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GERENCIA DE REGULACIÓN DE TARIFAS

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Informe N° 417-2018-GRT

Fijación de la Compensación correspondiente a las dos Celdas de

500 kV de la SET San José

Regulación solicitada por la empresa Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A.

Publicación

Lima, setiembre 2018

Osinergmin Informe N° 417-2018-GRT

Fijación de Tarifas de los SCT cuyos cargos corresponden asumir a Terceros por Instalaciones construidas por Acuerdo de Partes – Año 2017 (Publicación) Página 1 de 72

Resumen Ejecutivo El proceso de fijación de Peajes y Compensaciones de Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT) cuyos cargos corresponden asumir a terceros por instalaciones construidas por acuerdo de partes, se viene desarrollando según lo establecido en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada mediante Resolución N° 080-2012-OS/CD, en cuyo Anexo A.3, se señala en detalle las diversas etapas a seguirse para dicha fijación.

A la fecha se han llevado a cabo las etapas de solicitud de fijación de cargos de transmisión (en adelante “SOLICITUD”), por parte de la empresa Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. (en adelante “SMCV”); traslado de dicha SOLICITUD al titular de las instalaciones del SCT comprometido para que presenten el Estudio Técnico Económico sobre la fijación de dichos cargos (en adelante “PROPUESTA”); Audiencia Pública para que SMCV exponga su PROPUESTA; observaciones de Osinergmin a la PROPUESTA; absolución a dichas observaciones por parte de SMCV; la publicación del proyecto de resolución que fija los Peajes y Compensaciones correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV de la SET San José” (en adelante “PREPUBLICACIÓN”); la audiencia pública en la que Osinergmin expuso los criterios, metodología y procedimiento utilizados para dicha PREPUBLICACIÓN; así como la presentación de opiniones y sugerencias a la misma; correspondiendo como siguiente etapa la aprobación y publicación de la “Fijación de la Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV”.

Cabe indicar que Osinergmin ha evaluado las premisas y cálculos presentados por SMCV en las etapas descritas. Así, en el presente informe se describen los aspectos y criterios utilizados en la revisión de la PROPUESTA y que sirven de sustento para la fijación de la compensación que la empresa Samay I S.A. (en adelante “SAMAY”) debe pagar por el uso de dos celdas de 500 kV de la SET San José.

Para la elaboración del presente informe se ha considerado la PROPUESTA presentada por SMCV en las etapas anteriores, las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que al respecto han presentado por separado SAMAY y SMCV, y cuyo análisis se desarrolla en el Anexo A del presente informe, y los estudios desarrollados sobre el particular por la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin (en adelante “GRT”).

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente dichas observaciones o la información presentada como



parte de la subsanación no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, Osinergmin ha procedido a determinar las tarifas y compensaciones correspondientes, con base a lo dispuesto en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento, en la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y su Reglamento de Transmisión; así como, en las normas emitidas por Osinergmin para tal fin.

De acuerdo a la revisión y análisis realizado por Osinergmin, de manera general, se han efectuado los siguientes cambios con relación a la PROPUESTA presentada por SMCV:

Se consideró la demanda del SEIN y de la Minera Cerro Verde estimada durante el Proceso de Fijación de Tarifas en Barra mayo 2017-abril 2018, debido a que es la más cercana a la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC) de la CT Puerto Bravo. Asimismo, para la determinación del Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”), se consideró la demanda máxima y coincidente con el SEIN proveniente de la Base de Datos del SICLI.

Para efectos de la determinación del SEA del SCTLN de SMCV, se validaron y corrigieron dos de las tres alternativas del SEA propuestos por SMCV, de las cuales como resultado del análisis se consideró la Alternativa 1, como la mejor alternativa técnico económica.

Respecto al costo de inversión del equipamiento de 500 kV que forma parte del SEA del SCTLN de SMCV, se utilizó la Resolución N° 083-2018-OS/CD que aprueba la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión de 500 kV. Dicha Base de Datos ha sido modificada mediante la Resolución N° 131-2018-OS/CD.

Respecto a la Asignación de Responsabilidad de Pago, en lo concerniente al periodo de simulación, corresponde simular como mínimo un año antes de la fecha de entrada de operación hasta seis años después de la fecha prevista de entrada en operación del Elemento. Asimismo, se emplean los resultados de un periodo de cinco años contados a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento propuesto.

Respecto a la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento propuesto, se considera la fecha de inicio del uso de la SET San José por parte de SAMAY, que corresponde al 26 de mayo de 2016, en donde se dio inicio de la POC de la CT Puerto Bravo.

Respecto a la fuente de información de la Base de Datos del MODELO PERSEO, corresponde a la base de datos de la Fijación de Precios en Barra mayo 2017- abril 2018, complementada con la información del escenario base del Plan de Transmisión más reciente. En ese sentido, la Fijación de Precios en Barra utilizada fue la Fijación de Precios en Barra mayo 2017-abril 2018 aprobada mediante Resolución N° 060-2017-OS/CD y respecto al Plan de Transmisión más reciente corresponde a la Actualización del Plan de Transmisión 2017-2026 aprobado mediante Resolución Ministerial N° 562-2016-MEM/DM.

Respecto al cálculo de los costos marginales, no se consideran las modificaciones artificiales, a fin de representar las condiciones de operación predominantes o permanentes para asignar el pago de forma efectiva en el periodo de estudio; en ese sentido, el mayor uso que realizará SAMAY, sobre las dos celdas de la SET San José, se realizará



durante la etapa con disponibilidad del gas natural. Asimismo, no se considera situaciones extraordinarias o eventuales emergencias que afecten a la operación de la Central, es decir corresponde a la situación de operación en condiciones normales, por lo que no se consideran los periodos de indisponibilidad en el horizonte de análisis.

Como consecuencia de la aplicación de estos cambios, se muestra en el siguiente cuadro, la Compensación que debe pagar SAMAY por el uso de las dos Celdas de Línea 500 kV de la SET San José propiedad de SMCV:

Compensaciones para las Instalaciones del SCTLN de Sociedad Minera

Cerro Verde S.A.A.

Titular Elemento Compensación Mensual (S/)

Responsable de Pago

Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A

Celda de Línea 500 kV a SET

Montalvo, en la SET San José

21 193 Samay I S.A.

Celda de Línea 500 kV a SET Ocoña, en la SET San José

- Sociedad Minera

Cerro Verde S.A.A.

(*) Para las compensaciones mensuales no aplica fórmula de actualización.



INDICE

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 5

1.1 ASPECTOS REGULATORIOS Y NORMATIVOS ..............................................................5 1.2 PROCESO DE FIJACIÓN DEL SCTLN DE SMCV .........................................................7

2. UBICACIÓN ............................................................................................................... 12

3. PROPUESTA INICIAL ............................................................................................... 15

3.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 15 3.2 DETERMINACIÓN DEL SER ..................................................................................... 15 3.3 DETERMINACIÓN DE COSTOS DE INVERSIÓN ........................................................... 16 3.4 DETERMINACIÓN DE LA ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE PAGO ....................... 18

3.4.1 Norma Aplicable ....................................................................................... 18 3.4.2 Horizonte de Simulación .......................................................................... 18 3.4.3 Horizonte de Análisis ............................................................................... 19 3.4.4 Periodo de falla de la CT Puerto Bravo .................................................... 19 3.4.5 Simulación para el Cálculo de los Beneficios Económicos ....................... 19

3.5 DETERMINACIÓN DE LAS COMPENSACIONES ........................................................... 21

4. OBSERVACIONES A LOS ESTUDIOS TÉCNICO ECONÓMICOS ........................... 22

5. PROPUESTA FINAL ................................................................................................. 24

5.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................................... 24 5.2 DETERMINACIÓN DEL SER ..................................................................................... 24 5.3 DETERMINACIÓN DE COSTOS DE INVERSIÓN ........................................................... 26 5.4 DETERMINACIÓN DE LA ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE PAGO ....................... 29

5.4.1 Inmutabilidad de la Asignación de Responsabilidad ................................. 29 5.4.2 Norma Aplicable ....................................................................................... 29 5.4.3 Horizonte de Simulación .......................................................................... 29 5.4.4 Horizonte de Análisis ............................................................................... 30 5.4.5 Simulación para el Cálculo de los Beneficios Económicos ....................... 30

5.5 DETERMINACIÓN DE LAS COMPENSACIONES ........................................................... 31

6. ANÁLISIS DE OSINERGMIN ..................................................................................... 32

6.1 REVISIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................... 32 6.2 DETERMINACIÓN DEL SER ..................................................................................... 35 6.3 DETERMINACIÓN DEL COSTO DE INVERSIÓN ............................................................ 38 6.4 DETERMINACIÓN DE LA ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE PAGO ....................... 39

6.4.1 Periodo de Estudio ................................................................................... 40 6.4.2 Fuente de Información de la Base de Datos ............................................ 41 6.4.3 Modificaciones Artificiales ........................................................................ 41 6.4.4 Asignación de Responsabilidad de Pago entre Usuarios y Generadores

por Beneficios .......................................................................................... 42 6.5 DETERMINACIÓN DEL CMA, PEAJES, COMPENSACIONES Y FÓRMULA DE

ACTUALIZACIÓN .................................................................................................... 43

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 47

8. ANEXOS .................................................................................................................... 48

9. REFERENCIAS ......................................................................................................... 72



1. Introducción

El artículo 62 de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”), señala que Osinergmin tiene la competencia para regular las tarifas y compensaciones de los SCT. Asimismo, el inciso g) del artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “RLCE”), ha dispuesto que los cargos que correspondan asumir a terceros por instalaciones construidas por acuerdo de partes, serán determinados por Osinergmin a solicitud de los interesados.

En ese sentido, en el presente informe se describen los aspectos y criterios utilizados en la revisión de propuestas y que sirven de sustento para la fijación de la compensación que la empresa Samay I S.A. (en adelante “SAMAY”) debe pagar por el uso de las dos celdas de 500 kV de la SET San José, al propietario SMCV.

Para la elaboración del presente informe se consideró el Estudio Técnico-Económico presentado por la empresa Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. (en adelante “SMCV”) como sustento de su propuesta de compensación por el uso de las dos celdas de 500 kV de la SET San José; las respuestas e información complementaria que presentaron para absolver las observaciones a dichos estudios formuladas por Osinergmin; el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN: así como los estudios desarrollados sobre el particular por la GRT.

1.1 Aspectos Regulatorios y Normativos

El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los artículos 8 y 42 de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”)1.

1 Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan

efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.



Las tarifas y compensaciones correspondientes a los sistemas de transmisión y distribución, deberán ser reguladas en cumplimiento del artículo 43 de la LCE, modificado por la Ley N° 288322.

Según lo señalado en el artículo 44 de la LCE3, la regulación de la transmisión será efectuada por Osinergmin, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia.

El numeral 20.24 de la Ley Nº 28832 establece que las instalaciones del SCT son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de esta Ley, mientras que en el literal b)5 del numeral 27.2 del artículo 27 de la misma Ley Nº 28832 se establece que los SCT se regulan considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los SST.

En el artículo 139 del RLCE (modificado mediante el Decreto Supremo N° 027-2007-EM y posteriormente mediante los Decretos Supremos N° 010-2009-EM, N° 021-2009-EM y N° 014-2012-EM) se establecen los criterios para la regulación de los SST y SCT, donde se ha dispuesto que los cargos que correspondan asumir a terceros por instalaciones construidas por acuerdo de partes, serán determinados por Osinergmin a solicitud de los interesados6.

(...)

Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.

2 Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:

(...)

c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución;

(...) 3 Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de

Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.

(...) 4 20.2 Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema Complementario de

Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la presente Ley, conforme se establece en los artículos siguientes.

5 27.2 Para las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión se tendrá en cuenta lo

siguiente:

(…)

b) (…). Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

(…) 6 Artículo 139º.-

(…)

Las compensaciones y las tarifas de transmisión a que se refieren los artículos 44° y 62° de la Ley; así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832, serán fijadas por OSINERGMIN, teniendo presente lo siguiente:

(…)

g) Peajes por Terceros

Los cargos que corresponden asumir a terceros por instalaciones construidas por acuerdo de partes, serán determinados por Osinergmin a solicitud de los interesados.

(…)



Para cumplir con estos aspectos regulatorios, con la Resolución N° 217-2013-OS/CD se aprobaron los criterios, metodología y formatos para la presentación de los estudios que sustenten las propuestas de regulación de los SST y SCT (en adelante “NORMA TARIFAS”). Además, con Resolución N° 383-2008-OS/CD se aprobó el “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT” (en adelante “NORMA DE ASIGNACIÓN”) dentro del cual está comprendido el proceso de determinación del porcentaje de pago asignado a la generación y demanda y el monto de la compensación por el uso de los SCT.

Asimismo, se aprobaron las siguientes normas, las cuales tienen relación vinculante con la NORMA TARIFAS:

Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica, aprobada mediante la Resolución N° 261-2012-OS/CD.

Norma de Altas y Bajas, aprobada mediante la Resolución N° 018-2014-OS/CD.

Norma de Áreas de Demanda, aprobada con la Resolución N° 083-2015-OS/CD. Posteriormente, modificada mediante Resolución N° 197-2015-OS/CD.

Porcentajes para determinar los Costos de Operación y Mantenimiento para la Regulación de los SST - SCT, aprobada mediante la Resolución N° 147-2015-OS/CD.

Nueva Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobado mediante Resolución N° 177-2015-OS/CD, modificada mediante Resolución N° 252-2015-OS/CD, rectificada mediante Resolución N° 302-2015-OS/CD y actualizada los años 2016 y 2017.

Norma de Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, aprobada con Resolución N° 383-2008-OS/CD.

Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión en 500 kV, aprobado con Resolución N° 083-2018-OS/CD.

1.2 Proceso de Fijación del SCTLN de SMCV

El presente proceso se viene desarrollando según lo establecido en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada mediante Resolución N° 080-2012-OS/CD, donde en el ítem “f” del Anexo A.3 se señala específicamente el “Procedimiento para Fijación de Peajes y Compensaciones de Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT) cuyos cargos corresponden asumir a Terceros pos Instalaciones construidas por Acuerdo de Partes” (en adelante “PROCEDIMIENTO”).

Osinergmin, en aplicación del principio de transparencia contenido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, ha incluido como parte del PROCEDIMIENTO la



realización de audiencias públicas, estableciendo de esta manera un ambiente abierto de participación para que la ciudadanía y los interesados en general puedan, en su oportunidad, expresar sus opiniones a fin de que éstas sean consideradas tanto por el correspondiente Titular como por el regulador antes que adopte su decisión.

Asimismo, toda la información disponible relacionada con el PROCEDIMIENTO, incluyendo la correspondiente a las Audiencias Públicas, se viene publicando en la página Web: http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/institucional/regulacion-tarifaria/, en la sección que resulta de ingresar a los vínculos siguientes: “Procesos Regulatorios”, “Electricidad”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “En Proceso”, “Fijación de Tarifas para los Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT) cuyos Cargos corresponden asumir a Terceros por Instalaciones construidas por Acuerdo de Partes – Año 2017”.

Inicio del Proceso

De acuerdo a las fechas indicadas en el PROCEDIMIENTO, el 01 de febrero de 2017 se inició el presente proceso con la presentación a Osinergmin para su revisión de la “Solicitud de Fijación de Cargos de Transmisión”, preparado por SMCV. Al respecto, el 06 de febrero de 2017 Osinergmin trasladó la “Solicitud de Fijación de Cargos de Instalaciones de SCT” a SAMAY, conforme indica el PROCEDIMIENTO.

Finalmente, el 27 de marzo de 2017, SMCV presentó a Osinergmin para su revisión y posterior aprobación, el “Estudio Técnico Económico sobre la Fijación de Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV de la SET San José”, de titularidad de SMCV.

Primera Audiencia Pública

La primera Audiencia Pública se ha desarrollado el día 17 de abril de 2017, cuyo objetivo fue que el Titular del SCTLN exponga el sustento técnico económico de su propuesta de “Fijación de Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV de la SET San José”.

El acta de la Audiencia Pública, que se encuentra publicada en la página Web de Osinergmin, debe en lo pertinente ser considerada en el presente proceso regulatorio, tanto por el respectivo Titular como por Osinergmin.

Observaciones al Estudio

El 16 de mayo de 2017, Osinergmin notificó a SMCV las observaciones al estudio presentado por éste como sustento de su propuesta de “Fijación de Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV de la SET San José”.

Respuesta a Observaciones

En cumplimiento del cronograma inicial establecido en el PROCEDIMIENTO, el 13 de junio de 2017, SMCV presentó las respuestas e información complementaria para absolver las observaciones realizadas por Osinergmin a su estudio.

http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/institucional/regulacion-tarifaria/procesos-regulatorios/electricidad/fijacion-SST-SCT/proc_fijac_peajes_SCT_2017






El análisis de dichas respuestas y/o subsanación de las observaciones, se desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe.

Publicación del Proyecto de Resolución

Según el mismo cronograma inicial, como siguiente etapa del PROCEDIMIENTO, el 10 de agosto de 2017 Osinergmin publicó el proyecto de resolución que aprueba la “Fijación de la Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV de la SET San José”, y convocó a una segunda Audiencia Pública, prevista para el 17 de agosto de 2017, en la que Osinergmin expondrá los criterios, metodología y modelos económicos utilizados, para esta publicación.

Asimismo, hasta el 28 de agosto de 2017, los interesados podrán presentar a Osinergmin sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado, a fin de que sean analizados con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe la “Fijación de la Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV de la SET San José”.

