasan y no puede subir tanto la tarifa. El porcentaje es excesivo. Dicen que ha entrado un proyecto a futuro, qué proyecto pudo haber hecho que suba tanto la tarifa en concreto.

Otro tema, va a entrar una demanda adicional del Ecuador, se supone que crece la demanda, el precio debería bajar, deberíamos beneficiarnos los peruanos de esta interconexión. Sin embargo, el precio sube, resulta un poco contradictorio. El dólar no ha subido tanto, la inflación tampoco, qué variable macroeconómica es la que fundamentalmente esta ocasionando que los precios en barra suban en esta magnitud.

Ing. Edgar Rosell (COES SINAC)

Como se explicó anteriormente, se hizo la pregunta respecto al proyecto Camisea. Yo diría que, básicamente, es pues, Camisea. No se olviden que para Mayo del 2003 se propuso una planta nueva que iba a entra en Agosto del 2004; justamente, claro, con la propuesta que hemos hecho en el estudio y las nuevas fechas que están planteadas por Etevensa, justamente esa es la gran diferencia. Ustedes pueden ver, que como dije, habría una rebaja hasta del 17%. Es decir, el precio que se tendría del precio básico de la energía, si se considera Camisea



por ejemplo con la información de Etevensa, es básicamente el precio vigente. Pero, si hubiera un retrazo, por no firmarse este contrato, eso originaria el mensaje justamente de esta propuesta, ese es el problema.

Camisea ha tenido un efecto muy grande en los estudios tarifarios. Básicamente, sobre eso también quisiera referirme. En anteriores fijaciones tarifarias, por la época del año 99, se pensaba que Camisea entraba en el año 2000 y, eso como ustedes saben, estamos en el año 2003 y no ha entrado. Entonces, en esa época, también hemos más o menos cuantificado que la tarifa podría haber sido más alta en esas épocas que en la que en su momento se cobró y esa incidencia era del orden de veinte millones de dólares (US$ 20´000,000); eso fue presentado también en alguno de los estudios al OSINERG.

6. Sr. Jorge Fernández (Profesor de la Universidad Nacional del Callao)

Se dice que los hechos hablan más fuerte que las palabras. Me refiero al factor de envejecimiento. He hecho un análisis histórico de cómo es que la potencia efectiva de todas las centrales que conforman el SEIN han ido evolucionando en su potencia efectiva y he observado que en vez de disminuir aumentan; es decir, que aquí en nuestro país las máquinas no envejecen, rejuvenecen.

Yo creo que el problema está en la poca claridad de la aplicación de las normas, existen, indudablemente, normas para la medición de potencia y eficiencia de máquinas. No es posible que una máquina, de un año a otro, incremente su potencia efectiva. Una turbina a gas, indudablemente, que si yo hago las pruebas a una determinada temperatura ambiental, no voy a pretender hacer las pruebas en otras condiciones que las favorezcan; precisamente existen normas que establecen cuáles son las tolerancias en estas mediciones. Entonces, yo pienso que el COES debe preocuparse un poco en afinar estas utilizaciones de estas normas. Agradecería sus comentarios.


Lo que se ha tomado en cuenta, para la propuesta, es el factor de envejecimiento deducido de ABB que es un fabricante de turbinas, ese es un aspecto teórico.

Las mediciones de potencia efectiva, que se efectúan periódicamente cada dos años en las unidades térmicas del sistema, están normadas por un procedimiento. Ese procedimiento establece condiciones para la medición, siempre la potencia, además, se lleva a condiciones equivalentes estándar, de manera que las condiciones de las pruebas no tienen porque alterar los resultados, se reflejan, se corrigen los valores a condiciones estandarizadas. Ahora, nosotros en el COES aplicamos los procedimientos tal cual están hechos. Los consultores externos independientes son los que ejecutan las pruebas y en el COES solamente hacemos la aprobación del informe de pruebas.

Ahora, los resultados diversos pueden obedecer, en el caso se hayan visto un incremento en lugar de una reducción, a circunstancias de pruebas o pueden obedecer a una corrección en algún elemento que



puede ingresar en la prueba, por ejemplo la medición del rendimiento tiene que ver con el poder calorífico del combustible y eso tiene que establecerse en la prueba, de la prueba a la muestra y hacer en un laboratorio, ya sea de la Universidad de Ingeniería o de Petroperú, hacer la determinación del poder calorífico del combustible.

Cualquier elemento que haya en alguna primera ocasión, por ejemplo, se haya tenido algún defecto y se corrige en el siguiente; podría determinar que, en lugar de disminuir suba la potencia. Ahora, como todo procedimiento son perfectibles, entonces, lo que quisiera señalar son las diferencias. Nosotros hemos tomado en cuenta el envejecimiento teórico que viene de esa publicación presentada en la lista que lo hace ABB, que es un fabricante de mucho prestigio y trayectoria. En cuanto a las mediciones hacemos lo mejor posible por aplicar los procedimientos, si hubiera algunos defectos de la aplicación tenemos que corregirlos.

7. Sr. William Postigo (Defensoría del Pueblo)

Para insistir un poco en este tema de la expectativa de la ciudadanía en tener propuestas equilibradas, como decía la persona que me antecedió en el uso de la palabra: ”para muestra basta un botón”.

En el tema del factor del envejecimiento que ya ha sido, como dije anteriormente, resuelto por OSINERG. Lo que hay que tener en cuenta es que para calcular el costo de la potencia se toma el valor de un equipo nuevo. Si se pretendiera incluir un costo por envejecimiento, entonces lo que se tendría que tomar es que para seis meses ese equipo ya no valdría igual; entonces, tendríamos que tomar un promedio del valor al principio del periodo y el valor una vez después de los seis meses que se ha producido un desgaste y ese promedio, evidentemente, con el costo del envejecimiento daría un resultado que se cancelaría. Es decir, tendríamos un precio inferior al nuevo, y ese precio inferior al nuevo sería precisamente el valor del envejecimiento. Entonces, yo creo, que aquí lo que nosotros esperamos como ciudadanos es que estas tarifas de electricidad, que son excesivamente altas en el Perú, y hay un estudio de la Comisión de Tarifas Eléctricas, ahora GART, donde muestra en la comparación con los países vecinos que las tarifas en el Perú son muy altas, nosotros como Defensoría del Pueblo hemos actualizado esos datos y vemos que las tarifas son sumamente altas en el Perú y la expectativa ciudadana es que con la entrada del gas de Camisea esas tarifas deberían tender a bajar, a medida que nos acercamos al periodo que entre el gas de Camisea esas tarifas deben ser menores; pero qué es lo que encontramos, que ahora, bajo el argumento de que hay un pedido de prorroga de dos meses, entonces simplemente en el cálculo tarifario se excluye esta entrada. En todo caso, se posterga para el siguiente año, para el 2005, y el resultado es que la propuesta es una propuesta claramente excesiva. Quiere decir, que sale de cualquier parámetro, de cualquier otro cambio de precio en esta economía. Entonces, esa, yo creo, que es la preocupación. En ese sentido, hay que hacer una invocación al COES porque, evidentemente, hay un descontento de la ciudadanía en general sobre las tarifas de los servicios públicos y, creo que, mal hacen las empresas en pensar solamente en una rentabilidad y buscar su máxima rentabilidad, lo cual es absolutamente lógico que haya una



rentabilidad dentro de un negocio como es este o como es cualquier otro negocio; pero, hay que tratar de pensar que la rentabilidad tiene que ser razonable y, eso es lo que yo quisiera invocar, para que las propuestas de incremento de tarifas sean razonables.

(COES SINAC)

Sin comentarios.

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

Era sobre la intervención que también tuvimos hace un buen tiempo sobre la inversión. Nos preocupa cuando el COES, que podríamos decirlo un oligopolio, porque está la generación, transmisión y bueno, no se, tenemos legislación el cual deberíamos de tratar no con el COES sino básicamente tener reuniones, primero con transmisores y después con generadores, que sería lo ideal, porque de esa manera ya tenemos, como se dice, que conversar con cada uno de ellos; porque si cada uno de ellos es una unidad de negocio, entonces acá 2 unidades de negocios juntas creo que desvirtúan lo que sería una audiencia pública. Sería una invocación, tal vez para la gente de OSINERG, la GART o la Comisión de Tarifas Eléctricas, tratar cada punto con cada entidad de negocio: generación, transmisión y distribución independientemente; porque cuando hablamos de generación hablamos de las generadoras nacionales y las extranjeras, cuando hablamos de transmisión igual y cuando hablamos de distribución igual.

Bueno, lo que me preocupa ahora es que ellos dicen que van a invertir, porque se supone que hay que mantener un 30% y ya tenemos un 48% de energía que no se usa; lo que me preocupa es invertir para no usar y pagar, porque alguien lo tiene que pagar y, yo acá, podríamos decir, es que la energía más cara es la energía que no se usa pero se paga.

En todo caso, lo único que me quedaría por decir es que no proyecten para un 38 – 40% o 48% de energía que no se va a usar esperando una temporada seca. Bueno, esperemos que no ocurra eso; pero, por lo tanto, no deberíamos de pagar los usuarios por tener energía o capacidad ociosa de esa manera o de esa magnitud, porque, lamentablemente, esta energía es demasiado cara, porque no la estamos usando, sin embargo, la estamos pagando y, espero que cuando se tenga que usar, espero, que exista esa energía.


Quisiera aclarar un poco la idea, la reserva que esta ingresando al cálculo tarifario esta por el lado del cálculo del precio básico de la potencia que es margen de reserva del firme objetivo que es del orden del 20%, no estamos pagando por una reserva del 48%, quiere decir que en la tarifa lo que hay es indirectamente en el precio básico de la potencia una reserva teórica que se reconoce. En este momento a partir del mes de Mayo del presente año ya la remuneración de potencia no está garantizada para todas las unidades del sistema, las unidades más ineficientes ya no tienen remuneración alguna si es que no se operan y hay un número muy grande es decir las unidades más caras las más antiguas ya no están recibiendo remuneración, porque el



cambio regulatorio que se produjo el año 99 que modifico los términos por los cuales las empresas generadoras reciben remuneración por potencia por capacidad de generación se alteraron y de un proceso transitorio justamente para asegurarle su rentabilidad en las condiciones similares a las vigentes en el año 99 hasta Abril del año 2,003 entonces que señal tiene el generador en este momento si el generador tiene una unidad que nunca opera porque el COES nunca le llama a despachar la señal económica que tiene es retirada del sistema entonces ese 48% que mencione incluye el parque generador a la fecha, entonces lo que el generador va hacer conforme a su señal económica es comenzar a retirar unidades que no rentan entonces por ese efecto también tendríamos de manera una reducción en el margen de reserva del 48%, y esto es una decisión tomada exclusivamente por la empresa generadora y las decisiones se toman sobre la base de las reglas que están vigentes, entonces el margen de reserva no le preocupe va a disminuir porque crece la demanda porque se retiran unidades y eventualmente las inversiones de nuevos proyectos en generación permitirán que ingrese generación mas eficiente y tengamos un incremento en el margen de reserva pero en un país tan fuertemente hidráulico tenemos que tener una reserva térmica de otra manera es irresponsable operar un sistema.