Con posterioridad a la decisión de Osinergmin, en el PROCEDIMIENTO también se proveyó la instancia de los recursos de reconsideración, donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas

Incorporación de la etapa de aprobación de la nueva Base de Datos de Módulos Estándares de Transmisión en 500kV

Con Resolución N° 204-2017-OS/CD publicada el 26 de setiembre de 2017, Osinergmin incorporó al proceso regulatorio la etapa de aprobación de la nueva “Base de Datos de Módulos Estándares de Transmisión de 500 kV” (en adelante “BDME500”).

Al respecto, dicha resolución indica que la BDME500 será aprobada a más tardar el 31 de mayo de 2018, Asimismo, resuelve que, dentro de los 30 días hábiles posteriores a la aprobación de la BDME500, se publique nuevamente el “Proyecto de resolución que fija los peajes y compensaciones para los Sistemas Complementarios de Transmisión, cuyos cargos corresponde asumir a terceros por instalaciones construidas por acuerdo de partes”, utilizando la BDME500.

Finalmente, con fecha, 5 de junio de 2018, Osinergmin publico la BDME500 con Resolución N° 083-2018-OS/CD.

Nueva Publicación del Proyecto de Resolución

Según el nuevo cronograma, como siguiente etapa del PROCEDIMIENTO, el 17 de julio de 2018 Osinergmin publicó el proyecto de resolución que aprueba la “Fijación de la Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV de la SET San José” mediante la Resolución N° 121-2018-OS/CD, y convocó a una segunda Audiencia Pública, prevista para el 26 de julio de 2018, en la que Osinergmin expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados, para esta publicación.

Asimismo, hasta el 10 de agosto de 2018, los interesados presentaron a Osinergmin sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado, a fin de que sean analizados con anterioridad a la publicación de la



resolución que apruebe la “Fijación de la Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV de la SET San José”.

Opiniones y Sugerencias

En el plazo establecido, las empresas SMCV y SAMAY presentaron a Osinergmin sus opiniones y sugerencias sobre el proyecto de resolución publicado, a fin de que sean analizadas con anterioridad a la publicación de la resolución que apruebe la “Fijación de la Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV en la SET san José”. Dicho análisis de opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN se desarrolla detalladamente en el Anexo A del presente informe.

Publicación de la Fijación del SCTLN de SMCV

Según el último cronograma, luego de realizar el análisis de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN, materia del presente informe, corresponde que Osinergmin a más tardar el 28 de setiembre de 2018, publique la resolución que apruebe la “Fijación de la Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV de la SET San José”.

Con posterioridad a la decisión de Osinergmin, en el PROCEDIMIENTO también se prevé la instancia de los recursos de reconsideración, donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.

En la Figura 1.1 se muestra el nuevo cronograma del PROCEDIMIENTO, donde se señaliza la etapa en la que nos encontramos:


Fijación de Tarifas de los SCT cuyos cargos corresponden asumir a Terceros por Instalaciones construidas por Acuerdo de Partes – Año 2017 (prepublicación) Página 11 de 72

Figura 1.1 Proceso de Aprobación de la Compensación por el uso de las instalaciones del SCTLN de SMCV



2. Ubicación

Las instalaciones del SCTLN de titularidad de SMCV, se encuentran ubicadas en el departamento de Arequipa, el cual se ubica en la región Sur Oeste del Perú.

En el Gráfico N° 2.1 se muestra la ubicación geográfica de la zona.



Gráfico N° 2.1: Ubicación Geográfica del Área de Demanda 9

Fuente: COES-SINAC, Sistema Eléctrico Interconectado Nacional actualizado: agosto 2017



Asimismo, en el Gráfico N° 2.2 se muestra la configuración de la SET San José, la cual está ubicada entre las subestaciones Ocoña y Montalvo de 500 kV.

Gráfico N° 2.2: Configuración SET San José

Fuente: Estudio presentado por SMCV

Al respecto, los componentes cuya regulación son el propósito de este informe, son las dos celdas de línea de transmisión 500 kV Ocoña-San José y San José-Montalvo, ubicadas en el Diámetro 2.



3. Propuesta Inicial

Dentro del plazo establecido para el presente proceso, mediante carta SMCV-VAC-GL-443-2017, el 27 de marzo de 2017 SMCV presentó el Estudio Técnico Económico que sustenta su propuesta de “Fijación de la Compensación correspondiente a las dos Celdas de 500 kV de la SET San José”.

En adelante se refiere a este documento en conjunto o en forma independiente, como “PROPUESTA INICIAL” – [Ver Referencia 1].

3.1 Proyección de la Demanda

En la PROPUESTA INICIAL, SMCV señala que la proyección de la demanda se ha realizado según la metodología empleada en la Fijación de Precios en Barra 2016-2017 y en el Plan de Transmisión 2017-2026. Asimismo, precisa que la demanda de los usuarios regulados se proyectó mediante un modelo econométrico, mientras que la de usuarios libres fue a través de encuestas.

3.2 Determinación del SER

SMCV, como parte de su PROPUESTA INICIAL, propone para determinar el Sistema Económicamente Adaptado (SEA) de la SET San José, las siguientes premisas:

De acuerdo a lo señalado en el Procedimiento 20 del COES, el patio de llaves en 500 kV deberá tener la configuración Doble barra con doble interruptor o Doble barra con interruptor y medio.

La demanda a atender en la subestación es de 370 MW según el Plan de Transmisión 2017-2026 (equivalente a 377 MVA considerando un factor de carga de 0,98). Cabe indicar que para la determinación de la demanda de SMCV se consideran los valores contemplados en la fijación de las



Tarifas en Barra y en el Plan de Transmisión, de conformidad con lo requerido por la NORMA DE ASIGNACIÓN.

Con estas premisas, el SEA propuesto para la SET San José, tiene una configuración de interruptor y medio, y está conformado por los siguientes elementos:

01 Celda de Línea de 500 kV hacia la SET Ocoña

01 Celda de Línea de 500 kV hacia la SET Montalvo

01 Celda de Transformador de 500 kV.

01 Transformador de Potencia de 600 MVA, 500/220/33 kV.

01 Celda de Transformador de 220 kV.

02 Celda de Línea de 220 kV hacia la SET San Luis.

3.3 Determinación de Costos de Inversión

En la PROPUESTA INICIAL, SMCV señala que, de acuerdo con los numerales IV y V del literal b) del artículo 139 del RLCE, la valorización de la inversión de las instalaciones de transmisión será efectuada sobre la base de costos estándares de mercado, para lo cual Osinergmin establecerá y mantendrá actualizada y disponible, para todos los interesados, la Base de Datos que corresponda.

Agrega que el numeral II del literal d) del artículo 139 del RLCE, señala que el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión no remuneradas exclusivamente por la demanda, se establecerá de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial.

Añade que, en ese sentido, corresponde hacer uso de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión vigente al 11 de setiembre de 2015, fecha en que inicio su operación comercial la SET San José. Ante ello indica que dicha Base de Datos fue aprobada mediante Resolución N° 016-2015-OS/CD, que aprobó la “Actualización de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2014” (MOD INV_2015).

Al respecto, agrega que Osinergmin no ha aprobado Módulos de 500 kV que permitan determinar el costo de inversión correspondiente a la SET San José, por lo cual ha considerado referencias de costos disponibles para completar todo lo referido a las celdas de 500 kV para las cuales solicita compensación.

En ese sentido, señala que, para la estimación de los Módulos de 500 kV, se ha considerado costos de equipos principales contenidos en el estudio de anteproyecto “Enlace 500 kV La Niña - Piura, Subestaciones, Líneas y Ampliaciones asociadas”, publicado por el COES en la actualización del Plan de Transmisión 2017-2026.



Agrega que, los Módulos de 500 kV correspondientes al transformador y a las celdas de línea y transformación, consideran la estructura establecida por Osinergmin para los Módulos de 220 kV. Asimismo, señala que, en relación a los costos de equipos principales, se ha empleado la información mencionada en el párrafo anterior, en tanto que, para las obras civiles y equipos complementarios, se ha considerado los valores establecidos en los Módulos de 220 kV. Además, menciona que, para el transformador monofásico de 500 kV, se ha considerado un factor adicional para las obras civiles debido al tamaño y peso de los transformadores de 500 kV.

Añade que, dado que la estimación de Módulos de 500 kV son para la costa y que las instalaciones de SMCV se ubican en la sierra (1450 msnm), se ha estimado el costo de Módulos de 500 kV para la sierra, con la utilización de un factor resultante de los Módulos de 220 kV para la costa y para la sierra.

Finalmente, SMCV presenta un resumen de los costos de Módulos de 500 kV estimados, los cuales se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3-1 PROPUESTA INICIAL: Costo de módulos de 500 kV

DESCRIPCION CODIGO COMPONENTE EXTRANJERA

(USD)

COMPONENTE NACIONAL

(USD)

ALUMINIO (USD/KM)

COBRE (USD/KM)

TOTAL COSTO

MODULO (USD)

MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 500 KV COSTA URBANA (De 0 a 1000 msnm) - INTERRUPTOR Y MEDIO - LÍNEA

CE-500COU1C1EIMLI4 815 213 252 214 1 067 427

MODULO DE CELDA TIPO CONVENCIONAL, AL EXTERIOR 500 KV COSTA URBANA (De 0 a 1000 msnm) - INTERRUPTOR Y MEDIO - TRANSFORMACIÓN

CE-500COU1C1EIMTR4 661 757 216 998 878 755

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

CE-500SIU2C1EIMLI4 982 182 303 871 1 286 053

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

CE-500SIU2C1EIMTR4 786 813 258 005

1 044 818

TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRIFASICO 500/220/23 KV DE 600 MVA, instalado al exterior en Costa De 0 a 1000 msnm

TM-500220023-600CO1E 4 461 143 822 534 0 666 608 5 913 649

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

TM-500220023-600CO1E 4 558 949 840 568 0 681 222 6 043 299



3.4 Determinación de la Asignación de Responsabilidad de Pago

3.4.1 Norma Aplicable

SMCV, como parte de su PROPUESTA INICIAL, considera que Osinergmin no puede hacer uso de la Norma aprobada por la Resolución N° 164-2016-OS/CD, pues ello implicaría que la evaluación de asignación de pago, que se realiza por única vez, y que está referida a la fecha de la puesta en servicio de la CT Puerto Bravo, se realice en base a una norma que entró en vigencia en mayo de 2017; asimismo, señala que, la decisión que se adopte en este procedimiento regulatorio será determinante para calcular la cuantía de la compensación que SAMAY (titular de la CT Puerto Bravo); además que, si Osinergmin utiliza en este procedimiento regulatorio la Norma aprobada por la Resolución N° 164-2016-OS/CD, estaría haciendo surtir efectos jurídicos desde el 26 de mayo de 2016, lo cual contraviene lo dispuesto por el artículo 103 de la Constitución Política y lo indicado por el Tribunal Constitucional, que reserva la aplicación de leyes a hechos nacidos con anterioridad a su vigencia, siempre que esta aplicación tenga efectos ex nunca, lo cual no ocurre en el presente caso.

3.4.2 Horizonte de Simulación

SMCV, como parte de su PROPUESTA INICIAL, señala que la CT Puerto Bravo, presenta diferencias entre la Etapa 17 y la Etapa 28. En ese sentido, señala que, la operación de la CT Puerto Bravo, cambiará drásticamente entre sus fases de Diésel B5 y Gas Natural, indicando que, sería incorrecto, desde su punto de vista, limitar la evaluación de la asignación de responsabilidad de pago únicamente en función a la Etapa 1, pues señala que, el uso de mayor magnitud se realizará durante la Etapa 2.

Por otra parte, señala que la NORMA DE ASIGNACIÓN ha facultado a Osinergmin a establecer discrecionalmente el horizonte de simulación, en donde señala que, se tiene como único límite el siguiente: las simulaciones deberán abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada en operación hasta 6 años después de la fecha prevista de entrada en operación del Elemento. En ese sentido, concluye que, a efectos de que la simulación abarque un periodo de tiempo prudencial, se tome en cuenta el funcionamiento de la CT Puerto Bravo con Gas Natural; ante ello propone que el horizonte de simulación, que se debe considerar para la asignación de la responsabilidad de pago de las dos celdas de la SET San José, debe ser de 20 años; según indica, se basa en el horizonte de vida útil estándar de una central térmica, utilizado por Osinergmin en la fijación del Precio Básico de Potencia.

7 Según sostiene, “Etapa 1, que abarca desde la puesta en operación comercial de la CT Puerto Bravo

hasta la disposición de Gas Natural en la costa sur, durante esta etapa la central debe operar con Diésel B5, siendo que en dicha etapa se encuentra proscrito de suscribir contratos de suministro de electricidad”

8 Según sostiene, “Etapa 2, que se inicia con la disponibilidad del Gas Natural referido en la Etapa 1, en

esta etapa la central tiene la obligación de operar con Gas Natural”



3.4.3 Horizonte de Análisis

SMCV, como parte de su PROPUESTA INICIAL, considera que el numeral 6.1 del artículo 6 de la NORMA DE ASIGNACIÓN debe ser interpretado de tal manera que su aplicación no lleve a un resultado incoherente o ilegal. Para ello, queda claro que la interpretación literal de esta norma no es la más recomendable, pues es justamente su lectura literal la que genera los problemas planteados. Agrega que, las reglas contenidas en la NORMA DE ASIGNACIÓN deben ser interpretadas de tal manera que sean acordes con los mencionados criterios, caso contrario, se estaría trastocando el principio de coherencia normativa.

En ese sentido, sostiene que el numeral 6.1 del artículo 6 de la NORMA DE ASIGNACIÓN otorga discrecionalidad técnica a Osinergmin para establecer el horizonte de simulaciones, señalando que no es coherente, para el presente caso, que del referido periodo sólo se pueda utilizar, para el cálculo de los beneficios, los 5 años siguientes a la puesta en servicio del elemento que se conecta a la SET San José, pues durante estos 5 años la CT Puerto Bravo solo operará con Diésel B5; en consecuencia, señala que el resultado que se obtenga del estudio de estos 5 años no representará el verdadero beneficio que SAMAY busca obtener con su CT Puerto Bravo, cuando opere con Gas Natural.

Asimismo, señala que una actuación contraria de Osinergmin supondría la vulneración del principio de actuación basado en el análisis costo – beneficio, reconocido en el artículo 7 del Reglamento General del Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, que ordena al organismo regulador a evaluar los beneficios y costos de sus acciones, tomando en cuenta las proyecciones de corto como de largo plazo, así como los costos y beneficios directos e indirectos, monetarios o no.

3.4.4 Periodo de falla de la CT Puerto Bravo

SMCV, como parte de su PROPUESTA INICIAL, considera que, en el horizonte de cálculo de las simulaciones, así como en el período de cálculo de los beneficios, el cómputo del plazo debe ser suspendido a efectos de retirar el tiempo durante el cual la CT Puerto Bravo se encontró indisponible por fallas; además agrega que si se considera, para el cálculo de los beneficios, el periodo en el que la CT Puerto Bravo estaba indisponible por fallas, no solo estará incumpliendo con su obligación de calcular el beneficio efectivo que esta central obtiene por el uso de la SET San José, sino también la estará premiando por su indisponibilidad, dado que su operación parcial crea la apariencia de un menor beneficio por el uso, lo cual favorecerá a SAMAY al momento de la determinación de la compensación que debe pagar.

3.4.5 Simulación para el Cálculo de los Beneficios Económicos

SMCV señala que en el numeral 6.1 del artículo 6 de la NORMA DE ASIGNACIÓN se menciona que las simulaciones para calcular los BEUG y BEUB se efectuarán con el Modelo Perseo. Asimismo, señala que para tal fin se empleará la base de datos de la Fijación de Precios en Barra del periodo



mayo 2017 – abril 2018, complementada con la del escenario base del Plan de Transmisión más reciente.

Además, indica que el horizonte de simulación cubre desde el año 2015 hasta el año 2026; por otra parte, que los precios de combustibles utilizados son aquellos de la Fijación de Precios en Barra para el periodo mayo 2016-abril 2017 y; en el caso particular de las centrales del Nodo Energético se considera que cuando operen con Gas Natural el precio del gas será igual al precio máximo derivado de aplicar el Decreto Supremo N° 016-2000-EM calculado por Osinergmin en el mismo proceso regulatorio.

Agrega que se considera el año 2020, conforme lo indica el Plan de Transmisión del período 2017-2026, como fecha en que se dispone de Gas Natural para generación eléctrica en la zona sur del país. Asimismo, señala que, para los años 2015 a 2018 se ha considerado la proyección de demanda y el plan de obras de la Fijación de Precios en Barra para el periodo mayo 2016-abril 2017.

Además que, a partir del año 2019 se hace uso de la proyección de demanda del escenario Base; asimismo en el caso del plan de obras correspondiente, dado que el Plan de Transmisión no cuenta con un único escenario base (escenario Medio), sino con diferentes configuraciones para la expansión de la generación asumiendo ya sea mayor participación hidroeléctrica (Tipo B) o termoeléctrica (Tipo A), y en el caso de mayor hidroelectricidad, variando su distribución espacial, menciona que, sobre el particular, se ha recurrido como medio para establecer el plan de obras del escenario medio, al Plan de Energía Nacional 2014-2025 del Ministerio de Energía y Minas, el cual refiere que la participación de generación termoeléctrica será mayor que la hidroeléctrica al 2025, por lo tanto, el escenario usado será el escenario Medio con mayor participación de generación termoeléctrica (Tipo A) y considerando la premisa del Plan de Transmisión de mantener un porcentaje de reserva mínimo de 20%.

Finalmente, señala que, en base a los considerandos descritos muestra el resultado de los beneficios económicos BEUG20 y BEUB20 obtenidos de la simulación considerando solo la demanda de SMCV y la producción de la CT Puerto Bravo a partir del promedio de 50 escenarios hidrológicos (1965 a 2014), excluyendo el lapso julio-diciembre 2016 por estar indisponible la CT Puerto Bravo:

Cuadro Nº 3-2 PROPUESTA INICIAL: Porcentaje de Asignación

Elemento Celda de Línea a

Moquegua Celda de Línea

a Ocoña % Celda de Línea

a Moquegua % Celda de Línea

a Ocoña

Beneficio Cerro Verde (USD)

2 373 349,12 64 626 555,21

Beneficio Pto. Bravo (USD)

863 730,79 143 252 513,30

CMA20 (USD) 1 925 577 1 925 577 - -

Factor k - - 1 1

Asignación por - - Beneficio

Económico Beneficio

Económico

% Cerro Verde - - 73,32% 31,09%

% Pto. Bravo - - 26,68% 68,91%



3.5 Determinación de las Compensaciones

SMCV, como parte de su PROPUESTA INICIAL, presenta el CMA determinado para cada una de las celdas motivo de la solicitud de compensaciones por uso de terceros:

Cuadro Nº 3-3 PROPUESTA INICIAL: CMA de las celdas a compensar

Tipo de Costo de

Inversión Total Anualidad COyM CMA

Elemento (USD) (USD) (USD) (USD)

Celda de Línea a Moquegua 1 699 997,96 211 043,96 46 749,94 257 793,91

Celda de Línea a Ocoña 1 699 997,96 211 043,96 46 749,94 257 793,91

Asimismo, SMCV presenta la fórmula de actualización del CMA de las dos celdas de línea, según el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3-4 PROPUESTA INICIAL: Fórmulas de Actualización

INSTALACIÓN Procedencia Procedencia Cobre Aluminio

Extranjera Nacional

TOTAL

a b c d

SCT asociado a la SE San José 0,2630 0,7370 0,0000 0,0000 1,0000

Finalmente, señala que, las compensaciones a favor de SMCV, por el uso que hace la CT Puerto Bravo como tercero, según el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3-5 PROPUESTA INICIAL: Compensación Mensual

Elemento Compensación

(USD/mes)

Celda de Línea a Moquegua 5 439,10

Celda de Línea a Ocoña 14 047,33



4. Observaciones a los Estudios Técnico Económicos

A través del Oficio N° 0591-2017-GRT, el 16 de mayo de 2017 Osinergmin remitió a SMCV las observaciones al Estudio Técnico Económico presentado por esta empresa como sustento de su PROPUESTA INICIAL – [Ver Referencia 2].

Las observaciones realizadas por Osinergmin a los Estudios Técnico-Económicos que sustentan la propuesta de “Fijación de la Compensación correspondiente a las dos Celdas de 500 kV de la SET San José”, se han formulado tomando en cuenta lo establecido en la NORMA TARIFAS, la NORMA DE ASIGNACIÓN y, en cumplimiento de la etapa señalada en el ítem “f” del Anexo A.3 del PROCEDIMIENTO.

Tales observaciones se clasificaron en generales y específicas, precisándose que las observaciones generales tienen jerarquía sobre las específicas, por lo que estas últimas no deben ser consideradas como limitativas, debiendo más bien las absoluciones de las observaciones específicas sujetarse, en lo que corresponda, a lo absuelto en las observaciones generales.

Se indicó también que la absolución de las observaciones debía presentarse tanto en medio impreso como electrónico y conformada por: 1) las respuestas a cada observación, con la misma organización y secuencia como han sido formuladas y, 2) el Estudio debidamente corregido acompañado de los archivos electrónicos con los cálculos reformulados y correctamente vinculados.

Se señaló, además, que el Titular revise completamente sus cálculos y metodologías aplicadas, a fin de subsanar errores que no necesariamente puedan haberse detectado en esta revisión, pues de detectarse éstos en las siguientes etapas del proceso regulatorio, Osinergmin dependiendo del caso, evaluaría las acciones a seguir.



Entre otras, las observaciones relevantes formuladas por Osinergmin a la PROPUESTA INICIAL de SMCV, son las siguientes:

- Diversos archivos de cálculo que forman parte del Estudio, no se encuentran debidamente vinculados, lo que no permite realizar la trazabilidad de los mismos. Al respecto, se indicó que es necesario que SMCV presente sus archivos considerando lo establecido en el numeral 5.6 de la NORMA TARIFAS.

- No se ha actualizado las proyecciones de consumo de determinados clientes libres considerados como cargas especiales, por lo tanto, las proyecciones de demanda global resultantes presentan tasas de crecimiento elevado. Al respecto, se indicó que es necesario que SMCV actualice y sustente la información consignada, en función de los últimos estudios aprobados por el COES y Osinergmin.

- No ha presentado el sustento del SEA propuesto en su Estudio. Al respecto, se precisó que es necesario que SMCV presente dicho sustento en cumplimiento del numeral 10.4 de la NORMA TARIFAS.

- Para la valorización del SEA que representa a la SET San José de 500 kV, se ha considerado costos referenciales del Anteproyecto del proyecto “Enlace 500 kV La Niña – Piura, Subestaciones, Líneas y Ampliaciones asociadas”. Al respecto, se indicó que SMCV debe considerar costos reales (Aduanas y Facturas) e incluso los mismos costos del proyecto.

- SMCV ha modificado el horizonte de las simulaciones para calcular los Beneficios Económicos, lo cual es contrario a lo indicado en la NORMA DE ASIGNACIÓN. Al respecto, se indicó que la NORMA DE ASIGNACIÓN, en el numeral 6.1, es clara en señalar que las simulaciones deberán abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada en operación y hasta 6 años después de la fecha prevista de entrada en operación de las dos celdas en cuestión. Asimismo, se solicitó a SMCV corregir su ESTUDIO tomando en consideración lo establecido en la NORMA DE ASIGNACIÓN.

- SMCV, en la formulación de dicho planteamiento, no ha tomado en cuenta lo señalado en el numeral 6.1 de la NORMA DE ASIGNACIÓN, en donde se señala que para el cálculo de los precios marginales no debe considerarse modificaciones artificiales (tales como: administrativas, operativas o regulatorias de carácter temporal o de otra índole).

- La Base de Datos del Modelo Perseo que sustenta su propuesta presenta observaciones en sus archivos planos. Al respecto, se indicó que SMCV debe actualizar la Base de Datos del Perseo, donde corresponda, con la información publicada por Osinergmin en el proceso de “Fijación de Precios en Barra, período mayo 2017–abril 2018”, que sirvió de base para el proceso de “Fijación de Peajes y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, periodo 2017-2021”.



5. Propuesta Final

Dentro del plazo establecido para el efecto, con carta SMCV-VAC-GL-873-2017, la empresa SMCV presentó las respuestas a las observaciones efectuadas por Osinergmin a su PROPUESTA INICIAL, las mismas que para efectos del presente proceso, se consideran como la PROPUESTA FINAL.

Al igual que en el caso de la PROPUESTA INICIAL y las observaciones a la misma, toda la documentación entregada como PROPUESTA FINAL ha sido consignada en la página Web de Osinergmin, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, tengan acceso a los documentos mencionados y cuenten con la información necesaria que les permita en su oportunidad expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas observados. – [Ver Referencia 3].

El análisis de dichas respuestas se ha realizado en el Anexo A del Informe N° 337-2018-GRT, que sustenta la Resolución N° 121-2018-OS/CD de la PREPUBLICACION.

5.1 Proyección de la Demanda

SMCV, como parte de su PROPUESTA FINAL, respecto a la proyección de demanda, sostiene los mismos considerados señalados en su PROPUESTA INICIAL y descrita en el numeral 3.1 del presente informe.


SMCV, como parte de su PROPUESTA FINAL, indica que de acuerdo al numeral 10.4 de la NORMA TARIFAS, en el caso de que se requiera fijar tarifas para instalaciones tipo SCTLN, ésta se efectuará sobre la base de un estudio de determinación del SEA, el cual debe ser elaborado por los respectivos titulares de las instalaciones comprometidas. Es decir, señala que



corresponde que el SEA, sea elaborado por SMCV al ser el actual titular de las celdas motivo de solicitud de regulación.

Asimismo, indica que según el numeral 11.4 de la mencionada norma, el SEA no necesariamente corresponde a la configuración y características de las instalaciones existentes. Precisa que el SEA de acuerdo con la LCE se define como aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio. Al respecto, SMCV indica que para determinar el SEA se debe considerar lo siguiente:

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

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

El sistema a remunerar se define a partir de comparar distintas alternativas, tomando aquella que represente el mínimo costo en un horizonte de 10 años de los costos de inversión, Operación y Mantenimiento, y pérdidas de potencia y energía.

Asimismo, SMCV señala que se ha considerado las siguientes premisas que garantizan mantener la calidad del servicio:

De acuerdo a lo señalado en el Procedimiento 20 del COES, el patio de llaves en 500 kV deberá tener la configuración Doble barra con doble interruptor o Doble barra con interruptor y medio. Asimismo, el factor de potencia mínimo en el punto de conexión de la carga al SEIN debe ser como mínimo 0,98; en este caso se considera que dicho punto es el lado de alta de la SET San José.

La demanda máxima a atender en la subestación es de 370 MW según el Plan de Transmisión 2017-2026 (con un factor de carga de 0,98). Cabe indicar que para la determinación de la demanda de SMCV se consideran los valores contemplados en la fijación de las Tarifas en Barra y en el Plan de Transmisión, de conformidad con lo requerido por la NORMA DE ASIGNACIÓN.

La capacidad de transformación de la SET sólo depende de la demanda, pues es esta la que hace uso de ella, y es indiferente a la capacidad de generación de la CT Puerto Bravo.

Con estas premisas, SMCV evaluó las siguientes alternativas de equipamiento, considerando en todos los casos compensación capacitiva:

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

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

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



SMCV indica que procedió a comparar los costos actualizados de las tres alternativas, obteniendo que la Alternativa 2 es la más económica y en consecuencia, corresponde al SEA, tal como se muestra.

Cuadro Nº 5-1 PROPUESTA FINAL - Comparación de Alternativas

Alternativas

VAN@10 Anualidad de

Inversión USD

VAN@10 OYM anual

USD

VAN@10 Costo de Pérdidas

energía/potencia USD

VAN@10 Costo Total Anual

USD

Alternativa 1:Dos Transformadores de 200 MVA + 2 Líneas

17 649 502 4 076 594 6 216 846 27 942 942

Alternativa 2:Un Transformador de 400 MVA + 2 Líneas

14 637 051 3 417 167 8 862 984 26 917 202

Alternativa 3:Un Transformador de 400 MVA + 1 Línea

13 217 441 3 162 854 12 652 447 29 032 743

Finalmente, SMCV indica que el SEA obtenido está conformado por los siguientes elementos:

Gráfica Nº 5-1 Diagrama Unifilar de la Alternativa 2, SEA de la SET San José

B-Alt3

TR2

B-Alt1

3

21

8.7

77

0.9

94

-12

.42

9

2

22

0.8

58

1.0

04

-9.2

73

1

50

0.0

00

1.0

00

0.0

00

B-Alt2

0.0

0-6

9.2

20

.00

LT 2

18

6.4

48

.70

1.0

0

-18

5.0

0-2

.95

-1.0

0

TR1

37

2.8

77

8.8

70

.98

-37

2.8

7-1

7.3

9-1

.00

SM

CV

37

0.0

07

5.1

30

.98

Exte

rna

l G

rid

37

2.8

7 M

W7

8.8

7 M

va

r0

.98

LT 1

18

6.4

48

.70

1.0

0

-18

5.0

0-2

.95

-1.0

0

DIg

SIL

EN

T

01 Celda de Línea de 500 kV hacia la SE Ocoña

01 Celda de Línea de 500 kV hacia la SE Montalvo

01 Celda de Transformador de 500 kV

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

01 Celda de Transformador de 220 kV

04 Celdas de Línea de 220 kV

01 Capacitor en 220 kV

5.3 Determinación de Costos de Inversión

En la PROPUESTA FINAL, SMCV menciona que, el numeral IV del literal b) del artículo 139 del RLCE señala que la valorización de la inversión de las



instalaciones del SCT, que no estén comprendidas en un contrato de concesión de SCT, será efectuada sobre la base de los costos estándares de mercado, que debe comprender los equipos, materiales y otros costos que establezca Osinergmin, que se requieran para implementar las obras del Plan de Inversiones, incluyendo las referidas a la conexión al Sistema Principal, Sistema Garantizado de Transmisión y Sistemas Secundarios de Transmisión de terceros, de ser el caso.

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

Además, agrega que el numeral II del literal d) del artículo 139 del RLCE señala que el Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión, se establecerá en forma definitiva con base a los costos estándares de mercado, vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial.

Al respecto, señala que la SET San José entró en operación comercial el 11 de setiembre de 2015, conforme se observa en la Carta N° COES/D/DP-1467-2015 y que, por lo tanto, la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión vigente a dicha fecha es la aprobada mediante Resolución N° 016-2015-OS/CD, publicada el 29 de enero de 2015 y modificada mediante Resolución N° 060-2015-OS/CD.

Asimismo, agrega que Osinergmin no ha aprobado Módulos de 500 kV que permitan determinar el costo de inversión correspondiente a la SET San José, por lo cual, ha considerado referencias de costos disponibles para completar todo lo referido a las celdas de 500 kV para las cuales solicita compensación.

En ese sentido, señala que, para la estimación de los Módulos de 500 kV, se ha considerado costos de equipos principales contenidos en el estudio de anteproyecto “Enlace 500 kV La Niña-Piura, Subestaciones, Líneas y Ampliaciones asociadas”, publicada por el COES en la actualización del Plan de Transmisión 2017-2026.

Agrega que los Módulos de 500 kV correspondientes al transformador y a las celdas de línea y transformación, consideran la estructura establecida por Osinergmin para los Módulos de 220 kV. Asimismo, señala que, en relación a los costos de equipos principales, se ha empleado la información mencionada en el párrafo anterior, en tanto que, para las obras civiles y equipos complementarios, se ha considerado los valores establecidos en los Módulos de 220 kV. Además, menciona que, para el transformador monofásico de 500 kV, se ha considerado un factor adicional para las obras civiles debido al tamaño y peso de los transformadores de 500 kV.

Añade que, dado que la estimación de Módulos de 500 kV son para la costa y que las instalaciones de SMCV se ubican en la sierra (1450 msnm), se ha estimado el costo de Módulos de 500 kV para la sierra, con la utilización de un factor resultante de los Módulos de 220 kV para la costa y para la sierra. Al respecto, SMCV propone, a diferencia de su PROPUESTA INICIAL, dos (02) Módulos adicionales a los Módulos inicialmente propuestos, los cuales son: sistema de telecomunicaciones-incremental empresa grande-1 SET y centro de control-incremental empresa grande-1 SET, con factores de 1,6 y 1, respectivamente y señala que dichos factores resultan del promedio de las relaciones de costos entre los diversos Módulos disponibles de costa y sierra.



Finalmente, SMCV presenta un resumen de los costos de Módulos de 500 kV estimados, los cuales se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 5-2 PROPUESTA FINAL: Costo de Módulos de 500 kV

DESCRIPCION CODIGO COMPONENTE EXTRANJERA

(USD)

COMPONENTE NACIONAL

(USD)

ALUMINIO (USD/KM)

COBRE (USD/KM)

TOTAL COSTO

MODULO (USD)

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

CE-500SIU2C1EIMLI4 982 182 303 871 1 286 053

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

CE-500SIU2C1EIMTR4 786 813 258 005

1 044 818


TM-500220033-600SI1E 4 558 949 840 568 0 681 222 6 080 738


TM-500220033-400SI1E 3 462 580 638 422 0 517 397 4 618 399


TM-500220033-200SI1E 2 629 875 484 890 0 392 970 3 507 734

SISTEMA DE TELECOMUNICACIONES - INCREMENTAL DE EMPRESA GRANDE - 1 SETS

TELI-SI-GRA01 19 718 16 609 36 328

CENTRO DE CONTROL - EMPRESA GRANDE - INCREMENTAL DE 1 SETS

CCI-SI-GRA01 23 380 45 060 0 0 68 440




5.4.1 Inmutabilidad de la Asignación de Responsabilidad

SMCV, como parte de su PROPUESTA FINAL, señala que, por mandato del numeral 14.3 de la NORMA TARIFAS, para el caso de las instalaciones del SCT, la asignación de responsabilidad de pago entre la demanda y la generación se determinará por única vez. Asimismo, indica que la compensación que los agentes deben pagar a los titulares de los sistemas de transmisión es por el uso que hacen de estos sistemas, es decir, debe existir una correlación entre el uso de la instalación y el monto de la compensación, de modo que cuanto mayor sea el uso de una instalación, tanto mayor será la compensación que el responsable deberá pagar por ella.

Por otra parte, señala las diferencias de operación de la CT Puerto Bravo entre la Etapa 1 y Etapa 2; en donde concluye que cambiará drásticamente entre sus fases Diésel B5 y Gas Natural; debido a la disposición de Gas Natural en la Etapa 2, permitiendo reducir sus costos de producción y, en consecuencia, incrementar su generación de energía producto del despacho económico del COES.

En ese sentido, señala que el numeral 14.3 de la NORMA TARIFAS exige que Osinergmin actúe con el máximo cuidado en la determinación de las compensaciones, pues no habrá lugar a revisiones posteriores; en consecuencia, indica que la decisión que adopte debe, en la mayor medida posible, garantizar una adecuada compensación a los titulares de las instalaciones de transmisión. Particularmente, en el caso bajo análisis, Osinergmin no puede obviar el hecho que la CT Puerto Bravo utilizará Gas Natural, y cuando lo haga incrementará su despacho al SEIN y consecuentemente, incrementará también el uso que haga de la SET San José.

5.4.2 Norma Aplicable

SMCV, como parte de su PROPUESTA FINAL, respecto la norma aplicable sostiene los mismos considerados señalados en su PROPUESTA INICIAL y descritos en el numeral 3.4.1 del presente informe.