Ing. Julio Bustamante (Consultor del COES SINAC)

Yo quisiera aclarar una cosita Sr. Rosales, la reserva no es un problema que la pague el consumidor, es un problema de cómo se reparte ese pago entre los miembros del COES. El sistema de tarifas que tenemos no reconoce la inversión, reconoce el costo variable; quiere decir, que si nosotros invertimos más, ustedes van a pagar menos porque vamos a invertir en plantas más eficientes. No reconoce la tarifa cuanto invertimos, no reconoce para nada, hay un problema conceptual que quizá podríamos conversar con más detalle en otro momento; pero, el sistema de tarifas no reconoce la inversión, reconoce el costo variable que esa inversión genera y lo que se hace con nuevas inversiones es tener costos variables más baratos. Lo que esta sucediendo ahora es que no hay inversión, hay demanda, incrementa la demanda, pero no hay inversión por diferentes señales que hay en el mercado pero que tampoco es el motivo para discutirlo.



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MODIFICACIÓN DE PARÁMETROS DE EQUIPOS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN

May-03 Nov-03 VARIACION May-03 Nov-03 VARIACION May-03 Nov-03 VARIACION May-03 Nov-03 VARIACIONkM kM % r/kM r/kM % x/kM x/kM % MW NOM. MW NOM. %