5.4.3 Horizonte de Simulación

SMCV, como parte de su PROPUESTA FINAL, sostiene los mismos considerados señalados en su PROPUESTA INICIAL descritos en el numeral 3.4.2 del presente informe. Adicional a ello, SMCV señala que, respecto a la entrada en operación del elemento la NORMA DE ASIGNACIÓN establece un horizonte de simulación, para la determinación de las compensaciones que corresponden pagar por los SCTLN, pues es necesario calcular el beneficio que la instalación le produciría al generador o al usuario en un periodo de tiempo determinado. Prueba de ello es la descripción de la fórmula empleada en el cálculo de los beneficios, señalada en el numeral 6.2.1 de la NORMA DE ASIGNACIÓN, donde se observa que el objeto del cálculo es la utilidad



esperada por la generadora con el elemento y sin el elemento; es decir, para que esta fórmula pueda tener aplicación, debe considerarse un periodo de tiempo en el que la generadora obtenga beneficios con el elemento.

En relación a ello señala que la mencionada fórmula solo tendrá aplicación cuando el horizonte de simulación comprenda el periodo de tiempo en el que la central hace uso de la instalación del SCTLN; un periodo distinto no arrojaría ningún beneficio, pues la central simplemente no usa dicha instalación, sea porque la central no existe en dicho periodo o porque pese a estar conectada a la instalación, aún no ha iniciado su operación comercial.

Por lo tanto, concluye que la expresión “entrada en operación del elemento” debe ser interpretada como “entrada en operación del elemento con el que el tercero se conecta al SCTLN”, desde este momento es posible calcular los beneficios que la instalación le producen tanto al generador como al usuario.

5.4.4 Horizonte de Análisis

SMCV, como parte de su PROPUESTA FINAL, respecto al Horizonte de Análisis sostiene los mismos considerados señalados en su PROPUESTA INICIAL y descrita en el numeral 3.4.3 del presente informe.

5.4.5 Simulación para el Cálculo de los Beneficios Económicos

SMCV, como parte de su PROPUESTA FINAL, respecto a la simulación para el cálculo de los beneficios económicos, sostiene los mismos considerados señalados en su PROPUESTA INICIAL descritos en el numeral 3.4.5 del presente informe. Adicional a ello, refuerza su propuesta, en que la información proviene de dos fuentes únicamente: i) la base de datos de la Fijación de los Precios en Barra, para el periodo mayo 2016-abril 2017), y complementariamente ii) la información proveniente del escenario base del Plan de Transmisión más reciente (Resolución Ministerial N° 562-2016-MEM/DM, que aprobó el Plan de Transmisión del período 2017-2026, el mismo que inició su vigencia a partir del 01 de enero 2017). Asimismo, manifiesta que, respecto al término más reciente, es el que se refiere a las Resoluciones que fijan los precios en barra y que aprueban el Plan de Transmisión, más recientes al momento que el tercero comienza a hacer uso de la instalación. En ese sentido, la base de datos que se debe utilizar es la proveniente del Plan de Transmisión y de la fijación de tarifas en barra, más reciente al 26 de mayo de 2016, fecha en la que el COES aprobó la Puesta en Operación Comercial de la CT Puerto Bravo, conforme a la Carta N° COES/D/DP-570-2016.

Finalmente, presenta el siguiente cuadro donde muestra los valores considerando la metodología del Título III de la NORMA DE ASIGNACIÓN, pero extendida para un periodo de evaluación de 20 años:



Cuadro Nº 5-3 PROPUESTA FINAL: Porcentaje de Asignación


Moquegua Celda de Línea

a Ocoña % Celda de Línea

a Moquegua % Celda de Línea

a Ocoña


2 373 349,12 64 626 555,21

Beneficio Pto. Bravo (USD)

863 730,79 143 252 513,30

CMA20 (USD) 2 008 100 2 008 100 - -

Factor k - - 1 1

Asignación por - - Beneficio

Económico Beneficio

Económico

% Cerro Verde - - 73,32% 31,09%

% Pto. Bravo - - 26,68% 68,91%

5.5 Determinación de las Compensaciones

SMCV, como parte de su PROPUESTA FINAL, presenta el siguiente cuadro donde muestra el CMA determinado para cada una de las celdas motivo de la solicitud de compensaciones por uso de terceros:

Cuadro Nº 5-4 PROPUESTA FINAL: CMA de las celdas a compensar

Tipo de Costo de Inversión

Total Anualidad COyM CMA

Elemento (USD) (USD) (USD) (USD)

Celda de Línea a Moquegua 1 772 853.56 220 088,53 48 753,47 268 842

Celda de Línea a Ocoña 1 772 853.56 220 088,53 48 753,47 268 842

Asimismo, SMCV presenta la fórmula de actualización del CMA de las dos celdas de línea, según el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 5-5 PROPUESTA FINAL: Fórmulas de Actualización

INSTALACIÓN Procedencia Procedencia Cobre Aluminio

Extranjera Nacional TOTAL

a b c d

SCT asociado a la SE San José

0,4585 0,5374 0,0000 0,0041 1,0000

Finalmente, señala que las compensaciones a favor de SMCV, por el uso de las dos celdas de línea de 500 kV que hace la CT Puerto Bravo, es de acuerdo al siguiente cuadro:

Cuadro Nº 5-6 PROPUESTA FINAL: Compensación Mensual

Elemento Compensación

(USD/mes)

Celda de Línea a Moquegua 5 672,20

Celda de Línea a Ocoña 14 649,34



6. Análisis de Osinergmin

Osinergmin ha evaluado las premisas y cálculos presentados por la empresa SMCV tanto en su PROPUESTA INICIAL como en su PROPUESTA FINAL, así como las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN que han sido presentadas y cuyo análisis en detalle se desarrolla en el Anexo A del presente informe.

En ese sentido, para los casos en los que no se han subsanado adecuadamente las observaciones realizadas por Osinergmin o la información presentada como parte de dicha subsanación de observaciones o como parte de las opiniones y sugerencias a la PREPUBLICACIÓN no es consistente o no ha sido debidamente sustentada, Osinergmin ha procedido a evaluar la proyección de la demanda, la determinación del SEA, la determinación del CMA y la determinación de la compensación correspondiente, dentro del marco regulatorio vigente.

Para efectos del presente informe, el análisis efectuado por Osinergmin y los resultados obtenidos como producto de dicho análisis se denominarán en adelante PROPUESTA OSINERGMIN.

A continuación, se presenta un resumen de la PROPUESTA OSINERGMIN, cuyos resultados se encuentran sustentados en los archivos magnéticos que se han elaborado con tal propósito y que han sido publicados en la página Web http://www.osinergmin.gob.pe/ [Ver Referencia – 4].

6.1 Revisión de la Demanda

Osinergmin ha procedido a determinar la proyección de la demanda del SEIN y, con el fin de determinar el SEA de las instalaciones de transmisión pertenecientes a SMCV, se estimó la demanda del cliente libre Minera Cerro Verde-San Jose (“CL0671”), en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base en la mejor información disponible, debido a que en su propuesta:



La solicitud de fijación de cargos de transmisión fue presentada por SMCV el 01 de febrero del 2017, en cumplimiento del numeral 6.3 de la Resolución N° 080-2012-OS/CD. Por otro lado, la NORMA TARIFAS establece como “Año Representativo” al año anterior al que corresponde la presentación de la propuesta, es decir el año 2016. Sin embargo, SMCV ha utilizado la Base de Datos de la Fijación de los Precios en Barra de mayo 2016-abril 2017, en donde las ventas de energía tanto del cliente libre “CL0671” como del SEIN fueron estimadas para el año 2016.

Que, la tasa de crecimiento promedio de energía del SEIN para el periodo de mayo 2016-abril 2021 propuesto por SMCV es de 7,5%, cifra que difiere a la tasa de 5,9% considerada por Osinergmin en el FITA 2017.

Cuadro Nº 6-1 Proyección de la Demanda del SEIN

SMCV FITA 2017

Año MW GWh MW GWh

2016 6 818 49 746 6 485 46 915

2017 7 157 52 316 6 723 49 916

2018 7 653 56 155 7 149 53 026

2019 8 649 63 335 7 492 55 821

2020 9 196 67 693 7 911 59 254

2021 9 711 71 560 8 297 62 366

TC

7,5%

5,9%

Gráfica Nº 6-1 Proyección de la Demanda del SEIN

40 000

45 000

50 000

55 000

60 000

65 000

70 000

75 000

2016 2017 2018 2019 2020 2021

GW

h

Año

Proyección de la demanda del SEIN(2016-2021)

SMCV

FITA 2017

Que, sobre la base de la información remitida a Osinergmin por la propia Minera Cerro Verde9, durante el proceso de Fijación Tarifaria de Precios en Barra mayo 2017-abril 2018, se aprecia que las magnitudes estimadas de demanda de energía difieren a lo propuesto por SMCV (ver cuadro):

9 Mediante Carta N° SMCV-VAC-GL-1193-2016 con fecha 16.08.2016.



Cuadro Nº 6-2 Demanda Estimada de la Mina Cerro Verde

Año Energía (GWh)

FITA 2017 SMCV

20161 1 983 2 347

2017 2 411 2 364

2018 2 411 2 364

2019 2 488 2 877

2020 2 566 2 877

2021 2 566 2 877

Nota: 1) Corresponde a la demanda histórica del cliente libre.

En ese sentido, Osinergmin ha procedido a elaborar la proyección de la demanda considerando los criterios señalados en los artículos 6 y 8 de la NORMA TARIFAS.

Por otro lado, también se tomó en cuenta lo descrito en el numeral 6.1 de la NORMA DE ASIGNACIÓN, que establece que las simulaciones del SEIN para calcular los BEUG10 y BEUB11 se efectuarán con el MODELO PERSEO. Para tal fin, se empleará la base de datos de la Fijación de Precios en Barra más reciente, complementada con la base de datos del más reciente Plan de Transmisión. En consecuencia, para el horizonte de simulación que cubre desde el mes de enero de 2016 hasta diciembre del año 2021, corresponde utilizar la siguiente información:

(i) La Base de Datos de la Fijación de los Precios en Barra, para el período mayo 2017 – abril 2018.

(ii) La “Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión 2017 – 2026” elaborado por el COES mediante Informe “COES/DP 01-2016”.

Para mayor detalle, la Metodología de dicha proyección se desarrolla en el “Anexo 12” del Informe Técnico N°278-2017-GRT, que sustenta la Publicación de los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT 2017-2021.

Como resultado, en el siguiente cuadro se muestra la proyección de la demanda del SEIN para el periodo de enero 2016-diciembre 2021:

10 Beneficio económico anual que genera un Elemento a una central generadora, por diferencia de precios

marginales y/o diferencia en generación de energía 11

Beneficio económico anual que genera un Elemento a una demanda ubicada en una barra, por diferencia de precios marginales y/o por diferencia en disponibilidad de consumo



Cuadro Nº 6-3 Proyección de la Demanda del SEIN (2016-2021)

Año MW GWh TC

2016 6 485 46 915

2017 6 723 49 916 6,4%

2018 7 149 53 026 6,2%

2019 7 492 55 821 5,3%

2020 7 911 59 254 6,1%

2021 8 297 62 366 5,3%

Por otro lado, la demanda del año histórico del cliente libre Minera Cerro Verde se obtuvo de la Base de Datos de información comercial de Clientes Libres que administra Osinergmin (“SICLI”) y a su vez se recoge la expectativa de crecimiento de dicho cliente libre en base a la información remitida a Osinergmin por la propia Minera Cerro Verde.

Como resultado, en el siguiente cuadro se muestra la proyección de la demanda del “CL0671” para el periodo de 2016 a 2021:

Cuadro Nº 6-4 Demanda Estimada de Minera Cerro Verde (CL0671)

Año Energía (GWh) Potencia (MW)

Máxima Coincidente con el SEIN

2016 1 982,6 300,7 216,97

2017 2 410,6 300,7 216,97

2018 2 410,6 300,7 216,97

2019 2 488,3 300,7 216,97

2020 2 566,1 300,7 216,97

2021 2 566,1 300,7 216,97

Asimismo, los resultados mostrados en este capítulo servirán de base para la determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar del SCTLN de SMCV.


De acuerdo al artículo 20 de la Ley 28832, el sistema de transmisión del SEIN está conformado por cuatro (4) tipos de instalaciones: i) Sistema Garantizado de Transmisión (SGT), ii) Sistema Complementario de Transmisión (SCT), iii) Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST).

Al respecto, el numeral 20.2 del artículo 20 de la Ley 28832 señala que las instalaciones del SGT y del SCT son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de la referida Ley, lo cual ocurrió el 21 de julio del 2006.

Seguidamente, el artículo 27 de la Ley 28832 señala que se consideran como instalaciones del SCT aquellas que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es el resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes, así como todas aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión.



Al respecto, el artículo 4 de la NORMA TARIFAS, clasifica los SCT de la siguiente manera: i) SCTPT: SCT asignado a la demanda, a la generación o a ambos, que es parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es el resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes, ii) SCTPI: SCT asignado a la demanda, a la generación o a ambos, que es parte de un Plan de Inversiones aprobado por Osinergmin, y iii) SCTLN: SCT que permite transferir electricidad a Usuarios Libres o que permite a los Generadores entregar energía producida al SEIN, cuya construcción y remuneración resulte de una libre negociación entre dichos agentes y los titulares de las instalaciones de dicho SCT.

Por lo tanto, considerando que el sistema de transmisión de SMCV (SET San José y Línea de Transmisión en 220 kV SET San José-SET San Luis), entró en operación comercial el 11 de setiembre del 2015 y que no forma parte de ningún Plan de Transmisión, resulta entonces que constituye un SCT. Al respecto, el SCT de SMCV fue construido producto del acuerdo y libre negociación entre SMCV y Abengoa Perú S.A. (en adelante “Abengoa”), con el objeto que SMCV obtenga el servicio de transmisión necesario para satisfacer su demanda energética. Ante ello, en cumplimiento de las obligaciones asumidas por las partes Abengoa obtuvo la concesión de transmisión definitiva y suscribió el contrato de Concesión N° 448-2014, que lo habilitó a la construcción y operación de la Línea de Transmisión en 220 kV SET San José-SET Cerro Verde.

Al respecto, mediante la Resolución Ministerial N° 096-2016-MEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas aprobó la transferencia de la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en la Línea de Transmisión en 220 kV SET San José-SET Cerro Verde, que efectúa Abengoa a favor de SMCV. Dicha resolución entró en vigencia el 15 de marzo de 2016, fecha a partir de la cual SMCV se convirtió en la única titular del referido SCT.

En ese sentido, queda claro que la SET San José forma parte del SCT de SMCV, cuya construcción y remuneración son producto de la libre negociación entre agentes privados (SMCV y Abengoa) y por lo tanto debe ser calificada como un SCTLN.

Por lo tanto, conforme indica el numeral 10.4 de la NORMA TARIFAS, para fijar tarifas de instalaciones tipo SCTLN, a solicitud de algún interesado, ésta se efectuará sobre la base de un estudio de determinación del SEA, el cual debe ser elaborado por los respectivos titulares de las instalaciones comprometidas.

Al respecto, Osinergmin ha procedido a determinar el SEA del SCTLN de SMCV, en estricto cumplimiento del marco normativo vigente y con base a la mejor información disponible, debido a que la PROPUESTA FINAL de SMCV contiene incoherencias en la evaluación del SEA, aspecto que ha sido detallado en la PREPUBLICACIÓN.

En tal sentido, se procedió a validar el análisis de alternativas de equipamiento del SEA, considerando dos (02) de las tres (03) alternativas propuestas por SMCV, con los Módulos disponibles en la BDME500, vale decir, utilizando banco de transformadores monofásicos de 450 MVA, en reemplazo del transformador de 400 MVA, los cuales se describen a continuación. Al respecto, se debe precisar que la “Alternativa N° 1” de SMCV



fue descartada debido a que el Módulo de transformador de 200 MVA (o su equivalente en banco de transformadores monofásicos) no forma parte de la BDME500.

Alternativa N° 1: Alternativa desarrollada por SMCV, la cual consiste en 1 Transformador de 450 MVA y dos líneas en 220 kV.

Alternativa N° 2: Alternativa desarrollada por SMCV, la cual consiste en 1 Transformador de 450 MVA y una línea en 220 kV.

Las alternativas descritas se han evaluado bajo el criterio de mínimo costo obteniéndose los siguientes valores:

Cuadro Nº 6-5 Análisis de alternativas del SEA del SCTLN de SMCV

OSINERGMIN F-205

SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR: SEA SMCV

Nombre Transformación Total OYM PÉRDIDAS Costo Total

MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$

Alternativa 1: 1 Transformador de 450 MVA y

dos líneas en 220 kV.10,671,510 - 11,067,547 - 21,739,057 3,377,839 3,194,314.50 28,311,211

Alternativa 2: 1 Transformador de 450 MVA y

una línea en 220 kV.7,920,694 - 10,791,305 - 18,711,999 2,907,492 7,362,528.38 28,982,019

Alternativa Seleccionada :

Valor Presente Costos de Explotación

Transmisión

Alternativa 1

En el cuadro anterior, se puede notar que la “Alternativa N° 1” es la de menor inversión y de mínimo costo en un horizonte de análisis de 10 años.

En tal sentido, el SEA para el SCTLN de SMCV, estará conformado por el siguiente equipamiento:

- Celda de línea de 500 kV (2 celdas).

- Celda de línea de 220 kV (4 celdas).

- Celda de transformador de 500 kV (1 celda).

- Celda de transformador de 220 kV (1 celda).

- Banco de Transformadores Monofásicos de 500/220/33 kV y 450 MVA.