## LNE-001 Talara 220kV Piura 220kV 103,8 103,8 0,00% 0,0711 0,0711 0,00% 0,4999 0,4999 0,00% 130,6634 149,3716 14,32%## LNE-002 Piura 220kV Chiclayo 220kV 211,19 211,19 0,00% 0,0768 0,0768 0,00% 0,4936 0,4936 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-003 Chiclayo 220kV Carhuaquero 220kV 83 83 0,00% 0,0900 0,0900 0,00% 0,4900 0,4900 0,00% 112,0140 112,0238 0,01%## LNE-004 Chiclayo 220kV Guadalupe 220kV 83,618 83,62 0,00% 0,0931 0,0931 0,00% 0,5325 0,5325 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-005 Trujillo 220kV Guadalupe 220kV 103,213 103,21 0,00% 0,0931 0,0931 0,00% 0,5325 0,5325 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-006 Chimbote 220kV Trujillo 220kV 134 134 0,00% 0,0670 0,0670 0,00% 0,4800 0,4800 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-007 Chimbote 220kV Trujillo 220kV 134 134 0,00% 0,0577 0,0577 0,00% 0,4829 0,4829 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-008 Paramonga Nueva 220kV Chimbote 220kV 221,167 221,17 0,00% 0,0900 0,0900 0,00% 0,4800 0,4800 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-009 Paramonga Nueva 220kV Huacho 220kV 55,63 55,63 0,00% 0,0899 0,0899 0,00% 0,5000 0,5000 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-010 Zapallal 220kV Huacho 220kV 103,86 103,86 0,00% 0,0899 0,0899 0,00% 0,5000 0,5000 0,00% 148,9600 224,0476 50,41%## LNE-011 Ventanilla 220kV Zapallal 220kV 18 18 0,00% 0,0882 0,0882 0,00% 0,4950 0,4950 0,00% 148,9600 224,0476 50,41%## LNE-012 Ventanilla 220kV Chavarria 220kV 10,56 10,56 0,00% 0,0871 0,0871 0,00% 0,4996 0,4996 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-013 Ventanilla 220kV Chavarria 220kV 10,56 10,56 0,00% 0,0871 0,0871 0,00% 0,4996 0,4996 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-014 Ventanilla 220kV Chavarria 220kV 11,08 11,08 0,00% 0,0871 0,0869 -0,23% 0,4996 0,4971 -0,50% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-015 Chavarria 220kV Santa Rosa 220kV 8,348 8,35 0,02% 0,0733 0,0730 -0,41% 0,4978 0,4979 0,02% 223,4400 224,0476 0,27%## LNE-016 Chavarria 220kV Santa Rosa 220kV 8,348 8,35 0,02% 0,0733 0,0730 -0,41% 0,4978 0,4979 0,02% 223,4400 224,0476 0,27%## LNE-017 Santa Rosa 220kV San Juan 220kV 26,285 26,28 -0,02% 0,0725 0,0726 0,14% 0,4924 0,4925 0,02% 223,4400 224,0476 0,27%## LNE-018 Santa Rosa 220kV San Juan 220kV 26,285 26,28 -0,02% 0,0725 0,0726 0,14% 0,4924 0,4925 0,02% 223,4400 224,0476 0,27%## LNE-019 San Juan 220kV Balnearios 220kV 9,83 9,83 0,00% 0,0733 0,0734 0,14% 0,5025 0,5027 0,04% 224,0280 224,0476 0,01%## LNE-020 San Juan 220kV Balnearios 220kV 9,83 9,83 0,00% 0,0733 0,0734 0,14% 0,5025 0,5027 0,04% 224,0280 224,0476 0,01%## LNE-021 San Juan 220kV Independencia 220kV 214,748 214,75 0,00% 0,0830 0,0830 0,00% 0,4900 0,4900 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-022 San Juan 220kV Independencia 220kV 216,24 216,24 0,00% 0,0824 0,0824 0,00% 0,4866 0,4866 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-023 Independencia 220kV Ica 220kV 55,19 55,19 0,00% 0,0830 0,0830 0,00% 0,4899 0,4900 0,02% 138,1800 138,1604 -0,01%## LNE-024 Ica 220kV Marcona 220kV 155 155 0,00% 0,0830 0,0830 0,00% 0,4900 0,4900 0,00% 138,1800 149,3716 8,10%## LNE-025 Pomacocha 220kV San Juan 220kV 113,497 113,5 0,00% 0,0610 0,0610 0,00% 0,4900 0,4900 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-026 Pomacocha 220kV San Juan 220kV 113,497 113,5 0,00% 0,0610 0,0610 0,00% 0,4900 0,4900 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-027 Pachachaca 220kV Pomacocha 220kV 13,458 13,46 0,01% 0,0602 0,0601 -0,17% 0,5001 0,4998 -0,06% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-028 Pachachaca 220kV Callahuanca 220kV 72,64 72,64 0,00% 0,0563 0,0563 0,00% 0,4889 0,4889 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-029 Pachachaca 220kV Callahuanca 220kV 72,64 72,64 0,00% 0,0563 0,0563 0,00% 0,4888 0,4888 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-030 Matucana 220kV Callahuanca 220kV 22,5 22,5 0,00% 0,0750 0,0751 0,13% 0,5010 0,5010 0,00% 224,0280 224,0476 0,01%## LNE-031 Callahuanca 220kV Rzinc 220kV 36,4 36,4 0,00% 0,0736 0,0735 -0,14% 0,4969 0,4969 0,00% 362,9920 333,0922 -8,24%## LNE-032 Rzinc 220kV Chavarria 220kV 21,42 21,42 0,00% 0,0736 0,0737 0,14% 0,4969 0,4969 0,00% 362,9920 333,0922 -8,24%## LNE-033 Callahuanca 220kV Chavarria 220kV 55,4 55,4 0,00% 0,0736 0,0736 0,00% 0,4969 0,4968 -0,02% 362,9920 333,0922 -8,24%## LNE-034 Mantaro 220kV Pomacocha 220kV 192,328 192,33 0,00% 0,0610 0,0610 0,00% 0,5098 0,5098 0,00% 297,9200 149,3716 -49,86%## LNE-035 Mantaro 220kV Pomacocha 220kV 192,328 192,24 -0,05% 0,0610 0,0610 0,00% 0,5098 0,5098 0,00% 297,9200 149,3716 -49,86%## LNE-036 Mantaro 220kV Independencia 220kV 248,528 248,53 0,00% 0,0610 0,0610 0,00% 0,5300 0,5300 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-037 Mantaro 220kV Huancavelica 220kV 67 67 0,00% 0,0610 0,0610 0,00% 0,5300 0,5300 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-038 Huancavelica 220kV Independencia 220kV 180,78 180,78 0,00% 0,0610 0,0610 0,00% 0,5300 0,5300 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-039 Mantaro 220kV Pachachaca 220kV 195,128 195,13 0,00% 0,0601 0,0601 0,00% 0,5024 0,5024 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-040 Mantaro 220kV Pachachaca 220kV 195,128 195,13 0,00% 0,0601 0,0601 0,00% 0,5024 0,5024 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-041 Mantaro 220kV Huayucachi 220kV 79,59 79,59 0,00% 0,0556 0,0556 0,00% 0,5000 0,5000 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-042 Huayucachi 220kV Zapallal 220kV 244,4 244,4 0,00% 0,0579 0,0579 0,00% 0,5000 0,5000 0,00% 148,9600 149,3716 0,28%## LNE-043 Pachachaca 220kV Oroya 220kV 21,633 21,63 -0,01% 0,0527 0,0528 0,19% 0,5088 0,5088 0,00% 224,0280 224,0476 0,01%## LNE-044 Aguaytia 220kV Tingo Maria 220kV 73,267 73,27 0,00% 0,0575 0,0575 0,00% 0,5050 0,5050 0,00% 186,2000 186,7096 0,27%## LNE-045 Tingo Maria 220kV Vizcarra 220kV 173,7 173,7 0,00% 0,0575 0,0575 0,00% 0,5050 0,5050 0,00% 186,2000 186,7096 0,27%## LNE-046 Vizcarra 220kV Paramonga Nueva 220Kv 145,289 145,29 0,00% 0,0575 0,0575 0,00% 0,5050 0,5050 0,00% 186,2000 186,7096 0,27%## LNE-048 Callahuanca 60kV Huampani 60kV 23,5 23,5 0,00% 0,1720 0,1720 0,00% 0,4860 0,4860 0,00% 39,7194 39,7194 0,00%## LNE-049 Huampani 60kV Nana 7,88 7,88 0,00% 0,1585 0,1226 -22,65% 0,4406 0,4406 0,00% 39,7194 39,7194 0,00%## LNE-050 Nana Huachipa 60kV 17,36 19,37 11,58% 0,1338 0,1323 -1,12% 0,4360 0,4356 -0,09% 40,1702 40,1702 0,00%## LNE-051 Callahuanca 60kV Huachipa 60kV 40,8 40,8 0,00% 0,1550 0,1550 0,00% 0,4554 0,4554 0,00% 39,6900 39,7194 0,07%

SALIDA LLEGADACODIGO




May-03 Nov-03 VARIACION May-03 Nov-03 VARIACION May-03 Nov-03 VARIACION May-03 Nov-03 VARIACIONkM kM % r/kM r/kM % x/kM x/kM % MW NOM. MW NOM. %

## LNE-052 Huachipa 60kV Santa Rosa 60kV 12,71 11,59 -8,81% 0,1100 0,1715 55,91% 0,4300 0,4301 0,02% 30,5760 39,7194 29,90%## LNE-053 Huachipa 60kV Santa Rosa 60kV 20,41 20,48 0,34% 0,1700 0,1700 0,00% 0,4700 0,4700 0,00% 31,5560 31,5560 0,00%## LNE-054 Santa Rosa 60kV Puente 60kV 7,05 7,05 0,00% 0,1100 0,1100 0,00% 0,4300 0,4300 0,00% 61,1520 61,1520 0,00%## LNE-055 Santa Rosa 60kV Puente 60kV 7,05 7,05 0,00% 0,1100 0,1100 0,00% 0,4300 0,4300 0,00% 61,1520 61,1520 0,00%## LNE-056 Puente 60kV Balnearios 60kV 7,09 7,09 0,00% 0,1100 0,1100 0,00% 0,4300 0,4300 0,00% 61,1520 61,1520 0,00%## LNE-057 Puente 60kV Balnearios 60kV 11,75 10,75 -8,51% 0,1096 0,1095 -0,09% 0,4393 0,4402 0,20% 61,1520 61,1520 0,00%## LNE-058 Balnearios 60kV Salamanca 60kV 4,46 4,46 0,00% 0,1051 0,1051 0,00% 0,4388 0,4388 0,00% 49,7840 45,8248 -7,95%## LNE-059 Balnearios 60kV Moyopampa 60kV 46,35 46,35 0,00% 0,1051 0,1051 0,00% 0,4388 0,4388 0,00% 45,8640 45,8248 -0,09%## LNE-060 Salamanca 60kV Moyopampa 60kV 44 44 0,00% 0,1051 0,1051 0,00% 0,4388 0,4388 0,00% 45,8640 45,8248 -0,09%## LNE-061 Callahuanca 60kV Moyopampa 60kV 12,9 12,9 0,00% 0,1490 0,1490 0,00% 0,2560 0,2560 0,00% 54,9960 54,9976 0,00%## LNE-062 Moyopampa 60kV Santa Rosa 60kV 39,8 39,8 0,00% 0,1185 0,1185 0,00% 0,4563 0,4563 0,00% 27,5380 54,8898 99,32%## LNE-063 Moyopampa 60kV Santa Rosa 60kV 39,8 39,8 0,00% 0,1185 0,1185 0,00% 0,4537 0,4537 0,00% 27,5380 54,8898 99,32%## LNE-064 Huanuco 138kV Tingo Maria 138kV 89,4 89,4 0,00% 0,1656 0,1656 0,00% 0,5034 0,5034 0,00% 44,1000 44,0412 -0,13%## LNE-065 Paragsha 138kV Huanuco 138kV 86,21 86,21 0,00% 0,1380 0,1380 0,00% 0,5080 0,5080 0,00% 44,1000 44,0412 -0,13%## LNE-066 Carhuamayo 138kV Paragsha 138kV 39,695 39,69 -0,01% 0,1447 0,1448 0,07% 0,4886 0,4886 0,00% 107,7510 114,5424 6,30%## LNE-067 Carhuamayo 138kV Caripa 138kV 53,488 53,49 0,00% 0,1447 0,1447 0,00% 0,4886 0,4885 -0,02% 107,7510 114,6600 6,41%## LNE-068 Caripa 138kV Oroya 138kV 20,474 20,47 -0,02% 0,1447 0,1448 0,07% 0,4886 0,4887 0,02% 107,7510 114,6600 6,41%## LNE-069 Yaupi 138kV Carhuamayo 138kV 67,225 67,23 0,01% 0,0625 0,0625 0,00% 0,5050 0,5050 0,00% 140,5420 172,4702 22,72%## LNE-070 Yuncan 220kV Carhuamayo 220kV 53,196 53,2 0,01% 0,0550 0,0550 0,00% 0,5088 0,5090 0,04% 252,9380 252,9380 0,00%## LNE-071 Yuncan 220kV Carhuamayo 220kV 53,196 53,2 0,01% 0,0550 0,0550 0,00% 0,5088 0,5090 0,04% 252,9380 252,9380 0,00%## LNE-072 Paragsha 50kV Excelsior 50kV 1,22 1,22 0,00% 0,1707 0,1707 0,00% 0,3748 0,4184 11,63% 41,4540 41,5030 0,12%## LNE-073 Excelsior 50kV Carhuamayo 50kV 41,06 41,05 -0,02% 0,2997 0,2998 0,03% 0,4515 0,4516 0,02% 16,9740 16,9540 -0,12%## LNE-074 Excelsior 50kV Carhuamayo 50kV 41,06 41,05 -0,02% 0,2997 0,2998 0,03% 0,4515 0,4516 0,02% 16,9740 16,9540 -0,12%## LNE-075 Carhuamayo 50kV Malpaso 50kV 64,7 64,7 0,00% 0,3397 0,3397 0,00% 0,5269 0,5269 0,00% 19,7570 19,7960 0,20%## LNE-076 Carhuamayo 50kV Malpaso 50kV 64,682 64,68 0,00% 0,3397 0,3397 0,00% 0,5269 0,5269 0,00% 19,7570 19,7960 0,20%## LNE-077 Malpaso 50kV Oroya 50kV 20,078 20,08 0,01% 0,1700 0,1700 0,00% 0,4854 0,4854 0,00% 31,0270 31,0660 0,13%## LNE-078 Oroya CH 50kV Malpaso 50kV 18,714 18,72 0,03% 0,1699 0,1698 -0,06% 0,4868 0,4867 -0,02% 31,0270 31,0660 0,13%## LNE-079 Oroya CH 50kV Pzinc 50kV 2,969 3,97 33,72% 0,1708 0,1707 -0,06% 0,4973 0,4972 -0,02% 34,9660 34,9860 0,06%## LNE-080 Oroya 50kV Pzinc 50kV 2,679 2,68 0,04% 0,1449 0,1449 0,00% 0,4620 0,4618 -0,04% 39,0430 39,0040 -0,10%## LNE-081 Oroya 50kV Pzinc 50kV 2,468 2,47 0,08% 0,1449 0,1448 -0,07% 0,4620 0,4615 -0,11% 39,0430 39,0040 -0,10%## LNE-082 Chimbote 138kV Huallanca 138kV 83,97 83,97 0,00% 0,1214 0,1214 0,00% 0,4800 0,4800 0,00% 154,8400 155,3006 0,30%## LNE-083 Chimbote 138kV Huallanca 138kV 83,97 83,97 0,00% 0,1213 0,1213 0,00% 0,4800 0,4800 0,00% 154,8400 155,3006 0,30%