- Líneas de Transmisión ST de 220 kV San José-San Luis (2 líneas).



Gráfica Nº 6-2 Diagrama Unifilar de la Alternativa 1, SEA del SCTLN de SMCV

6.3 Determinación del Costo de Inversión

Respecto al costo de inversión de los Elementos de transmisión que conforman el SEA del SCTLN de SMCV, determinado en el numeral 6.2 del presente informe, cabe señalar que, tal como señala SMCV, debe ser obtenido sobre la base de costos estándares de mercado, que deben comprender equipos, materiales y otros costos que establezca Osinergmin.

Ahora bien, considerando que la SET San José entró en operación comercial en setiembre del año 2015 y que la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión vigente a dicha fecha (aprobada mediante Resolución N° 060-2015-OS/CD), no contiene Módulos de 500 kV, se ha visto conveniente emplear la BDME500 aprobada mediante Resolución N° 083-2018-OS/CD, de manera que pueda efectuarse la valorización de dicha subestación y con ello, obtener los costos de inversión de sus Elementos. Al respecto, es del caso mencionar que, esta BDME500 ha sido modificada mediante la Resolución N° 131-2018-OS/CD, emitida el 07/08/2018, por lo cual, se procede a actualizar los costos considerados en la PREPUBLICACIÓN, según corresponda.

Asimismo, considerando que, para efectos de la aplicación de las fórmulas de actualización del CMA se tendría dos referencias de valores base (una asociada a los Módulos de 220 kV y la otra a los Módulos de 500 kV), se ha visto conveniente emplear, en lo que respecta a los Módulos de 220 kV, la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión aprobada mediante Resolución N° 054-2018-OS/CD. Con ello, los valores base para la aplicación de la fórmula de actualización del CMA corresponderán al 31 de diciembre de 2017, no siendo necesario emplear valores base referidos a la fecha de implementación de la SET San José, toda vez que, las mencionadas bases de datos ya se encuentran actualizadas con costos del año 2017.



Por otra parte, respecto a la determinación de los costos de inversión asociados a las Obras Comunes, se debe señalar que, se está considerando un patio de llaves de 500 kV con dos (02) celdas de línea y una (01) celda de transformador y un patio de llaves en 220 kV con dos (02) celdas de línea y una (01) celda de transformador. Al respecto, dado que el patio en 220 kV tiene asociado un Módulo con diez (10) celdas de salida (SIC1E220IM-10) y, debido a que solo se necesita determinar el costo de inversión para tres (03) celdas, se procede a multiplicar el costo inicial por un factor de 0,3, de modo que, se cuente con el costo de inversión correspondiente a dicha cantidad de celdas.

Por otro lado, con respecto a la propuesta de SMCV, en la cual estima el costo de los Elementos en 500 kV a partir de los Módulos en 220 kV, disponibles en la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión y con costos referenciales de equipos obtenidos del estudio de anteproyecto “Enlace 500 kV La Niña - Piura, Subestaciones, Líneas y Ampliaciones asociadas”, se debe señalar que, considerar los costos de dicho anteproyecto no permitirá estimar adecuadamente los costos de los Elementos de 500 kV, toda vez que dichos costos tienen carácter referencial.

En consecuencia, de acuerdo a lo descrito en los párrafos anteriores, se ha determinado el costo de inversión de los Elementos de transmisión que conforman la SET San José, el cual se muestra a continuación:

Cuadro Nº 6-6 PROPUESTA OSINERGMIN: Costos de los Elementos de la SET San José

Nombre Código de Costo de Inversión Total (USD) COSTO

Elemento Módulo Estándar

TOTAL

ME MN Aluminio Cobre (USD)

Celda de Línea a Ocoña CE-500SIC1EIMLI 807 159,11 712 571,01 - 17 400,16 1 537 130,28

Celda de Línea a Montalvo CE-500SIC1EIMLI 807 159,11 712 571,01 - 17 400,16 1 537 130,28

Celda de Transformador CE-500SIC1EIMTR 763 373,97 722 656,56 - 17 014,32 1 503 044,84

Transformador de Potencia de 450 MVA, 500/220/33 kV

TM-500MATMT-450SIE 3 031 173,93 2 479 913,94 - 505 478,94 6 016 566,81

Celda de Transformador CE-220SIU2C1EDBTR3 190 973,55 277 339,33 - 5 361,95 473 674,84

Celda de Línea a San Luis CE-220SIU2C1EDBLI3 274 640,46 349 038,48 - 7 140,82 630 819,76

Celda de Línea a San Luis CE-220SIU2C1EDBLI3 274 640,46 349 038,48 - 7 140,82 630 819,76

El costo de inversión total asociado a cada celda de línea de 500 kV, para la cual SMCV solicita compensación es de USD 1 537 130,28.


En cumplimiento del numeral 14.3.3 de la NORMA TARIFAS, para el caso de instalaciones del SCTLN, se dispone que la asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, se realizará con base a lo establecido en el Procedimiento de Asignación de Responsabilidad de Pago de las instalaciones de transmisión aprobado por Osinergmin.

En ese sentido, el alcance y criterios estipulados en los Títulos II y III de la NORMA DE ASIGNACIÓN, son aplicables para la determinación de la Responsabilidad de Pago en el proceso en curso y no la NORMA DE



ASIGNACIÓN de Responsabilidad modificada con Resolución N° 164-2016-OS/CD, puesto que esta última entró en vigencia recién el 01 de mayo de 2017.

En consecuencia, corresponde asignar la responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores de las instalaciones de transmisión de SMCV la cual está comprendida por dos celdas de línea en 500 kV de la SET San José, según se muestra en la siguiente figura:

Gráfica Nº 6-3 Celdas de línea en 500 kV de la SET San José

6.4.1 Periodo de Estudio

Al respecto en el numeral 6 del TITULO III12 de la NORMA DE ASIGNACIÓN, establece el criterio de cálculo de BEUGn y BEUBn, en donde señala que las simulaciones deberán abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada de operación hasta seis años después de la fecha prevista de entrada en operación del elemento; asimismo, señala que, se emplearán los resultados de un periodo de cinco años contados a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del elemento propuesto.

Al respecto, sobre la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento propuesto, se precisa que es la fecha de inicio del uso de la SET San José por parte de SAMAY, el cual corresponde al 26 de mayo de 2016, en donde se dio inicio de la Puesta en Operación Comercial (POC) de la CT Puerto Bravo. En ese sentido, para el periodo de análisis se considerará desde la fecha prevista en servicio del elemento propuesto (año 2016) hasta los cinco años posteriores (año 2021).

12 Las simulaciones para calcular los BEUG5 y BEUB5 se efectuarán con el MODELO. Se emplearán los

resultados de un período de cinco años contados a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento propuesto. Para tal fin se empleará la base de datos de la Fijación de Precios en Barra más reciente, complementada con la del escenario base del Plan de Transmisión más reciente. Salvo disposición en contrario de una norma jerárquicamente superior a la presente norma, para el cálculo de los precios marginales no se considerarán modificaciones artificiales (administrativas, operativas o regulatorias de carácter temporal o de otra índole). Las simulaciones deberán abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada en operación hasta 6 años después de la fecha prevista de entrada en operación del Elemento.



6.4.2 Fuente de Información de la Base de Datos

Al respecto, en el numeral 6 del TITULO III de la NORMA DE ASIGNACIÓN, se establece el criterio de cálculo de BEUGn y BEUBn, en donde se señala que; para tal fin se empleará la base de datos de la Fijación de Precios en Barra más reciente, complementada con la del escenario base del Plan de Transmisión más reciente. En ese sentido, la Fijación de Precios en Barra más reciente a la Fijación de las Compensaciones para las dos Celdas de 500 kV de la SET San José, corresponde a la Fijación de Precios en Barra mayo 2017-abril 2018, aprobada mediante Resolución N° 060-2017-OS/CD, debido a que la fecha de Puesta en Operación Comercial (POC) de la CT Puerto Bravo fue el 26 de mayo de 2016. Asimismo, el Plan de Transmisión más reciente corresponde a la Actualización del Plan de Transmisión 2017-2026 aprobado mediante Resolución Ministerial N° 562-2016-MEM/DM.

6.4.3 Modificaciones Artificiales

Al respecto, en el numeral 6 del TITULO III de la NORMA DE ASIGNACIÓN, se establece el criterio de cálculo de BEUGn y BEUBn, en donde se señala que, para el cálculo de los precios marginales no se considerarán modificaciones artificiales (administrativas, operativas o regulatorias de carácter temporal o de otra índole); esto tiene por finalidad representar las condiciones de operación predominantes o permanentes para asignar el pago de forma efectiva en el periodo de estudio al uso de las instalaciones por el elemento correspondiente.

Por otra parte, en el marco del Contrato de Compromiso de Inversión del Proyecto: “Nodo Energético en el Sur del Perú” se estableció para SAMAY las condiciones de operación de la CT Puerto Bravo, según las siguientes etapas:

i) Etapa 1, que abarca desde la puesta en operación comercial de la CT Puerto Bravo hasta la disposición de gas natural en la costa sur, durante esta etapa la central debe operar con Diésel B5;

ii) Etapa 2, que se inicia con la disponibilidad del gas natural referido en la Etapa 1, en esta etapa la central tiene la obligación de operar con gas natural.

En ese sentido, en relación a la condición de operación en la Etapa 1 es preciso señalar que es una medida temporal hasta llegar al objetivo de la operación en condiciones normales que corresponde a la Etapa 2 a fin de operar la Central con Gas Natural; es por ello que, se concluye que, el mayor uso que realizará SAMAY sobre las dos celdas de la SET San José, se realizará durante la Etapa 2.

Asimismo, el citado numeral no regula situaciones extraordinarias para la operatividad del SEIN o eventuales emergencias. Es decir, presume una operación en condiciones normales del sistema a fin de representar de manera adecuada el despacho de la Central; además que no señala los criterios en los supuestos en los que el tercero, pese a haberse conectado a la instalación, se encuentra indisponible por periodos prolongados. Es por ello que, no corresponde considerar los periodos de indisponibilidad en el periodo de análisis, a fin de identificar el verdadero beneficio que la instalación proporcionará al generador en condiciones normales de operación.



Finalmente, señalar que en el Informe Legal N° 418-2018-GRT que también sustenta la presente fijación, se indica un mayor análisis sobre los criterios expuestos.

6.4.4 Asignación de Responsabilidad de Pago entre Usuarios y Generadores por Beneficios

El reparto del Costo Medio Anual (CMA) del SCTLN de SMCV entre la generación (SAMAY) y la demanda (Minera Cerro Verde) se regulará de acuerdo con lo establecido en el TÍTULO III de la NORMA DE ASIGNACIÓN, ejecutando los siguientes pasos:

1. Se calculan los Beneficios Económicos por la demanda y la generación, BEUD y BEUG, por cinco años a partir de la entrada en servicio esperada de la CT Puerto Bravo. Para tal fin, se emplean los resultados del modelo PERSEO, con los que se calcula el valor actual de las utilidades esperadas tanto para la demanda y la generación.

2. Se calcula el consumo por la demanda aguas arriba del proyecto, GWhD, y la producción por la generación aguas arriba del proyecto, GWhG, por cinco años a partir de la entrada en servicio de la CT Puerto Bravo.

3. Se calcula el Beneficio Económico total, BET = BED + BEG.

4. Se compara el BET al CMA5, y se calcula la parte del CMA que se paga por mejoras de confiabilidad (CMAC), la cual será dividida entre la demanda y generación ubicadas Aguas Arriba.

5. A continuación, en donde corresponda, se determina el CMA con base en los beneficios económicos (CMABE), y la otra con base en beneficios económicos por mejoras en Confiabilidad (CMAC), según las ecuaciones siguientes:

CMAkCMACMACMA

CMAkCMA

CMACMACMA

BEC

BE

CBE

)1(

Donde:

k = 1 : si BET/CMA5 > 0,9

k = BET/CMA5 : si 0,9 > BET/CMA5 > 0,1

k = 0 : si 0,1 > BET/CMA5

6. Finalmente, se determinan las responsabilidades de pago del CMA asignados a la demanda (CMAU%) y a la generación (CMAG%), mediante las siguientes expresiones:

GD

GC

GBE

GD

DC

DBE

GWhGWh

GWhCMA

BET

BETCMACMAG

GWhGWh

GWhCMA

BET

BETCMACMAU

%%%

%%%



Donde:

CMA%BE: CMABE expresada en porcentaje del CMA

CMA%C: CMAC expresada en porcentaje del CMA

GWhD, GWhG: Energía de Demanda y Generación, respectivamente, ubicadas “Aguas Arriba” del Elemento, para el horizonte de 5 años contados a partir de la fecha estimada de entrada en operación de la CT Puerto Bravo, propiedad de SAMAY.

Como resultado del proceso anterior, se han obtenido los siguientes porcentajes asignados a la demanda y a la generación por el uso del SCTLN de SMCV:

Cuadro Nº 6-7 PROPUESTA OSINERGMIN: Asignación de la Responsabilidad de Pago (%G y %D)


Montalvo Celda de Línea a

Ocoña % Celda de Línea

a Montalvo % Celda de Línea

a Ocoña


- 20 329 516

Beneficio Puerto Bravo (USD)

148 085 -

CMABE (%) 18% 100%

CMAC (%) 82% 0%

CMAD (USD) 150 501 233 096

CMAG (USD) 82 595 -

Demanda Cerro Verde (GWh) 9 103

Producción Puerto Bravo (GWh) 2 511

% Cerro Verde 64,57% 100,0%

% Puerto Bravo 35,43% 0,0%

6.5 Determinación del CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización

Para la determinación del CMA se sumó la anualidad de los costos de Inversión y los costos de Operación y Mantenimiento del SCTLN de SMCV. Dicha anualidad de la Inversión se calculó considerando una vida útil de 30 años y una tasa de actualización anual del 12 %:



Cuadro Nº 6-8

PROPUESTA OSINERGMIN: CMA de las celdas de línea en 500 kV de la SET San José

Elementos Costo de Inversión

Anualidad de la Inversión

COyM CMA

(USD) (USD) (USD) (USD)

Celda de Línea a Montalvo 1 537 130 190 825 42 271 233 096

Celda de Línea a Ocoña 1 537 130 190 825 42 271 233 096

Nota: El CMA ha sido determinado para el periodo comprendido entre el 26 de mayo de 2016 y el 30 de abril de 2021; luego del cual se actualizará conforme al proceso de fijación tarifaria de los SST y SCT.

Por otro lado, la Compensación Mensual (CMG) asignada a SAMAY se obtuvo aplicando al Costo Medio Anual de la Generación (CMAG) la fórmula de pagos uniformes para un periodo de 12 meses, según la siguiente expresión:

CMAGCM ;

Dónde

CMAG : Costo Medio Anual del Elemento “j-k”, asignado a los generadores, en Soles.

: Tasa de actualización anual fijada en el Artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

: Tasa de actualización mensual calculada con la tasa

anual, obtenida como: 1)1( 12/1

En el siguiente cuadro, se presenta el detalle de la CMG que pagará SAMAY por el uso de las dos Celdas de Línea de 500 kV propiedad de SMCV. Al respecto, se ha utilizado un tipo de cambio de 3,245 S//USD, correspondiente al 31 de diciembre de 2017, según la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP del Perú:

Cuadro Nº 6-9 PROPUESTA OSINERGMIN: Compensación Mensual

Elementos Compensación

(Soles/mes)

Celda de Línea a Montalvo 21 193

Celda de Línea a Ocoña -

(*) Para las compensaciones mensuales no aplica fórmula de actualización.

Por otro lado, la Fórmula de Actualización del CMA del SCTLN de SMCV se determinó según el procedimiento establecido en la NORMA TARIFAS (Artículo N°28). En ese sentido, en el cuadro siguiente se presentan los coeficientes a, b, c y d de la Fórmula de Actualización, los que resultan del cociente del valor de cada componente de inversión entre el valor total:



Cuadro Nº 6-10 PROPUESTA OSINERGMIN: Fórmula de Actualización del CMA

Elementos

Procedencia Extranjera

Procedencia Nacional

Cobre Aluminio

(a) (b) (c) (d)

SCT asociado a SET San José 0,4299 0,5608 0,0000 0,0093

Siendo los valores iniciales (referidos al 31 de diciembre de 2017), los que se muestran a continuación:

Cuadro Nº 6-11 PROPUESTA OSINERGMIN: Índices Iniciales de la Fórmula de Actualización del CMA del

SCTLN de SMCV

Índices Iniciales para Actualización

Tc0 IPM0 Cu0 Al0

3,245 223,0259 270,0833 1 906,1004

Por lo tanto, dado que una parte del CMA del SCTLN de SMCV es aplicado exclusivamente a la Mina Cerro Verde, es necesario determinar el Peaje Unitario por nivel de tensión correspondiente a un período tarifario de 4 años, conforme a la siguiente expresión:

añomes

mesmes

mes

añoaño

añoaño

D

ITCMA

PU

1

4

1

)1(

)1(

Donde:

PU : Peaje expresado en ctms. S/./kWh .

CMA : Costo Medio Anual o parte del CMA asignado a los Usuarios, expresado al 30 de abril de cada año, en miles S/.

IT : Ingreso Tarifario anual.

: Tasa de Actualización anual, según el artículo 79 de la LCE o el que la sustituya.

: Tasa de actualización mensual calculada con la tasa de actualización anual, obtenida mediante la siguiente expresión:

1)1( 12/1

Dmes : Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh .

Año : Índice de variación del año.

Mes : Índice de variación del mes.

Siendo el resultado conforme se muestra en el siguiente cuadro:



Cuadro Nº 6-12 PROPUESTA OSINERGMIN: Peaje Unitario Específico para el SCTLN de SMCV

Subestación Base Instalaciones PU Responsabilidad de

Pago del SCTLN de SMCV ctm. S//kWh

San José Celdas de Línea en 500 kV 0,0311 Sociedad Minera Cerro

Verde S.A.A.