LNE-084 Chimbote 138kV Huallanca 138kV 83,97 83,97 0,00% 0,1206 0,1207 0,08% 0,4800 0,4800 0,00% 154,8400 155,3006 0,30%LN LNE-085 Mantaro 220kV Socabaya 220kV 609 609 0,00% 0,0396 0,0396 0,00% 0,3843 0,3843 0,00% 150,0000 298,7334 99,16%LN LNE-086 Mantaro 220kV Socabaya 220kV 609 609 0,00% 0,0396 0,0396 0,00% 0,3843 0,3843 0,00% 150,0000 298,7334 99,16%LN LNE-087 Ventanilla 220kV Zapallal 220kV 18 18 0,00% 0,0598 0,0844 41,14% 0,5335 0,5335 0,00% 148,9600 224,0476 50,41%LN LNE-088 Oroya 220kV Carhuamayo 220kV 75,5 75,5 0,00% 0,0532 0,0532 0,00% 0,4944 0,4944 0,00% 181,4960 181,4960 0,00%LN LNE-089 Carhuamayo 220kV Paragsha 220kV 42,2 42,2 0,00% 0,0532 0,0532 0,00% 0,4944 0,4944 0,00% 181,4960 181,4960 0,00%LN LNE-090 Paragsha 220kV Vizcarra 220kV 123,9 123,9 0,00% 0,0532 0,0532 0,00% 0,4944 0,4944 0,00% 181,4960 181,4960 0,00%LN LNE-091 Talara 220kV Zorritos 220kV 137 0,0648 0,5000 224,0500## LNX-004 Zapallal 220kV Paramonga Nueva 220Kv 164,5 164,5 0,00% 0,0878 0,0878 0,00% 0,5000 0,5000 0,00% 148,9600 148,9600 0,00%## LNX-005 Paramonga Nueva 220kV Chimbote 220kV 221,17 221,17 0,00% 0,0810 0,0810 0,00% 0,5001 0,5001 0,00% 148,9600 148,9600 0,00%## TNE-002 Callahuanca 220kV Callahuanca 60 kV 1 1 0,00% 0,7243 1,6470 127,39% 60,9618 60,9395 -0,04% 83,3000 83,3000 0,00%## TNE-003 Santa Rosa 220kV Santa Rosa 60kV 1 1 0,00% 1,4460 0,3249 -77,53% 15,1650 12,3438 -18,60% 333,2000 367,5000 10,29%## TNE-004 Balnearios 220kV Balnearios 60kV 1 1 0,00% 0,1225 0,3212 162,20% 13,7568 12,8463 -6,62% 352,8000 352,8000 0,00%## TNE-005 Tingo Maria 220kV Tingo Maria 138kV 1 1 0,00% 1,9360 4,6922 142,37% 121,9680 140,7658 15,41% 49,0000 49,0000 0,00%## TNE-006 Oroya 220kV Oroya 50kV 1 1 0,00% 1,4340 1,5852 10,54% 60,2410 60,2371 -0,01% 98,0000 98,0000 0,00%## TNE-007 Oroya 138kV Oroya 50kV 1 1 0,00% 0,9170 0,7248 -20,96% 17,4236 17,3950 -0,16% 58,8000 58,8000 0,00%## TNE-008 Carhuamayo 138kV Carhuamayo 50kV 1 1 0,00% 2,4180 1,9146 -20,82% 45,9430 45,9497 0,01% 29,4000 29,4000 0,00%## TNE-009 Paragsha 138kV Paragsha 50 kV 1 1 0,00% 1,2700 1,0062 -20,77% 31,7540 29,1800 -8,11% 43,1200 43,1200 0,00%

CODIGO SALIDA LLEGADA




May-03 Nov-03 VARIACION May-03 Nov-03 VARIACION May-03 Nov-03 VARIACION May-03 Nov-03 VARIACIONkM kM % r/kM r/kM % x/kM x/kM % NORMAL NORMAL %

## TNE-012 Yuncan 220kV Yuncan 138kV 1 1 0,00% 1,0756 1,6292 51,47% 43,0222 66,7990 55,27% 130,0000 141,1200 8,55%## TNE-013 Chimbote 220kV Chimbote 138kV 1 1 0,00% 0,3832 0,5427 41,62% 22,2237 21,7090 -2,32% 235,2000 235,2000 0,00%## TNE-014 Guadalupe 220 kV Guadalupe 60 kV 1 1 0,00% 1,5327 4,4911 193,02% 109,0610 107,7855 -1,17% 58,8000 58,8000 0,00%## LSE-001 Socabaya 138kV Cerro Verde 138kV 10,8 10,8 0,00% 0,1570 0,1569 -0,06% 0,5278 0,5278 0,00% 132,3000 131,1730 -0,85%## LSE-002 Socabaya 138kV Cerro Verde 138kV 10,8 10,8 0,00% 0,1570 0,1569 -0,06% 0,5278 0,5278 0,00% 132,3000 131,1730 -0,85%## LSE-004 Socabaya 138kV Jesus 138kV 10 10,6 6,00% 0,1570 0,1568 -0,13% 0,5280 0,5280 0,00% 132,3000 131,1730 -0,85%## LSE-005 Socabaya 138kV Santuario 138kV 20,7 20,7 0,00% 0,1570 0,1570 0,00% 0,5278 0,5278 0,00% 132,3000 131,1730 -0,85%## LSE-006 Jesus 138kV Santuario 138kV 10,7 10,7 0,00% 0,1570 0,1570 0,00% 0,5278 0,5277 -0,02% 132,3000 131,1730 -0,85%## LSE-007 Santuario 138kV Callali 138kV 83,4 83,4 0,00% 0,0970 0,0970 0,00% 0,5103 0,5103 0,00% 98,0000 104,2328 6,36%## LSE-008 Callali 138kV Tintaya 138kV 96,3 96,3 0,00% 0,0970 0,1120 15,46% 0,5103 0,5103 0,00% 98,0000 104,2328 6,36%## LSE-009 Tintaya 138kV Combapata 138kV 101,09 102,09 0,99% 0,1580 0,1580 0,00% 0,5080 0,5080 0,00% 73,5000 73,5490 0,07%## LSE-010 Combapata 138kV Quencoro 138kV 87,52 87,52 0,00% 0,1580 0,1580 0,00% 0,5085 0,5085 0,00% 73,5000 73,5490 0,07%## LSE-011 Quencoro 138kV Dolorespata 138kV 8,34 8,34 0,00% 0,1460 0,1459 -0,07% 0,5199 0,5199 0,00% 58,7951 58,7902 -0,01%## LSE-012 Dolorespata 138kV Cachimayo 138kV 13,5 13,5 0,00% 0,1570 0,1570 0,00% 0,5012 0,5012 0,00% 58,8000 91,3556 55,37%## LSE-013 Cachimayo 138kV Abancay 138kV 95,6 95,6 0,00% 0,1380 0,1380 0,00% 0,5057 0,5057 0,00% 73,5000 73,5490 0,07%## LSE-014 Tintaya 138kV Ayaviri 138kV 82,5 82,6 0,12% 0,1360 0,1360 0,00% 0,5033 0,5033 0,00% 73,5000 73,5490 0,07%## LSE-015 Ayaviri 138kV Azangaro 138kV 42,42 42,42 0,00% 0,1366 0,1366 0,00% 0,5033 0,5033 0,00% 73,5000 73,5490 0,07%## LSE-016 Azangaro 138kV Juliaca 138kV 78,2 78,2 0,00% 0,1366 0,1366 0,00% 0,5033 0,5033 0,00% 73,5000 73,5490 0,07%## LSE-17B Juliaca 138kV Puno 138kV 37 37 0,00% 0,1120 0,1120 0,00% 0,5033 0,5033 0,00% 73,5000 162,7976 121,49%## LSE-018 Toquepala 138kV C, Ilo 138kV 90,5 90,5 0,00% 0,1259 0,1259 0,00% 0,4906 0,4906 0,00% 58,8000 58,7902 -0,02%## LSE-019 C, Ilo 138kV SPCC138kV 14,33 14,33 0,00% 0,1339 0,1338 -0,07% 0,4985 0,4984 -0,02% 58,8000 58,7902 -0,02%## LSE-020 Toquepala Etesur 138k V Aricota 138kV 35,5 35,5 0,00% 0,1200 0,1200 0,00% 0,5060 0,5060 0,00% 73,5000 73,5490 0,07%## LSE-021 Aricota 66kV Tomasiri 66kV 58,3 58,3 0,00% 0,2516 0,2516 0,00% 0,4596 0,4596 0,00% 24,5000 24,5294 0,12%## LSE-022 Tomasiri 66kV Tacna 66kV 29,3 29,3 0,00% 0,2516 0,2516 0,00% 0,4596 0,4596 0,00% 24,5000 24,5294 0,12%## LSE-023 Moquegua 138kV SPCC138kV 58,5 58,5 0,00% 0,0724 0,0724 0,00% 0,4980 0,4980 0,00% 127,4000 127,4196 0,02%## LSE-024 