(*) Los valores se aplican sólo si SMCV transfiere las instalaciones de la SET San José a otro titular de transmisión y/o no existe contrato por el servicio de transmisión entre el titular de la instalación y la minera Cerro Verde.

La actualización de los peajes solo se realizará si se aplican los valores indicados en el párrafo anterior. Para tal fin, se utilizará la misma fórmula de actualización establecida para su CMA, la cual se aplicará, si se incrementan o disminuyen en más de 5% respecto al valor del mismo factor correspondiente a la última actualización.



7. Conclusiones y Recomendaciones

Del análisis realizado por Osinergmin a los estudios presentados por SMCV, se concluye lo siguiente:

a) La compensación mensual de la Celda de Línea de 500 kV de la LT San Jose-Montalvo es S/. 21 193 soles. Asimismo, no hay compensación, respecto a la Celda de Línea de 500 kV de la LT San José-Ocoña.

b) El costo de inversión asociado a cada celda de línea de 500 kV, para la cual SMCV solicita compensación es de USD 1 537 130,28.

c) El beneficio económico que genera a SAMAY la Celda de Línea de 500 kV de la LT San Jose–Montalvo es de USD 148 085. Asimismo, no hay benéfico económico respecto de la Celda de la Línea de 500 kV de la LT San José-Ocoña.

d) Los porcentajes asignados por responsabilidad de pago del Costo Medio Anual por la Celda de Línea de 500 kV de la LT San Jose-Montalvo es 64,57 % a SMCV y 35,43 % a SAMAY. Asimismo, respecto a la Celda de Línea de 500 kV de la LT San José-Ocoña es 100% a SMCV y no hay porcentaje asignado a SAMAY.

e) Se recomienda la emisión de una resolución que apruebe las compensaciones que debe pagar SAMAY a favor de SMCV por el uso de las Celdas de Línea de 500 kV de la SET San José, tomando en cuenta lo señalado en los párrafos anteriores.

[sbuenalaya]

/vhp/pmo/jcc



8. Anexos

A continuación, se presentan los siguientes anexos al informe:

Anexo A Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN.

Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según información del Titular SMCV.

Anexo C Cuadros Comparativos.



Anexo A Análisis de Opiniones y Sugerencias a

PREPUBLICACIÓN



Análisis de Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN presentadas por Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A. (en adelante

“SMCV”)

1. SMCV señala que por mandato del Artículo 6 de la NORMA DE ASIGNACIÓN

(aprobada mediante Resolución N° 383-2008-OS/CD), para efectos de asignar la responsabilidad de pago de una determinada instalación de transmisión por el criterio de beneficios, los beneficios que la instalación les representa a los agentes que la utilizan son calculados por medio de simulaciones en el modelo PERSEO.

Asimismo, la referida norma ordena que las simulaciones deben abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada en operación hasta 6 años después de la fecha prevista de entrada en operación del Elemento. Por otra parte, el mencionado Artículo señala también que, para el cálculo de los beneficios, se emplearán los resultados de un periodo de cinco años, contados a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del elemento propuesto.

La POC del elemento propuesto

Al respecto, en el numeral 6.4.1 del Informe Técnico N° 0337-2018-GRT, que complementa la motivación de la Resolución N° 121-2018-OS/CD, el área técnica del Osinergmin dispuso que “sobre la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento propuesto, se precisa que es la fecha de inicio del uso de la SET San José por parte de SAMAY, el cual corresponde al 26 de mayo del 2016, en donde se dio inicio a la Puesta en Operación Comercial (POC) de la CT Puerto Bravo. (…)”.

Se considera acertado el criterio adoptado por el Osinergmin en el referido informe por las siguientes razones:

El numeral III) del literal e) del Artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas establece que, cuando se trata de SCT que favorecen tanto a la generación como a la demanda, la responsabilidad de pago será asignada a la generación, a la demanda o en forma compartida a ambas. Para ello esta norma ordena tener en cuenta el uso y/o el beneficio económico que la instalación le proporciona a los generadores y/o a la demanda.

La Norma de Asignación desarrolla este mandato normativo, indicando que cuando se trate de instalaciones pertenecientes a un SCTLN, la asignación de la responsabilidad de pago entre usuarios y generadores se realizará por medio del criterio de beneficios económicos.

De acuerdo a este desarrollo normativo, queda claro que es necesario calcular el beneficio que la instalación le produciría al generador o al usuario en un periodo de tiempo determinado. Prueba de ello es la descripción de la fórmula empleada en el cálculo de los beneficios, señalada en el numeral 6.2.1 de la Norma de Asignación, donde se observa que el objeto del cálculo es la utilidad esperada por la generadora con el elemento y sin el elemento; es decir, para que esta fórmula pueda tener aplicación, debe considerarse un periodo de tiempo en el que la generadora obtenga beneficios con el elemento.

Por lo tanto, esta medición podrá ser realizada únicamente si consideramos a la fecha de la POC de la C.T. Puerto Bravo como la fecha prevista de entrada en operación del elemento propuesto.

El horizonte de simulaciones y el horizonte de análisis

De acuerdo al Estudio Técnico Económico, el horizonte de simulaciones y el horizonte de análisis para el cálculo de los beneficios, deben abarcar un periodo de 20 años,



pues consideramos que Osinergmin cuenta con la facultad discrecional para establecer el horizonte máximo de las referidas simulaciones. Para ello partimos de un análisis de legalidad y razonabilidad que ha sido claramente expuesto en el referido Estudio y que se basa en los principios de coherencia normativa e interpretación sistemática de las normas.

Sobre el particular conforme se desprende de la lectura de los Informes Técnico N° 337-2018-GRT y Legal N° 336-2018-GRT, que Osinergmin no ha efectuado análisis, respecto de la discrecionalidad de Osinergmin para efectos de la propuesta de SMCV en cuanto a determinar el beneficio económico sobre la base de un horizonte de 20 años.

Por lo señalado, se considera correcto que, para el cálculo de los beneficios económicos, se considere la operación de la C.T. Puerto Bravo con gas natural y un horizonte de 20 años, toda vez que su operación con petróleo Diesel constituye una situación operativa de carácter temporal.

Análisis de Osinergmin

Al respecto, Osinergmin ha sujetado su actuación a lo expresamente previsto en el numeral 6 del TITULO III de la NORMA DE ASIGNACIÓN, en el cual se establece el mandato de cálculo de BEUGn y BEUBn, en donde las simulaciones deberán abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada de operación hasta seis años después de la fecha prevista de entrada en operación del elemento; en ese sentido, el horizonte de simulación se encuentra explícitamente especificado por lo que no se da lugar al ejercicio de la facultad discrecional a la que hace mención SMCV, frente a esta disposición normativa expresa y clara, el Regulador en cumplimiento del artículo 5.3 del TUO de la Ley N° 27444, no podría infringirla en un acto administrativo, aduciendo vía interpretación o integración del derecho, aspectos abiertamente diferentes, en sentidos distintos o tomando un mayor periodo que el previsto, como si se estuviéramos frente a una disposición difusa o ante un vacío normativo.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, no se acoge este comentario.

2. SMCV señala que conforme a lo dispuesto por el numeral 6.1 del Artículo 6 de la NORMA DE ASIGNACIÓN, para el cálculo de los beneficios económicos Osinergmin realizará simulaciones que empleen la base de datos de la fijación de precios en barra más reciente, complementada con la del escenario base del Plan de Transmisión más reciente.

Conforme lo ha señalado Osinergmin, el Plan de Transmisión más reciente corresponde a la “Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión 2017-2026, elaborada por el COES mediante el informe COES/DP 01-2016”.

Al respecto, en la página 34 del Informe N° 0337-2018-GRT que sustenta la propuesta de compensaciones publicada se señala “Para mayor detalle, la Metodología de dicha proyección se desarrolla en el “Anexo 12” del Informe Técnico N°278-2017-GRT, que sustenta la Publicación de los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT 2017-2021.”

En principio, sobre el particular, se menciona que el Informe Técnico N° 278-2017-GRT corresponde a un proceso regulatorio distinto al que nos ocupa, y por tanto no puede constituirse en un elemento restrictivo para efectos de la simulación que debe realizar Osinergmin para la determinación de los beneficios económicos derivados del uso de las celdas en 500 kV de la SET San José. Asimismo, hacemos notar que, respecto de la demanda considerada, esta se trata de aquella de la fijación de Tarifas



en Barra del año 2017, la cual fue aprobada en abril del año 2017 con posterioridad al inicio del proceso de regulatorio que nos ocupa, por lo que solicitamos a Osinergmin reconsidere la demanda de la fijación de tarifas entonces vigentes, es decir la del año 2016.

Sin perjuicio de lo anterior, el mencionado Anexo A.12 del Informe N° 278-2017-GRT se presenta además de la proyección de demanda, la proyección de obras de generación incorporadas a partir del escenario base predominantemente hidroeléctrico (futuro tipo B) del Plan de Transmisión 2017-2026. En la página 3 del Anexo D de dicho plan se muestran una serie de proyectos hidroeléctricos considerados como posibles entre el 2020 y el 2022; entre ellos el proyecto CH Molloco (CH Soro y CH Llatica), el cual ha sido considerados por Osinergmin para el año 2020 a efectos del cálculo de beneficios económicos sin presentar las razones para ello. Sobre el particular consideramos que dicho proyecto no debe ser considerado sino, en el mejor de los casos, hasta el año 2022 por las siguientes razones:

Este proyecto responde al “Contrato de Compromiso de Inversión Central Hidroeléctrica Molloco” suscrito el 2013 como resultado del proceso de promoción de la inversión privada del Proyecto Energía de Centrales Hidroeléctricas – Central Hidroeléctrica Molloco conducido por PROINVERSION.

El contrató previó que en un plazo máximo de 2 años (es decir, el año 2015) el concesionario debía manifestar su decisión de dar inicio a la construcción del proyecto, luego de ello dispone de 7 años para lograr la operación de la central hidroeléctrica (2021). Asimismo, el concesionario se comprometió a ceder el 9,2% de la energía generada y potencia firme a favor de la empresa EGASA.

El informe de seguimiento de proyectos de generación publicado por Osinergmin en junio de 2017 señalaba que aún no se concluían los estudios definitivos para comunicar el inicio de la construcción del proyecto. Asimismo, se indicaba que el plazo entre el inicio de construcción y la puesta en operación comercial sería de cinco (5) años. Inclusive, el concesionario habría solicitado al Ministerio de energía y Minas una ampliación de plazos.

El informe de seguimiento de proyectos de generación publicado por Osinergmin en marzo de 2018 señala claramente que no inician obras aún porque aún no culminan estudios, que se ha solicitado al Ministerio de energía y Minas una ampliación de plazos, y que no existe respuesta de la empresa concesionaria respecto de la quiebra financiera de su principal accionista.

Como puede observarse, aún bajo el supuesto evidentemente negado que los problemas que enfrentaba el proyecto se hubieran resuelto durante el 2017 y la obras iniciarán en el año 2018, la puesta en operación comercial no se esperaría sino después del año 2022.

De este modo, Osinergmin debe recalcular la asignación de beneficios sin incluir en la simulación la CH Molloco. Esto, más aún, tomando en consideración que como menciona el propio Osinergmin en su Informe Técnico N° 337-2018, cuando propone que la demanda propuesta por SMCV, correspondiente a la fijación de Precios en Barra del año 2016 es descartada argumentando que la tasa es optimista respecto de las proyecciones de Osinergmin como parte de la Fijación de Precios en Barra del año 2017. Si ello es así, con más razón debe retirarse la CH Molloco del cálculo de beneficios al ser evidente que no podrá estar en servicio en el año 2020.




En relación a lo que menciona SMCV, sobre que el Informe Técnico N° 278-2017-GRT, constituye un elemento restrictivo para efectos de la simulación de la determinación de los beneficios económicos derivados del uso de las celdas en 500 kV de la SET San José. Al respecto señalar que tal como presenta el extracto SMCV, donde se hace mención al Anexo 12.1 del Informe Técnico N° 278-2017-GRT, esta referencia se realiza a fin de brindar mayor detalle a los interesados sobre las proyecciones que comprende el Estudio, en relación a los principales proyectos de los programas de obras de Generación y Transmisión que abarca el Estudio.

En relación a lo que señala SMCV sobre reconsiderar la demanda de la fijación de tarifas del año 2016, precisar que, respecto al numeral 6 de la NORMA DE ASIGNACIÓN, establece los criterios, en donde señala que las simulaciones deberán abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada de operación hasta seis años después de la fecha prevista de entrada en operación del elemento; en ese sentido para determinar los beneficios económicos, el horizonte de simulación cubre desde el mes de enero de 2016 hasta diciembre del año 2021, asimismo, señalar que, se emplearán los resultados de un periodo de cinco años contados a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del elemento propuesto.

Asimismo, en relación a lo que señala SMCV que se debe recalcular la asignación de beneficios sin incluir en la simulación la CH Molloco, mencionar que según los criterios de la NORMA DE ASIGNACIÓN en el numeral 6.1 establece que, para efectos de la simulación corresponde utilizar la información de la base de datos de la Fijación de los Precios en Barra, más reciente, complementada con la base de datos del más reciente Plan de Transmisión. En ese sentido, corresponde utilizar la base de datos de la Fijación de los Precios en Barra, para el periodo de mayo de 2017 a abril de 2018 y la “Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión 2017 – 2026” elaborado por el COES mediante Informe “COES/DP 01-2016”, en donde se consideró la entrada en operación de la central hidroeléctrica Molloco (CH Soro y CH Llatica) para el mes de noviembre de 2020.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, no se acoge este comentario.

3. SMCV señala que en la página 62 del Informe Técnico N° 337-2018-GRT que sustenta el proyecto de resolución tarifaria se menciona lo siguiente:

“Al respecto, cabe señalar que, obtener un costo de terreno como resultado de promediar los costos de terrenos rurales de diversas subestaciones del Área de Demanda 9, no corresponde a una práctica establecida bajo la normativa vigente.

Asimismo, sin perjuicio de lo señalado, interesa mencionar que, dado que SMCV cuenta con concesión de minería en la zona de análisis, el terreno empleado para la subestación San José podría no haber tenido costo alguno.

En ese sentido, considerando lo anterior y dado que SMCV no ha presentado documentos que sustenten adecuadamente el costo del terreno empleado para la subestación San José, se está considerando un costo cero (0) para dicho terreno.”

La posición de Osinergmin de considerar que el terreno podría no tener costo alguno adolece de una falta de motivación evidente, ya que, se basa en un supuesto cuya certeza no se tiene acreditada. Incluso, carecen de sustento legal, ya que de acuerdo a la Ley N° 26505, Ley de Inversión Privada en el Desarrollo de las actividades en las



Tierras del Territorio Nacional y de las Comunidades Campesinas y Nativas, el Estado debe proceder con la venta de las tierras eriazas de su dominio en subasta pública, con lo cual en el ámbito del derecho minero el titular de una concesión no ejerce un derecho de propiedad sobre la concesión que le otorga el Estado.

De acuerdo a ello, los concesionarios mineros para poder utilizar predios de dominio privado estatal están sometidos a los procedimientos de adquisición previstos por la normativa vigente, los cuales son conducidos por la Superintendencia de Bienes Nacionales. Nuestra interpretación ha sido sostenida también por el Tribunal Constitucional en la sentencia recaída en el expediente Nº 01503-2013-PA/TC, en la cual recordó que el artículo 9 del TUO de la Ley General de Minería (D.S. N° 014-92-EM) establece que la concesión minera otorga el derecho a explorar y explotar recursos minerales, y que esta es un inmueble distinto y separado del predio donde se encuentre ubicada.

Por otra parte, si SMCV no ha presentado documentos que sustenten el valor del terreno se debe al hecho de que los derechos superficiales sobre el predio en su momento fueron adquiridos directamente por la empresa ATN 1 S.A en su condición de anterior titular del proyecto de transmisión eléctrica. De acuerdo a ello, la posición de Osinergmin sería válida si es que la empresa ATN 1. S.A. seguiría siendo la titular del proyecto; no obstante, no es razonable exigir documentos a la empresa que recibió el Sistema de Transmisión en operación.

De esta forma, Osinergmin se advierte que nos encontramos ante un supuesto no previsto en el marco regulatorio vigente, ya que si bien la actual Norma Tarifas dispone que se reconocerá el valor del terreno declarado por el titular del Sistema de Transmisión, evidentemente dicha disposición es aplicable a los titulares de transmisión que han intervenido en la etapa de construcción, más no a los titulares que han recibido los activos en operación, y que por tanto, en el ámbito de la libertad contractual de las partes pueden no haber tenido acceso a los contratos suscritos por el anterior concesionario.

Para resolver el vacío normativo, Osinergmin debe remitirse nuevamente al numeral IV) del literal b) del artículo 139° del RLCE, el cual establece que la valorización de la inversión de las instalaciones de transmisión de todos los SCT, con excepción de los comprendidos en un Contrato de Concesión de SCT, será efectuada sobre la base de costos estándares de mercado.

De acuerdo a ello, dado que los costos del predio donde se construye una subestación forman parte de los costos de inversión de un proyecto de transmisión eléctrica, conforme lo ha sostenido Osinergmin en diversas resoluciones, corresponde que en cumplimiento del al numeral IV) del literal b) del artículo 139° del RLCE, Osinergmin valorice el costo del predio donde se ubica la S.E. San José, utilizando los valores de terrenos similares que hayan sido incluidos en la base de datos de módulos estándares.

Finalmente, con independencia de la metodología que adopte Osinergmin para valorizar el terreno donde se encuentra la subestación San José, el valor en ningún caso debe ser cero, ya que, en este supuesto Osinergmin estaría yendo contra su criterio sentado en diversos procedimientos regulatorios, de que la regulación de la transmisión complementaria no es específica por cada proyecto, sino que se basa en estándares, los cuales por demás han sido adecuados en diversos casos, como en el Numeral 2.1.2 de la Resolución N° 135-2015-OS/CD.


http://www.tc.gob.pe/jurisprudencia/2016/01503-2013-AA.pdf



Al respecto, sobre la solicitud de SMCV de valorizar el costo del terreno con costos de la Base de Datos de Módulos Estándares, se debe precisar que, la mencionada Base de Datos solo cuenta con costos unitarios de equipamiento eléctrico, recursos y materiales y no contiene costos de terrenos para subestaciones, conforme solicita SMCV, por lo que su solicitud no tiene sustento.

Por otro lado, sobre la opinión de SMCV respecto de que para valorizar el terreno “el valor en ningún caso debe ser cero, ya que, en este supuesto Osinergmin estaría yendo contra su criterio sentado en diversos procedimientos regulatorios, de que la regulación de la transmisión complementaria no es específica por cada proyecto, sino que se basa en estándares, los cuales por demás han sido adecuados en diversos casos”, se debe señalar que hay precedentes sustentados en la regulación de los Sistemas Complementarios de Transmisión en dónde se ha considerado el valor del terreno “cero” cuando la titular de transmisión no presenta el sustento que justifica valor al terreno, en donde además, en tales casos podría resultar de alguna donación, concesión a título gratuito, terrenos eriazos, etc. Además, se debe indicar que, el concepto de estandarización de costos recae exclusivamente sobre los costos unitarios de Equipamiento, Recursos y Materiales con el propósito de obtener Módulos Estándares que contengan costos estándares de mercado, quedando claro así, en que los costos de terrenos son los que corresponde justificar la titular, de darse el caso; siendo así para el régimen normal, más aún lo es para la presente regulación que tiene carácter de “solicitud de parte” y una responsabilidad probatoria, conforme también lo señala el informe legal respectivo.

Finalmente, se debe precisar que conforme señala la Resolución N° 2017-2013-OS/CD, el costo del terreno debe ser sustentado por la titular de transmisión para ser considerado dentro de la valorización del proceso regulatorio. En ese sentido, luego de revisar la respuesta de SMCV se confirma lo siguiente, para la valorización:

Dado que SMCV no ha presentado documentos que sustenten adecuadamente el costo del terreno empleado para la subestación San José, se está considerando un costo cero (0) para dicho terreno.

Obtener un costo de terreno como resultado de promediar los costos de terrenos rurales de diversas subestaciones del Área de Demanda 9, no corresponde a una práctica establecida bajo la normativa vigente.

Sin perjuicio de lo señalado, interesa mencionar que, dado que SMCV cuenta con concesión de minería en la zona de análisis, el terreno empleado para la subestación San José no resultó en costo alguno para la titular.

Conclusión

Por las razones expuestas en el análisis anterior, que es complementado en el informe legal respectivo, no se acoge este comentario.

4. SMCV indica que la resolución prepublicada en la tabla 1.4 indica los porcentajes de asignación de responsabilidad de pago tiene la siguiente nota al pie de la tabla:

“Estos porcentajes solo podrán ser revisados si un tercero se conecta a la Subestación San José, de conformidad con lo establecido en el artículo 27 de la Ley N° 28832.”

Al respecto, señalar que, si en el futuro, otra persona empieza a usar el SCTLN de SMCV , entonces dicho sujeto, que podrá ser oferta de generación o demanda eléctrica, deberá pagar en función del cálculo que se realice de acuerdo con el Procedimiento de Asignación de Responsabilidad de Pago, por lo que dichos



porcentajes deberán replantearse de acuerdo con la nueva revisión que se realice. Cabe indicar que no se requerirá de una conexión efectiva al sistema de transmisión de SMCV, pues el uso y/o beneficio se deberá medir de acuerdo con el Procedimiento de Asignación de Responsabilidad de Pago de las instalaciones de transmisión aprobado por Osinergmin.

Por este motivo, consideramos que se debe modificar el párrafo de la siguiente manera:

” Estos porcentajes solo podrán ser revisados, a solicitud de parte, si un tercero, demanda eléctrica u oferta de generación, debe también participar en el pago del Sistema de Transmisión, de acuerdo con el Procedimiento de Asignación de Responsabilidad de Pago aprobado por Osinergmin.”


El análisis de este comentario será desarrollado en el informe legal que complementa el presente análisis y también sustenta la resolución tarifaria sobre la solicitud de SMCV.

5. SMCV señala que el derecho a percibir las compensaciones por parte de la CT Puerto Bravo se inicia en el año 2016, a partir de la fecha en que dicha central inicio su operación comercial; en ese sentido, las tarifas establecidas por Osinergmin deben contar con vigencia a partir de dicho momento, y en consecuencia sus fórmulas de actualización deben considerar como año base el año 2016.

No obstante, Osinergmin ha considerado como valor base de la fórmula de actualización del CMA los valores de Tipo de Cambio, IPM y precios de cobre y aluminio vigentes en dicha oportunidad, sino los del 31 de marzo de 2017. Ello es incorrecto, pues la finalidad de las fórmulas de actualización es mantener el valor del dinero en el tiempo de modo que la inversión sea retribuida adecuadamente considerando la tasa real establecida por el artículo 79° de la LCE; por ello el numeral 28.5 de la norma Tarifas y Compensaciones para los SST y SCT señala que la actualización de los costos de inversión se entiende implícitos en la fórmula de actualización del CMA.

En consecuencia, se requiere que Osinergmin establezca los valores base de la fórmula de actualización del CMA al 31 de marzo de año 2016 y no al año 2017.


Cabe señalar que, atendiendo la necesidad de valorizar la subestación San José (la misma que fue implementada en el año 2015), en la PREPUBLICACIÒN se utilizó la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada mediante Resolución N° 060-2015-OS/CD y vigente a la fecha de implementación de dicha subestación. Sin embargo, dado que dicha base de datos no contiene Módulos en 500 kV se consideró conveniente emplear complementariamente la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada mediante Resolución N° 083-2018-OS/CD, la misma que contiene costos asociados a dicho nivel de tensión. Al respecto, dicha base de datos ha sido modificada a través de la Resolución N° 131-2018-OS/CD, emitida el 07/08/2018, por lo cual, se procede a utilizar dicha base de datos donde corresponda.

Ahora bien, bajo el considerando descrito en el párrafo anterior se observa que, para efectos de la aplicación de las fórmulas de actualización del CMA se tendría dos referencias de valores base, una asociada a los Módulos de 220 kV y la otra a los



Módulos de 500 kV. Al respecto, con la finalidad de contar con los mismos valores base para la actualización del CMA establecido, resulta conveniente emplear, en lo referido a los Módulos de 220 kV, la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada mediante Resolución N° 054-2018-OS/CD. Con ello, los valores base para la aplicación de la fórmula de actualización del CMA corresponderán al 31 de diciembre de 2017, no siendo necesario emplear valores base referidos a la fecha de implementación de la SET San José, dado que, las bases de datos a considerarse ya se encuentran actualizadas con costos del año 2017. En este punto, es importante señalar que no se considerarán los valores de la PREPUBLICACIÓN ni los valores de la propuesta de CERRO VERDE, toda vez que, tal como se ha descrito, las bases de datos empleadas para el presente informe, consideran costos actualizados a la fecha.

Finalmente, es importante señalar que, dicha medida se ha adoptado a raíz de la particularidad asociada a la valorización de la SET San José y la ausencia de Módulos de 500 kV en la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada mediante Resolución N° 060-2015-OS/CD, por lo que, en los procesos regulatorios posteriores y que estén asociados a la determinación del CMA, se continuará con el empleo de la base de datos vigente a la fecha de implementación de los proyectos.

Conclusión

Por la razón expuesta en el análisis anterior, la presente opinión es acogida en parte, siendo acogida la sugerencia de emplear valores base para la fórmula de actualización del CMA distintos a la PREPUBLICACIÒN y no acogida la propuesta de SMCV de considerar valores base referidos al 31 de marzo de año 2016.

6. SMCV señala que en la Resolución N° 121-2018-OS/CD Osinergmin ha dispuesto que el monto de las compensaciones mensuales no está sujeto a actualizaciones mensuales. Al respecto, Osinergmin debe tomar en cuenta que el Artículo 28 de la Norma Tarifas establece expresamente que una de las etapas del Proceso de Cálculo de Peajes y Compensaciones es la aprobación de fórmulas de actualización de los CMA, Peajes y Compensaciones.

Implícitamente la referida norma reconoce la necesidad de aprobar fórmulas de actualización aplicables no solo a los CMA sino también a las Compensaciones que deban pagar los generadores por el uso de los sistemas de transmisión.

En ese sentido, el referido Artículo 28 regula la forma de determinación del Factor de Actualización, que se deberá aplicar a los valores fijados en cada Resolución, de acuerdo a las condiciones de aplicación que deben estar señaladas en la misma.

Al respecto, se observa que Osinergmin no ha aprobado las fórmulas de actualización que corresponden aplicar a la compensación mensual ni sus condiciones de aplicación, vulnerando de esta forma lo dispuesto por el referido Artículo 28, numeral 28.3, de la Norma Tarifas.

Sobre esto mismo, se considera que Osinergmin, al establecer las condiciones de aplicación de las fórmulas de actualización, debe establecer la obligatoriedad de realizar una actualización mensual de las compensaciones, a fin de garantizar la adecuada remuneración de las inversiones realizadas por SMCV en la construcción de la SET San José.



Cabe indicar que el artículo 139° del Reglamento es claro al respecto. Así, en su literal a) numeral I) indica que “El pago mensual que efectúen los generadores por las instalaciones de transmisión se denomina Compensación.”

Asimismo, en su literal d) indica:

“d) Frecuencia de Revisión y Actualización

I) El costo de inversión, de las instalaciones de transmisión, a que se refiere el numeral II) del literal b) del presente Artículo se establecerá por una sola vez, antes de su entrada en operación comercial y se actualizará en cada fijación del Costo Medio Anual.

II) El Costo Medio Anual y su fórmula de actualización se fijará cada cuatro (04) años.

III) La fijación de Compensaciones y Peajes y sus fórmulas de actualización se realizará cada cuatro años según se establece en el literal i) siguiente.

IV) El cálculo de la Liquidación Anual y el correspondiente reajuste de Peajes se realizará cada año según se establece en el numeral VII) del literal i) siguiente.”

Como puede observarse están claramente diferenciados dos mandatos:

El numeral II), que indica que el Costo Medio Anual contendrá su fórmula de actualización.

El numeral III), que indica que las compensaciones (pagos mensuales de los generadores) y sus fórmulas de actualización se fijan en cada proceso regulatorio, al igual que los peajes y sus fórmulas de actualización se fijan en cada proceso regulatorio.

El mismo artículo al final encarga a Osinergmin el desarrollo de los procedimientos que deben incorporar cómo se determinarán las fórmulas mencionadas; estando ello regulado en el numeral 28.3 de la Norma Tarifas.

La racionalidad de estos mandatos se basa en el principio básico que toda tarifa (peaje o compensación) debe dar sostenibilidad al servicio que remunera, siendo necesario que ésta remunere adecuadamente la valorización de la inversión eficiente realizada por el prestador del servicio. Para ello debe tenerse en cuenta que dado que la normatividad vigente dispone que los costos de inversión se fijan por única vez aplicando los módulos estándar de costos que aprueba Osinergmin y vigentes en el año en que se produce la puesta en servicio de la inversión; entonces son estos módulos los que determinan la inversión eficiente.

Dicha inversión eficiente debe ser remunerada considerando una tasa de descuento adecuada, que en el caso peruano el artículo 79° de la LCE ha establecido igual al 12% real anual. Vale entonces hacer hincapié en el hecho que una tasa real no incorpora el efecto de la inflación y, por tanto, su aplicación debe ser complementada con algún índice que permita reflejar dicha inflación o variación de precios nominales.

Dicho índice es aquél que el reglamento exige se derive de una fórmula de actualización de las compensaciones, ello con la finalidad de mantener el valor real de la mencionada compensación establecida por Osinergmin. Fórmula que de acuerdo con la Norma Tarifas considera las variaciones del IPM, TC y precios del cobre y



aluminio y debe ser aplicada durante la vigencia de la regulación que establece las compensaciones.

En ese sentido, disponer que las compensaciones mensuales no serán objeto de actualización, resultan contrarias al reglamento y a los principios regulatorio básicos de la teoría económica. Ello por cuanto, si no se actualizarán las compensaciones, la tasa efectiva real que indirectamente Osinergmin estaría aplicando sería menor a la tasa de 12% regulada, pues esta sería igual a 12% menos la tasa inflacionaria, incumpliéndose de este modo el mandato reglamentario y vulnerando el derecho de Cerro Verde a percibir una remuneración adecuada.

Efectuamos esta aclaración, en caso se pretenda erróneamente interpretar el numeral 27 de la Norma Tarifas como sustento para no efectuar a actualización de las Compensaciones; pues dicho artículo únicamente indica cómo se determinará la compensación inicial aplicable durante el periodo regulatorio y que debe estar sujeta a la correspondiente fórmula de actualización que establece el numeral 28.3 de la misma norma.

Por esta razón, inclusive es que para el caso de las instalaciones de transmisión derivadas de procesos de inversión pública, incluyendo aquellos casos de SCT que de acuerdo con el literal d) del Artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas son licitados por el Ministerio de Energía y Minas, se incluye en todos los contratos un factor de actualización que mantienen el valor de inversión realizada y que garantiza de este modo que al aplicar la tasa de 12% establecida en la LCE, no se vulnere el derecho del concesionario a recibir una tarifa que de sostenibilidad al servicio que brinda. Cabe señalar que Osinergmin en ningún caso se ha manifestado en contrario de aplicar el factor de actualización que reconoce la pérdida de valor en el tiempo del dinero invertido por el concesionario de transmisión, cuando ha hecho uso de sus facultades de opinión que se refiere el literal b) del Artículo 21.3 del Reglamento de Transmisión.

El factor de actualización que debe establecer Osinergmin en el caso de aquellos SCT no licitados debe responder al mismo criterio de racionalidad económica de mantener el valor del dinero que implica el factor de actualización aplicado cuando los SCT son licitados, caso contrario se estaría discriminando a unos agentes en perjuicio de otros.

Por todo lo expuesto requerimos que Osinergmin proceda a fijar las fórmulas aplicables no solo al CMA, sino también a las Compensaciones, indicando además las condiciones de aplicación respectivas con el debido sustento; conforme lo exige el Reglamento de la LCE.


SMCV menciona que la Norma Tarifas reconoce implícitamente la necesidad de aprobar fórmulas de actualización aplicables no solo a los CMA sino también a las Compensaciones que deban pagar los generadores por el uso de los sistemas de transmisión, al respecto, es necesario aclarar que lo indicado por SMCV no es correcto.

Conforme lo prevé el marco legal aplicable, el CMA remunera la inversión y la operación y mantenimiento, y debe ser actualizado a fin de conservar sus valores reales, según la naturaleza recogida en la LCE.

En cambio, debemos señalar que es el Costo Medio Anual, definido expresamente en el literal b) del artículo 139 del REGLAMENTO, el concepto definido para el reconocimiento de las inversiones en instalaciones de transmisión de los Sistemas Secundario y Complementario de Transmisión. Es dicha definición la que recoge la



Norma Tarifas para efectos de desarrollar el procedimiento de fijación y actualización.

El numeral 28.3 de la Norma Tarifas no indica que las fórmulas de actualización correspondan a un ajuste mensual de las compensaciones, es decir, en dicho numeral no existe desarrollo para una actualización de las compensaciones durante el periodo. Por otro lado, es necesario indicar que no existe ninguna reglamentación que establezca algún mandato sobre un reajuste mensual sobre las compensaciones. Asimismo, la lectura que SMCV hace del punto III) del literal d) del artículo 139° del Reglamento, es incorrecta, pues las fórmulas de actualización únicamente están referidas a los peajes. En ese sentido, los valores de CMA que se fijen en la presente regulación, corresponden ser actualizados en cada fijación tarifaria mediante sus correspondientes fórmulas de actualización, y para el caso de las instalaciones de SMCV, según la fórmula de actualización que se ha establecido.

Por otro lado, el artículo 27 de la NORMA TARIFAS, en concordancia con lo establecido en el numeral I) del literal a) del artículo 139 del Reglamento de la LCE, establece la expresión mediante la cual se calculan las Compensaciones Mensuales (CM) asignadas a la generación. La interpretación que SMCV plantea sobre el numeral 27 es incorrecta al afirmar que “dicho artículo únicamente indica cómo se determinará la compensación inicial aplicable durante el periodo regulatorio y que debe estar sujeta a la correspondiente fórmula de actualización que establece el numeral 28.3 de la misma norma”

En consecuencia, los valores de CM que resultan de aplicar al CMA la fórmula de pagos uniformes para un periodo de 12 meses, cumplen con todas las disposiciones legales y normativas vigentes, por lo que no corresponde aplicar ninguna fórmula de actualización mensual.

Conclusión

Por la razón expuesta en el análisis anterior, que es complementado en el informe legal respectivo, no se acoge este comentario.

7. SMCV solicita que con la finalidad de regularizar la percepción de la compensación que tenía derecho desde la POC de la C.T. Puerto Bravo, es necesario que Osinergmin disponga el pago de las compensaciones acumuladas al mes siguiente de expedida la resolución tarifaria.

En efecto, dado que Samay como parte de su oferta económica incluyó (o debía incluir) los costos de la transmisión necesaria para evacuar su energía al SEIN, es lógico que la alícuota correspondiente a dichos costos ya han venido siendo remunerados por los Usuarios del SEIN a través del Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica, por lo que se entiende que Samay debe transferir el monto acumulado de inmediato a SMCV.

Por otra parte, dado que la compensación constituye un precio regulado, corresponde que los montos mensuales que debieron ser pagados en su oportunidad por Samay desde la fecha de POC, sean debidamente actualizados con la Tasa establecida en el Artículo 79° de la LCE y los intereses respectivos.

Es importante mencionar que el mismo criterio se utiliza para el caso de los Sistemas Garantizados de Transmisión, cuyos titulares en caso de retrasos en la percepción de los peajes al inicio de la POC (por el desfase de la comunicación de Osinergmin autorizando la POC y la actualización de los pliegos tarifarios), reciben el monto dejado de percibir en el periodo tarifario posterior aplicándose para ello la respectiva tasa del 12%. En el mismo sentido, la Norma Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica de SST y/o SCT, también



establece que cuando un Suministrador realizó alguna facturación inexacta, incompleta o errónea a Usuarios Libres, obteniendo un ingreso por encima de lo que correspondía, el Suministrador deberá devolver lo cobrado en exceso al Usuario o Usuarios afectados debidamente actualizado con la Tasa establecida en el Artículo 79° de la LCE, incluyendo los intereses y moras establecidos por Ley y en la normativa vigente correspondiente en caso de demora en el pago del monto de devolución notificado.


El análisis de este comentario será desarrollado en el informe legal que complementa esta revisión y también que sustenta la resolución tarifaria sobre la solicitud de SMCV.

8. SMCV indica que Osinergmin ha evaluado dos alternativas para efectos de determinar el Sistema Eléctrico a Remunerar (SER), ambas consistentes de un transformador 500 kV/220kV con capacidad de 450 MVA y líneas de transmisión en 220 kV, distinguiéndose la primera de la segunda en cuanto a que se trata de doble terna versus simple terna, respectivamente.

Costos Considerados

Para efectos de valorizar ambas alternativas Osinergmin ha hecho uso de las bases de datos de módulos estándar aprobadas mediante Resoluciones N° 060-2015-OS/CD y N° 083-2018-OS/CD, efectuando algunos ajustes a los costos contenidos en dichas bases de datos con la finalidad de estimar los costos asociados al sistema eléctrico. Por ejemplo, en la página 38 del Informe Técnico N° 337-2018-GRT señala:

“Respecto a la determinación de los costos de inversión asociados a las Obras Comunes, se debe señalar que, se está considerando un patio de llaves de 500 kV con dos (02) celdas de línea y una (01) celda de transformador y un patio de llaves en 220 kV con una (01) celda de línea y una (01) celda de transformador. Al respecto, dado que el patio en 220 kV tiene asociado un Módulo con diez (10) celdas de salida (SIC1E220IM-10) y, debido a que solo se necesita determinar el costo de inversión para dos (02) celdas de salida, se procede a multiplicar el costo inicial por un factor de 0,2, de modo que, se cuente con el costo de inversión de Obras Comunes para dos (02) celdas”

Es decir, modifica el contenido de los módulos estándar aprobados por Osinergmin. Al respecto consideramos que no debiera efectuarse la citada corrección, toda vez que los módulos estándar a aplicarse y que no han sido considerados como variables, sino como fijos, deben ser los aprobados por Osinergmin y no otros distintos, aunque ello implique que el módulo se encuentre dimensionado para más celdas que las que requiera una subestación. En ese sentido, solicitamos que Osinergmin elimine los factores de corrección aplicados a los módulos con código OC-SIC1E220IM-10, ED-SIC1E220IM-10, RT-SIC1E220IM-10-I1 y IE-SIC1E220IM-10 contenido en el Formato F-302.

Sin perjuicio de lo señalado previamente, y en caso se considere que lo más adecuado es ajustar los valores contenidos en los módulos aprobados, debe efectuarse la misma acción respecto del transformador de potencia considerado, puesto que una potencia de 450 MVA resulta exagerada respecto de la máxima demanda de 300,7 MW a atender, conforme se detalla en el Cuadro N° 6-4 del Informe Técnico N° 337-2018-GRT. Es decir, a partir de la información de costos de los módulos estándar publicados se debe estimar el factor de corrección aplicable para efectos de estimar el costo de un transformador con potencia acorde a la demanda de la SET San José. En ese



sentido a partir de la BDME500 aprobada por Osinergmin se observa que se puede derivar la expresión siguiente que relaciona el costo del banco de transformadores monofásicos con su potencia:

Costo (US$) = 1845,89*Potencia(MVA) + 3025520,79

A partir de esta estimación, resulta un factor de corrección de aproximadamente 0.95 para una capacidad de 350 MVA sobre el precio considerado para 450 MVA.

Valorización de pérdidas de energía

Osinergmin ha aplicado la siguiente fórmula empírica para determinar las pérdidas de energía que se basa en el factor de carga de la demanda atendida2. Al respecto, se ha considerado un factor de carga de 50% para la demanda atendida desde la SET San José, lo cual resulta errado, pues al tratarse de una carga minera cuenta con factores de carga considerablemente superiores a dicho valor.

Así, a partir de las propias estimaciones de demanda consideradas por Osinergmin en el Cuadro N° 6-4 del Informe Técnico N° 337-2018-GRT, se determina que para el plazo comprendido del año 2018 al año 2027, el factor de carga promedio es de 95,9%, como se muestra a continuación.

Al efectuar esta corrección resulta que la Alternativa 1 (doble terna) analizada por Osinergmin es la de menor costo y en consecuencia el sistema a remunerar sobre el cual se deben determinar las compensaciones correspondientes. En ese sentido, se solicita que Osinergmin rectifique el error cometido en la valorización de pérdidas de



transmisión eléctricas.

3Fp=0.3Fc+0.7Fc2 , donde FC es el factor de carga de la demanda y Fp es el factor de carga correspondiente a las pérdidas de energía respecto de las pérdidas máximas.


Al respecto, cabe señalar que, como resultado del análisis realzado a la opinión Nº 5 de SMCV, se ha considerado conveniente emplear la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada mediante Resolución N° 054-2018-OS/CD en reemplazo de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada mediante Resolución N° 060-2015-OS/CD.

Por otro lado, cabe mencionar también que, la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión, aprobada mediante Resolución N° 083-2018-OS/CD y modificada mediante Resolución N° 131-2018-OS/CD y que contiene Módulos de 500 kV, ha sido elaborada empleando una metodología distinta en lo que respecta a los Módulos de Obras Comunes, la misma que puede validarse en los distintos documentos que sustentan la Resolución N° 131-2018-OS/CD y que está referida, fundamentalmente, al reconocimiento de Obras Comunes por cada nivel de tensión. En tal sentido, con el empleo de los Módulos de Obras Comunes de 500 kV, se está considerando las Obras Comunes asociadas a los Elementos de 500 kV de la SET San José, quedando pendiente el reconocimiento de las Obras Comunes de los Elementos de 220 kV. Por lo que, tomando en cuenta que, los Módulos disponibles para Obras Comunes en 220 kV reconocen dichas obras en función a la cantidad de celdas del nivel de mayor tensión y que, en el caso de una subestación 220/AT kV, reconocen incluso aquellas obras referidas al nivel de tensión menor a 220 kV (aspecto que no corresponde reconocer en la valorización de la SET San José), resulta necesario emplear un factor que permita reconocer los Costos Comunes asociados exclusivamente a los Elementos de 220 kV.

Distinto es el caso del banco de transformadores de 500 kV y 450 MVA, empleado en la valorización de la SET San José, dado que, el mismo corresponde a una potencia estándar analizada y determinada en el proceso de elaboración de la Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión de 500 kV, en el cual se aprobaron solamente bancos de transformadores con potencias de carácter estándar. En ese sentido, no corresponde estimar un costo correspondiente a un banco de transformadores con una potencia acorde a la demanda estimada para la SET San José. Al respecto, se precisa que, siempre que deba realizarse valorizaciones de Elementos en 500 kV, se deberá emplear los Módulos de bancos de transformadores aprobados en la mencionada base de datos.

Por otra parte, respecto a la valorización de las pérdidas de energía, se considera válida la opinión presentada por SMCV en lo referente al factor de carga empleado en la PREPUBLICACIÓN y se procede a corregir dicho factor y actualizar el análisis de alternativas realizado para la determinación del SEA, a partir del cual, se verifica que, la alternativa de mínimo costo corresponde a la Alternativa 1 “Banco de transformador de 450 MVA y dos líneas en 220 kV”. Por lo expuesto, se procede a corregir la valorización efectuada para el SEA, considerando, adicionalmente a la valorización efectuada en la PREPUBLICACIÓN, una celda de línea en 220 kV y celdas asociadas. Asimismo, dado que en el nivel de tensión de 220 kV, se considerará una (01) celda de transformador de 220 kV y dos (02) celdas de línea de 220 kV, se procede a modificar el factor utilizado para las Obras Comunes, empleándose un nuevo factor de 0,3.

Conclusión

Por la razón expuesta en el análisis anterior, la presente opinión es acogida en parte,



siendo acogida la opinión de modificar el factor de carga empleado en la PREPUBLICACIÓN para el análisis de alternativas del SEA y no acogida la propuesta de SMCV de no modificar el costo de los Módulos de Obras Comunes de 220 kV, así como estimar el costo de un banco de transformador con una potencia acorde a la demanda estimada para la SET San José.



Análisis de las Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACION presentadas por SAMAY

1. SAMAY señala que, de acuerdo con el contenido expuesto en el Informe Técnico N° 337-2018-GRT, anexo al Proyecto, se ha identificado un error material respecto del tratamiento de las centrales del Nodo Energético en el Sur del Perú.

De la información expuesta en el referido Informe, se identificó que el modelo PERSEO utilizado para el caso de la C.T. Puerto Bravo, el OSINERGMIN considera la operación con gas natural para todo el horizonte de tiempo para el que se realiza el cálculo.

Al respecto, se sugiere reconsiderar dicha premisa, ya que a la fecha existe aún una gran incertidumbre respecto a la construcción del Gasoducto Sur Peruano (no existe proyecto alguno en construcción o en proceso de licitación que sustente dicha premisa). Por lo anterior, se considera que debe corregirse dicha premisa y considerar a efectos de los cálculos correspondientes, a la C.T. Puerto Bravo operando con diésel.

Además, se ha advertido que no se otorga el mismo tratamiento a la C.T. NEPI, aun cuando ambas centrales pertenecen al mismo régimen de Nodo Energético en el Sur del Perú. En efecto el OSINERGMIN, erróneamente, está considerando a la C.T. Puerto Bravo operando con gas y, de forma diferente, a la C.T. NEPI operando con diésel.

Ello se puede evidenciar en los archivos fuente del modelo PERSEO. Por ejemplo, en el archivo “SINAC.gtt” se especifican las características principales de las centrales térmicas, y en ella se aprecia el combustible asociado a cada central. No obstante, en el archivo “SINAC.cmb”, en los precios asociados a dichos combustibles se comprueba que para la C.T. Puerto Bravo se ha considerado el uso del gas natural y para la C.T. NEPI el uso de diésel:



En consideración de lo anterior, se solicita corregir el error y considerar la operación de las centrales del Nodo Energético del Sur bajo las mismas premisas asociadas a usar el mismo tipo de combustible.


Respecto a lo indicado por SAMAY, es necesario indicar que no existe error material al considerar a la central térmica Puerto Bravo utilizando como combustible gas natural en el horizonte de simulación. Al respecto es necesario aclarar que, el combustible a utilizarse para las simulaciones corresponde al combustible que la central térmica Puerto Bravo utilizará de forma permanente y no el combustible diesel que es de uso temporal hasta que esté disponible el gas natural tal como se indicó en el numeral 6.4.3 del Informe Técnico N° 337-2018-GRT. Por otro lado, la finalidad de considerar el combustible gas natural en todo el horizonte de simulación corresponde a la necesidad de determinar la parte de responsabilidad de pago que le será asignada a SAMAY en condiciones en las cuales la central térmica Puerto Bravo esté despachando y operando, es decir, utilizando efectivamente las instalaciones de la subestación San José.

En relación al uso de diésel de la C.T. NEPI operando con diésel, señalar que las premisas, corresponde a la base de datos de la Fijación de los Precios en Barra, para el periodo de mayo de 2017 a abril de 2018 y la “Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión 2017 – 2026” elaborado por el COES mediante Informe “COES/DP 01-2016”.

Por otro lado, respecto al escenario que plantea SAMAY, sobre considerar a la C.T. Puerto Bravo como combustible únicamente diésel en todo el horizonte de su operación comercial no permitiría identificar el beneficio que la instalación proporciona por la evacuación de la energía generada al SEIN, más aún cuando en condiciones normales de operación la energía generada solo podría ser entregada al SEIN utilizando las instalaciones de la subestación San José, las cuales estarán permanentemente disponibles en todo el horizonte de uso, indistintamente del combustible diésel o gas natural.

Conclusión

Por la razón expuesta en el análisis anterior, no se acoge este comentario.

2. SAMAY señala que, en la última figura del comentario anterior (archivo “SINAC.cmb”) puede evidenciarse que el precio de gas natural considerado para la C.T. Puerto Bravo (CMB-62) es igual a la considerada para la C.T. Aguaytía (CMB-12N) y, al mismo tiempo, resulta menor que los precios considerados para otras centrales que utilizan gas natural de Camisea, tales como las CC.TT. Kallpa (CMB-45N), Las Flores (CMB-48N), Chilca (CMB-44N), Santa Rosa TG8 (CMB-19N), Fénix (CMB-63) y Olleros (CMB-51N).

Se considera que es erróneo asumir que dicho precio sea el mismo que se asigna a la C.T. Aguaytía. En todo caso, de considerarse un precio de gas, éste debería ser el que corresponda al gas de Camisea del Lote 88.


Al respecto señalar que, es incorrecto señalar que el precio de gas natural considerado para la C.T. Puerto Bravo, es el mismo que se asigna a la C.T. Aguaytia, debido a que considerando la base de datos de la Fijación de Precios en Barra mayo 2017- abril 2018, en relación a los precios de combustibles se consideró el valor



promedio representativo de los precios de combustibles de las centrales que utilizan gas natural de Camisea, obteniéndose el valor de 2,7052.

Conclusión

Por la razón expuesta en el análisis anterior, no se acoge este comentario.



Anexo B Diagrama Unifilar del Sistema Actual según

información del Titular SMCV


Fijación de Tarifas de los SCT cuyos cargos corresponden asumir a Terceros por Instalaciones Construidas Por Acuerdo De Partes – Año 2017 (Proyecto) Página 69 de 72



Anexo C Cuadros comparativos



Fijación de Tarifas del SCTLN de SMCV 2016-2021 COMPARACIÓN DE LA PROYECCIÓN GLOBAL DE LA DEMANDA

Sociedad Minera Cerro Verde S.A.A.

SMCV Prepublicación

Osinergmin Publicación Osinergmin

Año GWh (%) GWh GWh (%) GWh GWh (%) GWh

2 016 2 347 1 983 1 983

2 017 2 364 0,7% 2 411 21,6% 2 411 21,6%

2 018 2 364 0,0% 2 411 0,0% 2 411 0,0%

2 019 2 877 21,7% 2 488 3,2% 2 488 3,2%

2 020 2 877 0,0% 2 566 3,1% 2 566 3,1%

2 021 2 877 0,0% 2 566 0,0% 2 566 0,0%

Fijación de Tarifas del SCTLN de SMCV 2016-2021 COMPARACIÓN DE LA ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE PAGO

Elementos



% Cerro Verde

% Puerto Bravo

% Cerro Verde

% Puerto Bravo

% Cerro Verde

% Puerto Bravo

Celda de Línea a Montalvo 73,32% 26,68% 64,79% 35,21% 64,57% 35,43%

Celda de Línea a Ocoña 31,09% 68,91% 100,00% 0,00% 100,00% 0,00%

Fijación de Tarifas del SCTLN de SMCV 2016-2021 COMPARACIÓN DEL CMA y COMPENSACIÓN MENSUAL ASIGNADA A

SAMAY

Elementos



CMAG (USD)

CM (USD) CMAG (USD)

CM (USD) CMAG (USD)

CM (USD)

Celda de Línea a Montalvo 71 734 5 672 83 410 6 595 82 595 6 531

Celda de Línea a Ocoña 185 263 14 649 - - - -

TOTAL 256 996 20 322 83 410 6 595 82 595 6 531 CMAG: Costo Medio Anual asignado a SAMAY CM: Compensación mensual asignada a SAMAY



9. Referencias

[1] Estudios Técnico Económico presentado por SMCV como sustento de su propuesta de “Fijación de Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV de la SET San José” (27 de marzo de 2017).

[2] Observaciones al Estudio presentado por el Titular SMCV – Osinergmin (mayo 2017).

[3] Respuestas a Observaciones formuladas al Estudio (junio 2017).

[4] Opiniones y Sugerencias a la PREPUBLICACIÓN (agosto 2018).

[5] Diversos archivos de cálculo desarrollados por SMCV y Osinergmin para la prepublicación de la “Fijación de Compensación correspondiente al uso de las dos Celdas de 500 kV de la SET San José”.

Cabe señalar que la mayor parte de estos documentos se encuentran publicados en la página Web de Osinergmin: www.osinergmin.gob.pe en la ruta: “Procesos Regulatorios”, “Electricidad”, “Procedimiento para fijación de Peajes y Compensaciones para SST y SCT”, “En Proceso”, “Fijación de Tarifas para los Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT) cuyos Cargos corresponden asumir a Terceros por Instalaciones construidas por Acuerdo de Partes – Año 2017”.

http://www.osinergmin.gob.pe/





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