Toquepala Etesur 138k V Toquepala 138kV 0,5 0,5 0,00% 0,1197 0,1181 -1,34% 0,5057 0,5066 0,18% 58,8000 58,7902 -0,02%## LSE-026 Socabaya 220kV Moquegua 220kV 106,74 106,74 0,00% 0,0331 0,0331 0,00% 0,2455 0,2455 0,00% 294,0000 293,5100 -0,17%## LSE-027 Moquegua 138kV Toquepala Etesur 138kv 38,7 38,7 0,00% 0,1441 0,1441 0,00% 0,5337 0,5337 0,00% 98,0000 97,9118 -0,09%## LSE-28A Moquegua 138kV Botiflaca 138kV 30,76 30,76 0,00% 0,0760 0,0760 0,00% 0,4800 0,4800 0,00% 192,0800 192,0702 -0,01%## LSE-28B Moquegua 138kV Botiflaca 138kV 32,5 32,5 0,00% 0,0724 0,0724 0,00% 0,4769 0,4769 0,00% 156,8000 156,7020 -0,06%## LSE-029 Moquegua 138kV Toquepala 138kV 38,7 38,7 0,00% 0,1441 0,1441 0,00% 0,5337 0,5337 0,00% 98,0000 97,9118 -0,09%## LSE-030 Toquepala 138kV Botiflaca 138kV 32,04 32,04 0,00% 0,1220 0,1220 0,00% 0,4910 0,4910 0,00% 58,8000 58,7902 -0,02%## LSX-01A MacchuPicchu 138kV Quencoro 138 kV 99,34 99,34 0,00% 0,1460 0,1460 0,00% 0,5198 0,5198 0,00% 73,5000 73,5000 0,00%## LSX-002 MacchuPicchu 138kV Cachimayo 138kV 78,55 78,55 0,00% 0,1570 0,1570 0,00% 0,5012 0,5012 0,00% 58,8000 91,3556 55,37%## LSX-003 Santuario 138kV Socabaya 138kV 17,77 17,67 -0,56% 0,1587 0,1470 -7,37% 0,5330 0,4940 -7,32% 132,3000 127,6548 -3,51%## LSX-004 Puno 220kV Moquegua 220kV 196,629 196,63 0,00% 0,0484 0,0484 0,00% 0,4989 0,4989 0,00% 147,0000 146,7550 -0,17%## LSX-005 Moquegua 220kV Tacna 220kV 124,33 124,33 0,00% 0,0614 0,0614 0,00% 0,5116 0,5116 0,00% 147,0000 146,7550 -0,17%## LSX-006 Azangaro 138kV Puno 138kV 113 113 0,00% 0,1577 0,1577 0,00% 0,5085 0,5085 0,00% 78,4000 78,4000 0,00%## TSE-001 Aricota 138kV Aricota 66kV 1 1 0,00% 1,9044 1,0333 -45,74% 24,8842 24,7992 -0,34% 29,4000 29,4000 0,00%## TSE-002 Moquegua 220kV Moquegua 138kV 1 1 0,00% 0,2662 0,2278 -14,43% 9,6800 10,9360 12,98% 588,0000 588,0000 0,00%## TSE-003 Socabaya 220kV Socabaya 138kV 1 1 0,00% 0,4840 0,3629 -25,02% 21,7800 15,2416 -30,02% 294,0000 294,0000 0,00%## TSX-001 Puno 220kV Puno 138kV 1 1 0,00% 1,2100 1,2278 1,47% 44,3667 49,1107 10,69% 117,6000 117,6000 0,00%## TSX-002 Tacna 220kV Tacna 66kV 1 1 0,00% 2,4200 4,1278 70,57% 94,7833 123,8352 30,65% 58,8000 49,0000 -16,67%## TNX-002 Aguatia 220 Kv Aguaytia 138Kv 1 1 0,00% 2,7427 2,4692 -9,97% 79,0533 79,0148 -0,05% 58,8000 58,8000 0,00%## LNX-012 Aguaytia 138 kV Pucallpa 138kV 131 131 0,00% 0,1116 0,1116 0,00% 0,4914 0,4914 0,00% 80,0000 149,3520 86,69%## TNX-011 Paragsha 220kV Paragsha 138kV 1 1 0,00% 1,1293 0,9274 -17,88% 37,1067 37,0951 -0,03% 116,0000 117,6000 1,38%## LSE-03A Cerro Verde 138kV REPARTICION 138Kv 23 23 0,00% 0,1476 0,1476 0,00% 0,5278 0,5279 0,02% 78,4000 91,1204 16,23%## LSE-03B REPARTICION 138kV Mollendo 138kV 64 64 0,00% 0,1476 0,1476 0,00% 0,5278 0,5278 0,00% 78,4000 78,4686 0,09%## TNX-003 Pucallpa 138 Kv Pucallpa 60kV 1 1 0,00% 1,2276 0,9154 -25,43% 28,3929 28,3781 -0,05% 53,9000 53,9000 0,00%## LSE-031 Moquegua 220 kV Ilo 2 220 kV 72,45 72,45 0,00% 0,0360 0,0360 0,00% 0,1948 0,1948 0,00% 784,0000 784,1764 0,02%

CODIGO SALIDA LLEGADA

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OBSERVACIONES AL ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO …