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INFORME TÉCNICO

Magdalena del Mar Fecha 07/04/2016

GPA-024-2016 A : División de Generación y Transmisión Eléctrica Gerencia de Regulación de Tarifas De : Gerencia de Políticas y Análisis Económico Asunto : Respuesta a comentarios formulados al Informe Técnico GPA-14-2016 Referencia : 1) Memorándum Nº 0255-2016-GRT 2) Informe Técnico GPA-14-2016 1. OBJETIVO

1.1 A solicitud de la División de Generación y Transmisión Eléctrica, el siguiente Informe Técnico

de la Gerencia de Políticas y Análisis Económico (en adelante “GPA”), tiene como objetivo dar respuesta a los comentarios formulados por los agentes interesados a la Resolución Nº 048-2016-OS/CD en lo referente a la propuesta de modificación de las fórmulas de actualización de los Precios en Barra.

2. ANTECEDENTES

2.1 Mediante Informe Técnico GPA-14-2016, la Gerencia de Políticas y Análisis Económico recomendó utilizar solo el Índice de Precios al Por Mayor (IPM) en el Factor de Actualización del Precio de Potencia de Punta (FAPPM), puesto que el IPM considera el conjunto de bienes que se transan en el canal de comercialización mayorista de origen nacional e importado. Asimismo, se recomendó excluir de la fórmula del Factor de Actualización de los Precios de Energía (FAPEM) el componente relativo al Tipo de Cambio (TC).

2.2 Mediante Resolución Nº 048-2016-OS/CD se aprobó la publicación del proyecto de resolución que fija los Precios en Barra para el periodo mayo 2016-abril 2017 a fin de que los agentes interesados remitan sus comentarios y sugerencias. En dicho proyecto de resolución se acogieron las sugerencias de la GPA en lo referente a las modificaciones de las fórmulas de los factores de actualización de los precios de energía y de potencia de punta.

2.3 Mediante Memorándum Nº 0255-2016-GRT, la División de Generación y Transmisión

Eléctrica de la Gerencia de Regulación de Tarifas remitió a la GPA los comentarios formulados por los agentes interesados, relacionados con la propuesta de modificación de las fórmulas de actualización de los precios en barra.

Otros Destinatarios C/c:

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2.4 Las empresas o agentes interesados que remitieron comentarios fueron las siguientes:, Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía, Luz del Sur S.A.A., Fenix Power Perú S.A., Subcomité de Generadores del COES, Edelnor S.A.A., Red de Energía del Perú S.A., Consorcio Transmantaro S.A., Red Eléctrica del Sur S.A., Transmisora Eléctrica del Sur S.A., Transmisora Eléctrica del Sur 2 S.A., Kallpa Generación S.A., Statkraft Perú S.A., Duke Energy Egenor S. en C. por A., Electroperú S.A., Enersur S.A. y Termochilca S.A.

3. ANÁLISIS ECONÓMICO

3.1 En el Informe Técnico GPA-14-2016, la Gerencia de Políticas y Análisis Económico recomendó establecer el Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta (FAPPM) y el Factor de Actualización de los Precios de Energía (FAPEM) de acuerdo a las siguientes fórmulas:

FAPPM FPM= , (Ecuación 1)

donde: • FAPPM: Factor por variación de los Precios al Por Mayor, • FPM= IPM/IPMo.

* * * * *FAPEM 2 6 .d e FD f FR g FPGN s FPM cb FCB= + + + + + , (Ecuación 2)

donde: • d: constante, • FD2: Factor por variación del Precio del petróleo biodiesel N° 2, • FR6: Factor por variación del Precio del Petróleo Residual N° 6, • FPGN: Factor por variación del Precio del Gas Natural, • FPM: Factor por variación de los precios al Por Mayor, • FCB: Factor por variación del Precio del Carbón Bituminoso.

3.2 Los objetivos específicos del establecimiento de estas fórmulas de actualización fueron las

siguientes: • Objetivo 1: Brindar señales económicas eficientes para la expansión y operación del

sistema: Esto de acuerdo a lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”) y su Reglamento (Decreto Supremo N° 009-93-EM, en adelante “Reglamento”). De esta manera, se propone una adecuada actualización de los precios de potencia de punta y los precios de la energía, consistente con la LCE y el procedimiento de cálculo de ambos precios.

• Objetivo 2: Proteger a los usuarios del servicio público de la electricidad. La volatilidad que pueden enfrentar los consumidores eléctricos ante cambios pronunciados del tipo de cambio generan afectos adversos sobre los usuarios y la economía en su conjunto. Los precios regulados tienen como fin producir señales estables, dado que los

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consumidores regulados no pueden a la empresa que les suministrará la energía eléctrica. Se busca que los precios sean razonables y accesibles para los usuarios. Es importante mencionar que, de acuerdo con el Artículo 65º de la Constitución Política el Estado tiene la obligación de defender el interés de los consumidores y usuarios ante la existencia de fallas de mercado.

3.3 En las siguientes líneas se describirá cómo las fórmulas propuestas por la Gerencia de Políticas y Análisis Económico están en concordancia con dichos objetivos, cumpliéndose con los criterios económicos y legales de la LCE y su Reglamento. Posteriormente, se analizará de forma individual los comentarios de las empresas mencionadas en los antecedentes. Objetivo 1:

3.4 El artículo 42° de la LCE señala que “los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.”

3.5 Desde el punto de vista de la teoría económica existen diferentes tipos de eficiencia. La eficiencia productiva busca la producción al mínimo costo posible, cumpliendo con ciertos estándares de calidad; mientras que la eficiencia distributiva busca obtener la mínima pérdida de eficiencia social posible, tratando a las empresas y consumidores por igual.

3.6 Por ello, el objetivo de la fijación de las tarifas en barra con respecto al precio básico de

energía y potencia es dar las señales de eficiencia para la operación y crecimiento óptimo del sistema eléctrico, lo que implica reconocer los costos marginales eficientes de producción y de expansión de energía del sistema eléctrico. Asimismo, los precios también deben brindar una señal a los consumidores sobre los costos de producción eficientes. En ese sentido, se considera que la propuesta de Factor de Actualización del Precio de la Potencia de Punta (FAPPM) y el Factor de Actualización de los Precios de Energía (FAPEM) cumplen con el objetivo de eficiencia establecido en la LCE de acuerdo a lo sustentado a continuación. Precio Básico de Potencia

3.7 El inciso e) y f) del Artículo 47º de la LCE menciona que con respecto al Precio Básico de Potencia: (el ente competente)

“e) Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el Artículo 79° de la presente Ley”; f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimiento que se establezca en el Reglamento considerando como límite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior.”

3.8 De acuerdo con lo establecido en la LCE el Precio Básico de Potencia (PBP) representa el costo marginal de expansión del sistema eléctrico. Para su cálculo cada año se estima el

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costo de la central de punta del sistema, tomando en consideración la última información disponible (costos de las turbinas y tipo de cambio del periodo tarifario).

3.9 Por ello, se puede afirmar que el PBP no busca remunerar a una central en particular, puesto que el sistema generador peruano cuenta con un mix de generación compuesto por distintas tecnologías. La tecnología reconocida en la LCE es aquella que permite expandir la capacidad en una proporción en el rango de 3,5% a 5,0% de la máxima demanda anual del sistema.1 Es decir, se remunera aquella central que permita la expansión del sistema en el período regulatorio.

3.10 La LCE establece un criterio marginalista para determinar el precio de potencia, de acuerdo

al costo marginal de expansión del sistema eléctrico. Este representa el costo de oportunidad. El costo de oportunidad es el valor de la mejor alternativa posible a la que se renuncia para llevar a cabo una acción o decisión económica. En un mercado que funciona de forma eficiente, el costo de oportunidad debe estar reflejado en el precio del mercado, y debe considerarse para asignar los recursos a un fin concreto. El cálculo de dicho precio se basa en el «Procedimiento para la determinación del precio básico de potencia», aprobado mediante Resolución Osinerg Nº 260-2004-OS-CD.

3.11 Una vez obtenidos los costos actualizados de la central de generación de punta y empleando los datos del Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF), de manera general el PBP se calcula a partir de la siguiente fórmula:

𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 = �𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴 𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 𝐼𝐼𝐴𝐴𝐼𝐼.𝑒𝑒𝐴𝐴 𝑈𝑈𝑈𝑈$�(1+𝑀𝑀𝑀𝑀𝐹𝐹𝐹𝐹)(1−𝑇𝑇𝐼𝐼𝐹𝐹) × 𝑇𝑇𝑇𝑇 (Ecuación 3)

donde el TC es el tipo de cambio. El valor del PBP entra en vigencia a partir de mayo de cada año, y como se ha señalado previamente, considera la información actualizada de los costos de inversión y el tipo de cambio.

3.12 De tal forma, el Precio Básico de Potencia, constituye una forma de tarificación al costo marginal, siendo una señal para mantener la capacidad del sistema eléctrico para su expansión eficiente. Dicho costo es diferente a los costos de inversión incurridos por las empresas de generación, los cuales constituyen costos hundidos. Es decir, un costo de oportunidad perdido, el cual no puede ser utilizado en otro proyecto. Por lo tanto, los costos hundidos no son relevantes para las decisiones de realizar nuevas inversiones en el sistema.2

1 El precio de potencia se obtiene de calcular un valor por MW-mes sobre la base de la anualidad de los costos de inversión y operación y mantenimiento, considerando una vida útil de treinta años para la conexión y de veinte años para el generador, y usando una tasa de actualización de 12%. 2 J. Sutton sostiene que en una industria de bienes homogéneos, los costos hundidos de instalación son los realizados para adquirir una planta de tamaño mínimo eficiente. En la etapa inicial, la magnitud de los costos de instalación influirá sobre el número de empresas que decidan entrar. En la etapa final (cuando las empresas entran a competir en el mercado), los costos de instalación solo afectarán indirectamente las decisiones de precios de las empresas. En consecuencia, el costo de instalación es hundido, en el sentido que se incurre en una etapa temprana del juego y es irrecuperable una vez que se alcanza la etapa final. Sutton (1991). “Sunk Costs and Market Structure”. Cambridge, MA: The MIT Press.

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3.13 La LCE en su artículo 52º menciona que se debe precisar una fórmula de actualización al

momento de la presentación del cálculo de tarifas en barra. En dicho sentido, como se indica en el Informe Técnico GPA-14-2016, se hace conveniente indexar dicho precio por un índice de precios que permita mantener su valor real en el tiempo, y que sea un índice de precios representantivo para los agentes productores. Para ello, se recomendó emplear el Índice de Precios al Por Mayor (IPM) puesto que es un índice elaborado y publicado por una institucional oficial (INEI) que mide la evolución de los costos promedios de la industria del país, y que dentro de su composición o estructura ya incorpora los efectos del tipo de cambio sobre los costos promedios de la industria, por lo que incorporar ambas variables (el tipo de cambio y el IPM) ocasiona una doble contabilidad en del efecto del tipo de cambio sobre el precio de potencia. Este efecto duplicativo ha sido reconocido dentro de los comentarios recibidos por parte de las empresas, los cuales se analizarán en la siguiente sección.3

3.14 El Precio Básico de Potencia no tiene cómo fin brindar una señal de corto plazo que deba ser ajustado por variaciones de tipo de cambio, ni guarda relación con la estructura de costo real de las empresas. Precio Básico de Energía:

3.15 De acuerdo con el Artículo 47º de la LCE el Precio Básico de Energía (PBE) es un precio marginal de operación que permite que los generadores obtengan ingresos equivalentes a los que se habrían registrado de aplicarse los costos marginales mensuales del mercado spot, considerando la evolución esperada de la oferta y la demanda. La finalidad de este cálculo es reducir la volatilidad de los precios tanto para el generador como para el distribuidor, y por lo tanto a sus clientes finales, además de dar una señal de precios de mediano plazo.4

3.16 El costo marginal mensual se calcula utilizando el Modelo PERSEO, el cual es un modelo de programación dinámica que minimiza el costo de operación teniendo en cuenta no solo los costos de las centrales térmicas, sino también el costo de oportunidad del uso del agua.

3.17 El modelo utiliza la oferta y la demanda de los últimos 12 meses, además de las

proyecciones de oferta y demanda para los próximos 24 meses, información del Plan de Obras, datos sobre los ciclos hidrológicos, los costos de los combustibles, entre otras variables, de tal forma que se determine el precio de energía a partir del equilibrio de la oferta y la demanda, es decir, el precio que remunere los costos eficientes de las empresas y que a su vez sean razonables y accesibles para los usuarios.

3 Apoyo Consultoría (2016).”Opinión económica sobre el factor de actualización tarifaria de los precios en barra”. págs.15 y 21..Informe preparado para Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía – SNMPE 4 Las principales pautas para el cálculo del precio de energía se encuentran en el Artículo 47° de la LCE, literales a)-c).

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Gráfico Nº 1: Establecimiento del Precio de Energía – Modelo Perseo

Fuente: Osinergmin

3.18 El PBE se calcula como un costo promedio de abastecimiento para un horizonte de veinticuatro meses, ponderando los costos marginales (CMgj) con las demandas de energía mensuales proyectadas (qj). Este valor se actualiza usando la tasa regulatoria de 12% real anual establecida en la LCE.

=

= =

=

×× × +

= → =+ +

+

∑∑ ∑

∑

24

124 24

1 124

1

(1 )(1 ) (1 )

(1 )

j jjj

j j jj ij j

jjj

Cmg qPB q Cmg q rPB

qr rr

, (Ecuación 4)

donde: PB es el Precio Básico de Energía, j corresponde al mes, qj son las demandas mensuales proyectadas, y CMgj son los costos marginales ponderados, y r es la tasa regulatoria de 12%.

3.19 El PBE calculado representa los costos marginales promedios del sistema, que son vigentes a

partir de mayo de cada año.

3.20 Cada mes, el PBE se actualiza tomando en consideración la fórmula del FAPEM presentada en la Ecuación 2. Al respecto, el valor del FAPEM es afectado por el precio de los principales combustibles de las unidades generadoras marginales, esto es el precio del petróleo biodiesel N° 2, el precio del petróleo residual N° 6, el precio del gas natural y el precio del carbón bituminoso.

3.21 Los factores de ponderación del FAPEM asociados a los precios de los combustibles antes

mencionados (variables e-f-g-cb), se obtienen a partir de un análisis de sensibilidad en el

DemandaRegistros 2015

Proyecciones 2015-2017Vegetativas, cargas

especiales, proyectos.

Programa de generación

ExistentesProgramas 2015-2017

Sistema de Transmisión

ExistentesProgramas 2015-2017

Desagregado por nodos y bloques.

Ubicación por nodos. Costos

variables CVNC+CVC,

caudales

Topología, capacidades

máximas.

PERSEO

Precio Energía punta y fuera de punta

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Modelo Perseo en el cual se hace variar los precios de cada uno de los combustibles de manera individual y se observa la variación en el costo marginal.5

3.22 Dado que dicho ejercicio sirve para medir el efecto del cambio en los precios relativos de los

combustibles en el precio marginal de equilibrio de los próximos dos años, el efecto del tipo de cambio no tiene relevancia en los costos relativos. Debido a que los combustibles están cotizados en dólares, la modificación del tipo de cambio afecta los precios de los combustibles en igual proporción, no generando cambios en los precios relativos. Asimismo, con relación al argumento que el factor del tipo de cambio en la fórmula de actualización representa a los componentes relacionados con el Costo Variable No Combustible (CVNC) de las centrales termoeléctricas, se debe señalar que dicha afirmación no se encuentra en los informes que sustentaron la fijación de Precios en Barra de años anteriores, ni en el informe que se ha elaborado en el proceso de fijación de precios.

3.23 De tal forma, en el análisis de sensibilidad realizado por la Gerencia de Regulación de Tarifas

(en adelante “GRT”), solo se considera la sensibilidad con respecto a los precios de los combustibles, mientras que el factor de ponderación “d”, asociado hasta el proceso de fijación de precios en barra anterior a la variación en el tipo de cambio, no se obtiene a partir del mismo ejercicio, por lo que no podría señalarse que intenta capturar las variaciones en los costos variables no combustibles como se sostiene en alguno de los comentarios remitidos sobre la modificación de las fórmulas de los factores de actualización. Si el factor asociado al tipo de cambio representara al CVNC entonces se hubiera tenido que realizar un análisis de sensibilidad similar al que se realiza en el caso de los precios de los combustibles, hecho que no se ha realizado en ningún proceso de fijación de precios en barra anterior. Para el reconocimiento de los CVNC se emplean los procedimientos técnicos del COES, en los cuales se establece que los mismos propuestos y actualizados por las propias empresas de generación.

3.24 Por las razones expuestas, se considera que las fórmulas propuestas por la GPA mediante el

Informe Técnico GPA-14-2016, cumple con los principios económicos establecidos en la LCE y su Reglamento. El principio de la LCE es establecer la tarificación en base a costos económicos y no sobre los costos contables. Es decir, se establece un precio de la energía y la potencia de acuerdo a criterios marginalistas, que brinden una señal de mediano plazo para el funcionamiento eficiente del sistema eléctrico.

Objetivo 2:

3.25 El Estado tiene un papel en la protección de los usuarios. El Artículo 65° de la Constitución

Política del Perú establece la obligación constitucional del Estado de defender el interés de los consumidores y usuarios ante las fallas del mercado como la asimetría de información. Esta obligación constitucional se ejerce a través de los organismos reguladores de conformidad con la Ley N° 29571 (art. 63°), Código de protección y defensa del consumidor y la Ley N° 29158 (art. 32.7), Ley Orgánica del Poder Ejecutivo. De allí se desprende que Osinergmin tiene la obligación de velar por la protección de los usuarios del sector

5 Es decir, se incrementa el precio de un combustible y se mantiene el resto de los mismos invariables. De tal forma, se calcula el efecto independiente de cada combustible sobre el costo marginal incremental en el Modelo Perseo.

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electricidad. En observancia de dicho mandato constitucional, los diferentes estamentos del Estado deben impedir que sobre la base de interpretaciones se genere un beneficio indebido en directo perjuicio de los consumidores y usuarios.

3.26 Es importante mencionar que este deber es particularmente importante ante una relación

económica donde existe una relación desigual entre agentes económicos. Las tarifas reguladas tienen un fin de previsibilidad ante situaciones donde los consumidores no tienen elección sobre la compra (monopolio). Asimismo, el servicio de electricidad constituye un servicio público, el cual presenta una inelasticidad en los precios, dada la nula posibilidad de substitución.

3.27 El Informe Técnico GPA-14-2016 menciona como uno de los objetivos del retiro del tipo de cambio de las fórmulas de indexación del Factor de Actualización del Precio de Potencia de Punta (FAPPM) y el Factor de Actualización de los Precios de Energía (FAPEM), la reducción de la volatilidad de las tarifas eléctricas. Ello debido a que se busca que los precios de la energía eléctrica sean accesibles y razonables para el usuario, es decir, que los precios se igualen a los costos marginales y los precios sean estables para mitigar posibles efectos negativos sobre el bienestar.

3.28 Al respecto, se debe señalar que los cambios bruscos del tipo de cambio y los precios de

materias primas impactan sobre las tarifas de electricidad, y estos podrían generar efectos negativos en la actividad económica y los usuarios. De acuerdo a lo mencionado en el desarrollo del Objetivo 1, los precios regulados de potencia y energía deben brindar una señal de mediano plazo consistente con la expansión y operación óptima del mercado eléctrico.

3.29 Diversos estudios analizan el efecto negativo de la volatilidad de los recursos energéticos

sobre la actividad económica. Este efecto puede reflejarse a través de su influencia en los consumidores y empresas.

3.30 Por ejemplo:

• Gallardo, Vásquez y Bendezú (2005; p. 95)6 mencionan que la volatilidad de los precios puede generar efectos adversos a nivel macroeconómico y microeconómico, los cuales pueden afectar el crecimiento sostenido y el bienestar de los consumidores. La atenuación de estos efectos perniciosos requiere la implementación de mecanismos de estabilización de precios de diversa índole, entre los cuales destacan los mecanismos financieros de cobertura, las reglas de precios, y otros esquemas como la regulación administrativa de precios.

• Turnovsky, Shalit y Schmitiz (1980; p. 135-152)7 refieren al efecto de la volatilidad de

precios sobre el bienestar del consumidor representativo, sugiriendo que existe una mayor conveniencia de estabilización de precios si la desutilidad de un incremento en el

6 Gallardo, Vásquez y Bendezú (2005). “Problemática de los Precios de los Combustibles”, P. 95. Documento de Trabajo Nº11 Oficina de Estudios Económicos Osinergmin. 7 Turnovsky, Shalit y Schmitz (1980). “Consumer’s Surplus, Price Instability and Consumer Welfare”. Econometrica Vol. 48, N° 1, pp. 135-152.

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precio se hace más negativa ante cambios de los precios. La relevancia de estabilización se justifica cuando el bien tiene baja elasticidad precio de la demanda (pocos sustitutos) y el bien en el presupuesto de una familia es representativo (ejemplo: combustibles).

• La volatilidad del tipo de cambio podría tener efectos sobre la competitividad del país.

Apoyo Consultoría8 (2014) comentó que “… en los próximos años, el Perú podría perder una de sus pocas ventajas comparativas: el bajo costo eléctrico”. El aumento gradual de las tarifas perjudicaría la competitividad del país y las industrias de extracción serán las más afectadas. Asimismo, un contexto de racionamiento eléctrico futuro agravaría la situación.

3.31 De acuerdo a la metodología tarifaria actualmente vigente, los usuarios de electricidad se

ven afectados en exceso ante una depreciación del tipo de cambio dada las fórmulas de actualización vigentes. Esto debido a que el tipo de cambio se encuentra presente en las fórmulas de los factores de actualización de los precios o tarifas de todos los segmentos de la industria eléctrica: generación (potencia y energía), transmisión y distribución.

4. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS FORMULADOS POR LOS AGENTES INTERESADOS 4.1 Análisis de los comentarios formulados por la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y

Energía (SNMPE) 4.1.1 Comentarios

La SNMPE, sobre la base de un informe elaborado por Apoyo Consultoría señala que la eliminación del tipo de cambio de las fórmulas de reajuste tarifario no tiene sustento técnico. Asimismo, teniendo como sustento el informe elaborado por Estudio Miranda & Amado cuestiona la modificación de la periodicidad de los reajustes tarifarios, ya que, según señala, contravienen el ordenamiento legal y transgrede los principios regulatorios que rigen el sector. Por ello, solicitan que se continúe considerando al tipo de cambio como un factor de actualización y la periodicidad se mantenga con una temporalidad mensual.

Análisis de la GPA Debido a que los comentarios realizados por la SNMPE se basan en los informes elaborados por Apoyo Consultoría y el Estudio Miranda & Amado, se analizarán los comentarios que se encuentran presentes en ambos informes y que tengan relación con las recomendaciones formuladas en el Informe Técnico GPA-14-2014.

8 Pedro Cazorla (3 de marzo 2014). Sube el costo de la electricidad: Adiós a la ventaja comparativa de Perú. Semana Económica. Recuperado de http://semanaeconomica.com/article/sectores-y-empresas/energia/133248-sube-el-costo-de-la-electricidad-adios-a-la-ventaja-comparativa-de-peru/

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A) Informe elaborado por Apoyo Consultoría Comentario 1 La propuesta de Factores de Actualización es contraria al principio regulatorio de mantener la paridad entre los costos de producción y el precio del servicio regulado. Análisis de la GPA De acuerdo a lo mencionado en la fundamentación del Objetivo 1 en el presente informe, en el caso del Precio Básico de Potencia, la LCE ha establecido que su cálculo se realiza de manera anual sobre la base de los costos de una central de punta, por lo que no representa los costos de inversión de una empresa en específico y en este sentido no se estaría afectando la paridad entre los costos de producción y el precio. Se recomienda que el factor de actualización mensual excluya al tipo de cambio debido a que el IPM ya contempla el efecto de sus variaciones, por lo que incorporar las dos variables (Tipo de cambio e IPM) ocasiona una doble contabilidad del efecto del tipo de cambio, como Apoyo Consultoría reconoce en su informe (págs.15 y 21). Con respecto al Precio Básico de Energía, el mismo representa los costos marginales promedios de generar energía eléctrica. Se calcula a través del Modelo PERSEO que minimiza el costo de operación del sistema, teniendo en cuenta los costos de las centrales térmicas. Para el cálculo de los parámetros del factor de actualización se realiza un análisis de sensibilidad de los efectos que tienen las variaciones en los precios de los combustibles sobre los costos marginales del sistema. En el caso de las variaciones del tipo de cambio sus movimientos mantienen sin cambio los precios relativos debido a que los combustibles están cotizados en dólares. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario. Comentario 2 La nueva propuesta (de fórmulas de actualización) considera el IPM como único factor indexador del precio de potencia. Sin embargo, la estructura de este índice no refleja la estructura de los costos de inversión en potencia. Por lo tanto, la nueva propuesta no reflejaría la evolución real de los costos de inversión en potencia. Esta estructura de costos fue reconocida por Osinergmin al emitir el Procedimiento para la determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución Nº 260-2004-OS/CD. Análisis de la GPA De acuerdo con lo establecido en el numeral 10.4 del “Procedimiento para la determinación del Precio Básico de Potencia” aprobado mediante Resolución Osinerg Nº 260-2004-OS-CD, la fórmula de actualización del precio de la potencia de punta toma en consideración el Índice de Precios al por Mayor y el Tipo de Cambio, por lo cual respetando el marco legal vigente, se debería de considerar el empleo del Tipo de Cambio en la fórmula de actualización señalada. No obstante, según lo indicado en el análisis del Objetivo 1, la LCE establece la tarificación del precio básico de potencia en base al costo de expansión eficiente del sistema eléctrico.

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El método de cálculo del precio básico de potencia actualiza en cada proceso de fijación tarifaria los costos de la central de punta. Asimismo, se establece un factor que refleje la evolución promedio de los costos de la industria en el país a través de un índice de precios (IPM). La metodología de tarificación establecida en la LCE no establece el reconocimiento de costos de inversión contables, ni la estructura de costos para cada generador en particular. En vista de lo señalado, se sugiere realizar una revisión del Procedimiento de determinación del Precio Básico de Potencia. Por lo tanto, se recomienda a la GRT aceptar el comentario por las consideraciones legales señaladas. Comentario 3 La variación del tipo de cambio afecta directamente el porcentaje de los costos operacionales que corresponden al mantenimiento de los activos. La nueva propuesta de Osinergmin asume que dichos costos no cambian durante el año de fijación de tarifas. Análisis de la GPA Si bien es cierto que el costo variable no combustible (CVNC), dentro de los cuales se encuentra el costo de mantenimiento, afecta el costo de la producción de la energía eléctrica, dicho costo se reconoce de acuerdo a lo establecido en el procedimiento COES PR-34 a través de un informe presentado por la empresa de generación cada cuatro años o cuando las premisas del informe variasen de forma significativa. Los CVNC de mantenimiento calculados mediante el procedimiento COES PR-34 y los costos variables de operación no combustible calculados mediante el procedimiento COES PR-31 son los que se emplean en el proceso de fijación de precios en barra. Asimismo, como se ha señalado en los numerales 3.21, 3.22 y 3.23 del presente informe el factor de ponderación “d” en la fórmula del FAPEM no se obtenía a partir de un análisis de sensibilidad, como en el caso de los ponderadores del precio de los combustibles. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario. Comentario 4 Apoyo Consultoría comenta que la frecuencia ideal de la actualización de los precios de energía desde un punto de vista teórico contempla algunas diferencias en cuanto al precio de energía y el precio de potencia. En el caso del precio de energía considera que la actualización debe realizarse de manera mensual, mientras que respecto del precio de potencia considera que la frecuencia de actualización puede ser discutible obedeciendo a la preferencia que tenga el regulador por evitar cambios abruptos en los precios. Análisis de la GPA En el Informe Técnico GPA-14-2016 no ha sido materia de análisis la frecuencia con la cual se actualizarían los precios en barra, por lo que tampoco se han efectuado recomendaciones al respecto. Por ello, el presente comentario será absuelto en el Informe Legal elaborado por la Gerencia de Regulación de Tarifas.

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B) Informe elaborado por el Estudio Miranda & Amado

Comentario 1 Las fórmulas de actualización se deben aplicar mensualmente sobre las principales variables que dieron origen a las Tarifas en Barra. Análisis de la GPA Por las consideraciones señaladas en el análisis de la GPA al Comentario 4 formulado por Apoyo Consultoría el presente comentario será absuelto en el Informe Legal elaborado por la Gerencia de Regulación de Tarifas. Comentario 2 Considerando como ha sido diseñada la fórmula de actualización del Precio de Potencia de Punta en el PBP (“Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”), se puede señalar que el propio Osinergmin considera que el FPM (Factor por Variación de los Precios al Por Mayor) obtenido a partir de la aplicación del IPM no comprende los costos de inversión realizados en moneda extranjera. Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA al Comentario 2 formulado por Apoyo Consultoría. Por lo tanto, se recomienda a la GRT aceptar el comentario. Comentario 3 Se debe tener en consideración que la Ley N° 28832 tuvo como propósito “Reducir la intervención administrativa para la determinación de los precios de generación mediante soluciones de mercado”. Sin embargo, Osinergmin ha excedido tal limitación al pretender la eliminación del FTC. Análisis de la GPA La afirmación señalada por el Estudio Mirando & Amado no es precisa, debido que el artículo 46° de la LCE señala que Osinergmin fija las tarifas en barra y sus fórmulas de actualización. Por ello, se encuentra entre las facultades otorgadas por la LCE la modificación de las fórmulas de los factores de actualización. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario. Comentario 4 La inaplicación del FTC en las fórmulas de actualización podría conllevar a una afectación patrimonial de los generadores, puesto que no les permitiría recuperar en su totalidad los costos de inversión en moneda extranjera en los que han incurrido. Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA al Comentario 1 formulado por Apoyo Consultoría. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario.

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Comentario 5 La interpretación que ha dado Osinergmin reflejada en el proyecto para no aplicar el FTC en la FAPM y FAPEM, no cumple con los principios de legalidad y jerarquía normativa. Análisis de la GPA El presente comentario será absuelto en el Informe Legal elaborado por el área legal de Gerencia de Regulación de Tarifas. Comentario 6 La eliminación de la variable FTC de las fórmulas de actualización del Precio de la Potencia de Punta y del Precio Básico de Energía varia la estabilidad de las reglas de juego que el ordenamiento le reconoció a los generadores con relación al recupero de sus inversiones y costos de producción mediante las Tarifas en Barra. Análisis de la GPA El Artículo 46° de la LCE señala que Osinergmin tiene como función fijar las tarifas en barra y sus fórmulas de actualización, por lo que la modificación de las fórmulas de actualización se encuentra dentro de las funciones que el marco normativo le ha conferido a Osinergmin y en este sentido, no configura, como se ha señalado, un cambio en las reglas de juego. Las FA propuestas cuentan con el sustento económico de la LCE y su Reglamento. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario.

4.2 Análisis de los comentarios formulados por Luz del Sur S.A.A. (Luz del Sur) 4.2.1 Comentarios

Luz del Sur señala que resulta contradictorio y de alto riesgo regulatorio, modificar la fórmula de indexación de las tarifas en barra. Consideran que es una decisión regulatoria influenciada por los posibles impactos de las tarifas eléctricas en la inflación y que esta decisión no tiene fundamento regulatorio alguno. En tal sentido, se solicita mantener en las fórmulas de actualización, tanto en el Precio de Potencia de Punta como en el Precio de Energía, el índice del Tipo de Cambio para ajustar los costos en Moneda Extranjera, conforme se ha aplicado desde el año 1992, con la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas. Asimismo, Luz del Sur sustenta sus comentarios en base a un informe elaborado por el economista José Luis Bonifaz.

Análisis de la GPA Debido a que los comentarios realizados por la Luz del Sur se basan en el informe elaborado por el economista José Luis Bonifaz, se analizarán los comentarios que se encuentran presentes en dicho informe que tengan relación con las recomendaciones formuladas en el Informe Técnico GPA-14-2014.

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A) Informe elaborado por José Luis Bonifaz

Comentario 1 El hecho que el IPM como el TC muestran una correspondencia directa no constituye prueba alguna y no tiene fundamento regulatorio para eliminar el Tipo de Cambio dentro de las fórmulas de indexación de la tarifa en barra. Este análisis no tiene absoluta vinculación con los principios económicos de sostenibilidad de las tarifas que está detrás de la regulación tarifaria en el sector eléctrico.

Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA al Comentario 1 formulado por Apoyo Consultoría. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario. Comentario 2 El efecto pass-trough entre el TC y el IPM no se da en el caso peruano como afirma la GPA. En todo caso, esta afirmación no ha sido probada rigurosamente mediante técnicas econométricas. No está probado empíricamente que el IPM al tener productos importados, ya incorpora el efecto del tipo de cambio que impacta en la composición de las fórmulas de actualización. Análisis de la GPA Existen varios estudios que demuestran empíricamente el efecto pass-through entre el TC y el IPM. El IPM al tener componentes importados considera el efecto tipo de cambio, con impactos inmediatos y con efectos posteriores. La elasticidad del pass-through del tipo de cambio hacia los precios de productos importados es alta, como concluyen diversos estudios. o Morón y Lama (2006, p. 62,63)9 estiman que el 56,58% de los movimientos del IPM

importado es explicado por movimientos en el tipo de cambio. El segundo componente más importante a largo plazo es el shock relacionado con el mismo IPM importado (13,12%). Por su parte, el IPM nacional depende en 58,89% de movimientos en él mismo y, en menor medida, de movimientos en el IPM importado y el tipo de cambio.

o De la misma manera Winkelried (2003)10 estima que el pass-through del tipo de cambio hacia el IPM importado en el largo plazo es de 85%. En un año 82% de la depreciación es transferida a estos precios por lo que la vida media del choque es de tan sólo 3 meses. Por su parte, el pass-through hacia el IPM nacional es sustancialmente menor: 60% en el largo plazo, con un efecto a un año de 46% y una vida media de 9 meses.

9 Morón, E. y Lama, R. (2006). El traspaso del tipo de cambio a precios en la economía peruana: ¿talón de Aquiles del esquema de metas de inflación?, p. 62-63. Economía y Sociedad 62. 10 Winkelried, D. (2003). ¿Es asimétrico el Pass- Through en el Perú?: Un análisis agregado. Revista de Estudios Económicos. Nº 10 -BCRP.

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o Del mismo modo Miller (2003)11 comenta “la elasticidad del pass-through del tipo de cambio hacia los precios importados es bastante alta, alcanza un valor de 0,90 en apenas un mes después del choque y se eleva hasta un nivel de 0,96, en el segundo mes, luego de lo cual alcanza su nivel de largo plazo 0,89. Con respecto a la respuesta de los precios al por mayor, se encuentra que el pass-through del tipo de cambio hacia los precios al por mayor es casi la mitad del pass-through hacia los precios importados. El primer mes después del choque, la elasticidad del pass-through es 0,26, y se incrementa hasta 0,46 en el largo plazo”. (subrayado es nuestro).

o Apoyo Consultoría (2016; p. 15, 21)12 reconoce la doble contabilidad del tipo de

cambio al usar el IPM, sugiriendo incluso alternativas de índices extranjeros y nacionales convertidos a moneda local “…el problema de doble contabilidad del tipo de cambio al usar el IPM puede ser solucionado usando alternativas de índices para los insumos en moneda local, manteniendo la racionalidad económica de paridad entre los costos y los precios de potencia del servicio regulado”.

Como se señaló en el Informe Técnico GPA-14-2016, la racionalidad de un reajuste es de mantener el poder de compra de los agentes. El IPM se usa debido a que es un índice oficial que mide la evolución de los costos de la industria del país. Reajustar rubro por rubro los costos de las empresas eléctricas resulta complejo, ante la poca variedad de índices de precios oficiales, y resultaría controversial el uso de ponderadores. La propuesta de Apoyo Consultoría de reajustar para los productos importados en base a un indicador estadounidense ajustado por el tipo cambio, no resultaría viable. Esta propuesta implicaría doble costo: uno por variación del indicador en moneda extranjera y otro por la variación del tipo de cambio. Una mejor opción sería el uso del IPM oficial que recoge la variación de la canasta de productos nacionales y de productos importados representativos. Las empresas del sector para su operatividad consideran sus costos y precios. El regulador no reconoce todos los costos de las empresas, sino aquellos costos eficientes. El Art. 8 de la LCE bien señala “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”. Por otro lado, las empresas eléctricas son libres de financiar sus proyectos en moneda nacional y extranjera, para los cuales evalúan sus riesgos y constituyen provisiones para hacer frente a esos riesgos. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario.

11 Miller, S. (2003). Estimación del pass-through del tipo de cambio a precios: 1995-2002. Revista de Estudios Económicos. Nº 10 BCRP. 12 Apoyo Consultoría (2016). Opinión Económica sobre el factor de actualización tarifaria de los precios en barra. Informe preparado para Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía – SNMPE.

http://www.bcrp.gob.pe/docs/Publicaciones/Revista-Estudios-Economicos/10/Estudios-Economicos-10-5.pdf

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4.3 Análisis de los comentarios formulados por Fenix Power Perú S.A.

4.3.1 Comentario 1 Fenix Power señala que “Osinergmin debe recalcular el factor de ajuste de precios contenido en la hoja F_Ajuste del archivo CUCSS_0516(PP).xlsx considerando únicamente con el IPM, y sin considerar el tipo de cambio”. Adicionalmente menciona que “Osinergmin ha considerado el tipo de cambio al determinar el factor de ajuste contenido en la hoja F_Ajuste del archivo CUCSS_0516(PP).xlsx, de manera contradictoria a lo indicado en el sustento de su publicación, en cuanto a que lo recomendable para actualizar los costos sólo sería el IPM”.

Análisis de la GPA El presente comentario será absuelto en el Informe Legal elaborado por la Gerencia de Regulación de Tarifas.

4.4 Análisis de los comentarios formulados por el Subcomité de Generadores de COES

4.4.1 Comentario 1

La eliminación del tipo de cambio en la fórmula de actualización del Precio Básico de Potencia es relevante y no acorde a lo mencionado en el numeral 10.4 del “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”. (FAP) Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA al Comentario 2 formulado por Apoyo Consultoría. Por lo tanto, se recomienda a la GRT aceptar el comentario.

4.4.2 Comentario 2 No se ha seguido el debido proceso de revisión y/o modificación según lo mencionado en el numeral 11 del “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”.

Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA al Comentario 2 formulado por Apoyo Consultoría.

Por lo tanto, se recomienda a la GRT aceptar el comentario.

4.4.3 Comentario 3

No se presentan las hojas de cálculo y/o datos en los que se sustentan los resultados de los Gráficos 3 y 5 y demás presentados en el Informe GPA-14-2016.

Análisis de la GPA La base de datos de los resultados de los Gráficos 3 y 5 del Informe Técnico GPA-14-2016, se adjuntan en el Anexo I del presente informe, cuya fuente de información tanto para el IPM como el IPC de energía eléctrica es el INEI y para el Tipo de Cambio es Bloomberg. En el Gráfico 3 (Factor de actualización de precios de potencia), el FAPPM actual, por simplicidad, se estimó considerando los ponderadores del año 2015 (Res. 067-2015-OS/CD) y como

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periodo base enero 2012. Si se utilizase ponderadores de cada año, también se evidencia desacople entre el FAPPM e IPM. Por su parte, para el Gráfico 5 (tipo de cambio e IPC energía eléctrica) se realizó la variación anual respecto al periodo previo. Por lo tanto, se recomienda a la GRT aceptar el comentario presentando el Anexo I del presente informe.

4.4.4 Comentario 4 No se justifica la razón por la que se propone que las Formulas de Actualización se apliquen de forma trimestral, además se debe destacar que en el caso del peaje de transmisión la actualización trimestral está en contra del Artículo 61 de la Ley de Concesiones Eléctricas, el cual menciona que las fórmulas de actualización del peaje de transmisión deben realizarse de forma mensual. (FA)

Análisis de la GPA Por las consideraciones señaladas en el análisis de la GPA al Comentario 4 formulado por Apoyo Consultoría el presente comentario será absuelto en el Informe Legal elaborado por la Gerencia de Regulación de Tarifas.

4.4.5 Comentario 5 El IPM no puede reflejar adecuadamente la variación del precio básico de potencia en lo referente a sus componentes en moneda nacional y extranjera. (FAP) La componente extranjera en el IPM representa aproximadamente el 24% y las partidas relacionadas a maquinarias y equipos importados componen aproximadamente solo el 3.5% del IPM.

Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA al Comentario 2 formulado por Apoyo Consultoría. Por lo tanto, se recomienda a la GRT aceptar el comentario por las consideraciones legales señaladas.

4.4.6 Comentario 6 El precio de la energía tiene una componente relacionada a costos variables no combustibles ligadas esencialmente a componentes y actividades valorizadas en moneda extranjera que tampoco son parte de la canasta del IPM y que por tanto deben ser actualizados por el tipo de cambio. (TC)


Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario

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4.5 Análisis de los comentarios formulados por Edelnor S.A.A.

4.5.1 Comentario 1 Edelnor comenta que existe justificación económica para preservar el tipo de cambio en el factor de actualización de las tarifas en barra de Potencia y de Energía. Sostiene que para el caso de la potencia eléctrica, existe una mayor proporción de los componentes importados dentro de su estructura de costos, tales como los equipos mecánicos, seguros, fletes, diseños, etc. los cuales son transados en dólares. Mientras que para el caso de energía eléctrica la participación de los productos importados en dólares, principalmente de mantenimiento, es menor pero igualmente significativo (13%). Dando un porcentaje mínimo de indexación por TC del 24% necesario para recuperar parcialmente su capital invertido.

Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA a los Comentarios 2 y 3 formulados por Apoyo Consultoría. Por lo tanto, se recomienda a la GRT aceptar el comentario en lo referido a la inclusión del Tipo de cambio en la fórmula de actualización del precio de potencia, mientras que rechazarlo en el extremo relacionado con el factor de actualización del precio de energía.

4.6 Análisis de los comentarios formulados por Red de Energía del Perú S.A. (REP)

4.6.1 Comentario 1

REP comenta que “el cambio de la periodicidad no debe ser considerada en la propuesta tarifaria, puesto que tendría implicancias negativas al diferir la Remuneración que los Concesionarios deberán percibir por el primer período de fijación anual, si es que la fecha de operación comercial fuera posterior a la publicación del pliego. Al proponer la variación de la periodicidad de la publicación originaría un perjuicio económico, al no ser reconocida la compensación asociada a las instalaciones por el Servicio de Transmisión en la oportunidad que corresponde.” Análisis de la GPA Por las consideraciones señaladas en el análisis de la GPA al Comentario 4 formulado por Apoyo Consultoría el presente comentario será absuelto en el Informe Legal elaborado por la Gerencia de Regulación de Tarifas.

4.7 Análisis de los comentarios formulados por Consorcio Transmantaro S.A.

4.7.1 Comentario 1

Consorcio Transmantaro comenta que el cambio de la periodicidad no debe ser considerada en la propuesta tarifaria, puesto que tendría implicancias negativas al diferir en la remuneración que los Concesionarios deberán percibir por el primer período de fijación anual, si es que la fecha de operación comercial fuera posterior a la publicación del pliego. Señala que la variación de la periodicidad de la publicación originaría un perjuicio económico, al no ser reconocida la compensación asociada a las instalaciones por el Servicio

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de Transmisión en la oportunidad que corresponde. Por ello, solicitan que la publicación de los cargos asociados a las compensaciones de las instalaciones de Transmisión y sus respectivas fórmulas de actualización continúe siendo publicada con una periodicidad mensual con la finalidad de evitar contingencias como lo expuesto anteriormente.


4.8 Análisis de los comentarios formulados por Kallpa Generación S.A.

4.8.1 Comentario 1

Kallpa comenta que para el caso del Precio Básico de la Potencia en Punta, “no cabe la posibilidad de afirmar que existe una doble contabilidad del Tipo de Cambio, considerando de manera errónea que el IPM incluye dentro de sus componentes a la importación de maquinarias y equipos”. El factor de variación de los Precios al Por Mayor, obtenido a partir de la aplicación del “IPM” (Índice de Precios al Por Mayor) no comprende los costos de inversión realizados en moneda extranjera respecto de los bienes adquiridos en el extranjero, por lo que el OSINERGMIN ha determinado que los costos en moneda extranjera requieren también del factor de Tipo de Cambio para su actualización a efectos de mantenerlos constantes.

Análisis de la GPA Apoyo Consultoría, en su Informe “Opinión Económica sobre el factor de actualización tarifaria de los precios en barra” preparado para Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía reconoce la doble contabilidad del tipo de cambio al usar el IPM, sugiriendo incluso alternativas de índices extranjeros y nacionales convertidos a moneda local. Al respecto señala lo siguiente “… el problema de doble contabilidad del tipo de cambio al usar el IPM puede ser solucionado usando alternativas de índices para los insumos en moneda local, manteniendo la racionalidad económica de paridad entre los costos y los precios de potencia del servicio regulado”. En este sentido, no solo la Gerencia de Políticas y Análisis Económico considera que existe una doble contabilidad del efecto del tipo de cambio en el factor de actualización al considerarlos de manera conjunta en su fórmula, sino que Apoyo Consultoría también comparte la misma opinión. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario.

4.8.2 Comentario 2

Kallpa comenta que para el caso del Precios Básico de la Energía, “dentro de su actualización en el corto plazo debe incluirse la indexación al tipo de cambio”. Los precios de energía regulados deben reflejar los costos de operación, los cuales engloban a los costos variables de mantenimiento que están compuesto principalmente por servicios expresados en dólares.

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Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA al Comentario 3 formulado por Apoyo Consultoría. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario.

4.8.3 Comentario 3 Kallpa señala que “OSINERGMIN debe incluir, nuevamente, la periodicidad mensual de la aplicación de las fórmulas de actualización de los 7 componentes de las Tarifas en Barra”. Asimismo, señala que se transgrede expresamente el principio de legalidad y de jerarquía normativa puesto que a través de una resolución de OSINERGMIN se pretende modificar una norma de mayor jerarquía como es la Ley de Concesiones Eléctricas.

Análisis de la GPA Respecto de la periodicidad de aplicación de los factores de actualización véase el análisis de la GPA al Comentario 4 formulado por Apoyo Consultoría. Mientras que el comentario que señala que Osinergmin ha transgredido los principios de legalidad y jerarquía normativa será analizado en el Informe Legal elaborado por la Gerencia de Regulación de Tarifas.

4.9 Análisis de los comentarios formulados por Statkraft Perú S.A.

4.9.1 Comentario 1

Statkraft Perú señala que el IPM es un pésimo predictor del Tipo de Cambio solamente el 3.5% de la variación de este indicador puede explicarse en la variación del tipo de cambio. El resto de componentes no tienen relación alguna con el tipo de cambio, lo que con lleva a una afectación patrimonial de los generadores, puesto que no se les permite recuperar en su totalidad los costos de inversión en moneda extranjera en los que ha incurrido e incurre para la construcción y operación de las centrales de generación. Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA al Comentario 1 formulado por Apoyo Consultoría. Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario.

4.9.2 Comentario 2 Statkraft Perú comenta que el numeral 2 del Artículo 2° del Proyecto de Resolución establece que las fórmulas de actualización se aplicarán con una periodicidad trimestral. Al respecto, menciona que dicha modificación no podría aplicarse puesto que el Artículo 52° de la LCE (norma de mayor jerarquía) claramente establece que la actualización debe realizarse en periodos mensuales.


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4.10 Análisis de los comentarios formulados por Duke Energy Egenor S. en C. por A.

4.10.1 Comentario 1

Duke Energy Egenor señala que respecto a la periodicidad de la actualización de Precios en Barra propuesta, OSINERGMIN está incumpliendo lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas que en el último párrafo de su Artículo 52º. Señala su preocupación por haber eliminado que las Fórmulas de Actualización se aplicarán en las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento para hacer el cambio de periodicidad mensual a trimestral. Análisis de la GPA Por las consideraciones señaladas en el análisis de la GPA al Comentario 4 formulado por Apoyo Consultoría el presente comentario será absuelto en el Informe Legal elaborado por la Gerencia de Regulación de Tarifas.

4.10.2 Comentario 2

Duke Energy Egenor señala su preocupación por la incorporación del párrafo siguiente: “Se aplicará para cada sistema eléctrico las fórmulas de actualización (5), (6) y (7), de manera independiente, mientras se cumpla que PMsea < PMRsein; en caso contrario, se reemplazarán los valores del PPM1ef, PEMP1ef, PEMF1ef con los correspondientes Precios de Referencia del SEIN actualizados a la fecha en que se realiza el presente cálculo con las fórmulas de actualización del SEIN: PPM, PEMP y PEMF, contenidos en el Cuadro que aparece en la definición del PMRsein, respectivamente.” Debido que hasta la fecha, la aplicación de la Fórmula de Actualización para potencia, energía activa y peaje principal se aplica si cualquiera de los Factores FAPPM, FAPEM o FAPCSPT varía en más de 5%, esto es, se actualizan todos los precios de potencia, energía activa y peaje principal. Con el párrafo anterior podría interpretarse que la actualización sería en forma independiente para cada factor, si éste varía en más del 5%. (FAP) Análisis de la GPA En el Informe Técnico GPA-14-2016 no ha sido materia de análisis la frecuencia con la cual se actualizarían los precios en barra, ni la forma o método por el cual se aplicarían los factores de actualización que han sido materia de comentario por parte de Duke Energy Egenor. Por ello, el presente comentario será absuelto en el Informe Técnico elaborado por la Gerencia de Regulación de Tarifas.

4.11 Análisis de los comentarios formulados por Electroperú S.A.

4.11.1 Comentarios 1

Electroperú considera que se debe mantener una estructura de la Fórmula de Actualización Tarifaria que contemple el TC. Debido a que el TC es una variable importante ya que es parte de los componentes (materiales, costos financieros, etc.) que interviene en los costos fijos y variables de una empresa generadora, los cuales deben ser retribuidos con la correspondiente tarifa.

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Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA a los Comentarios 2 y 3 formulados por Apoyo Consultoría.

Por lo tanto, se recomienda a la GRT aceptar el comentario en lo referido a la inclusión del tipo de cambio en la fórmula de actualización del precio de potencia, mientras que rechazarlo en el extremo relacionado con el factor de actualización del precio de energía.

4.12 Análisis de los comentarios formulados por Enersur S.A.

4.12.1 Comentario 1

El Proyecto de Resolución en su Artículo 2° ha fijado las fórmulas de actualización de los Precios en Barra quitando la indexación del tipo de cambio a los precios de potencia y de energía en barra, lo cual provocaría una distorsión en el sector eléctrico peruano y sería contrario a los criterios y principios: (i) por un lado, enmarcarse dentro de lo dispuesto en el artículo 42° de la LCE; y, (ii) por otro lado, debe respetar el principio de actuación basada en el análisis el costo – beneficio.


Por lo tanto, se recomienda a la GRT no aceptar el comentario.

4.12.2 Comentario 2

Enersur señala que para la aplicación de estas fórmulas se tomará en consideración lo siguiente:

FAPEM = d*FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + s * FPM + cb * FCB

Comenta que se deben corregir los parámetros d, g y Cb del cuadro 5, determinados erróneamente en el archivo “Fita May 16 SINAC G.xls” (hoja “Fórmula Actualización”). Ello debido a que el parámetro m2 consignado en la fila 25 de la hoja “Fórmula Actualización”, tiene un error en su formulación que consiste en una incorrecta referencia a la fila 18 en el cociente, cuando debería ser a la fila 19.

Análisis de la GPA En el Informe Técnico GPA-14-2016 no se recomendó de manera específica los valores de los parámetros que se incorporarían en la fórmula del factor de actualización. Por ello, el presente comentario será absuelto en el Informe Técnico elaborado por la Gerencia de Regulación de Tarifas.

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4.12.3 Comentario 3 Enersur señala que ni Osinergmin está facultado para establecer una fórmula de reajuste trimestral ni el Proyecto de Resolución puede contemplar una periodicidad distinta a la mensual para la aplicación de las fórmulas de actualización.


4.13 Análisis de los comentarios formulados por Termochilca S.A.

4.13.1 Comentario 1

Termochilca señala que no existe sustento técnico ni legal para la eliminación del Tipo de Cambio en la actualización de los precios de potencia y energía. (TC) Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA a los Comentarios 2 y 3 formulados por Apoyo Consultoría. Por lo tanto, se recomienda a la GRT aceptar el comentario en lo referido a la inclusión del Tipo de cambio en la fórmula de actualización del precio de potencia, mientras que rechazarlo en el extremo relacionado con el factor de actualización del precio de energía.

4.13.2 Comentario 2 Termochilca comenta que se incumple el “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia” la cual se incluye la variación del tipo de cambio en la fórmula de actualización del precio de la potencia de punta. (TC) Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA al Comentario 2 formulado por Apoyo Consultoría. Por lo tanto, se recomienda a la GRT aceptar el comentario

4.13.3 Comentario 3 Termochilca señala que es necesario mantener la variación del tipo de cambio en la fórmula de actualización, debido a que la inversión en generación contempla la adquisición de maquinaria, equipos y mano de obra en moneda extranjera, junto con los costos de combustibles y mantenimiento de una central, los cuales son remunerados por los precios de potencia y energía por lo que deben estar indexados a la variación del tipo de cambio. (TC) Análisis de la GPA Véase el análisis de la GPA a los Comentarios 2 y 3 formulados por Apoyo Consultoría.

Por lo tanto, se recomienda a la GRT aceptar el comentario en lo referido a la inclusión del Tipo de cambio en la fórmula de actualización del precio de potencia, mientras que rechazarlo en el extremo relacionado con el factor de actualización del precio de energía.

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4.14 Análisis de los comentarios formulados por Red Eléctrica del Sur S.A.

4.14.1 Comentario 1

Red Eléctrica del Sur solicita rectificar el ajuste de las tarifas de transmisión, considerando un ajuste mensual y no trimestral a los ingresos. Asimismo, solicita se respete los contratos de concesión suscrito con el Estado (sea SGT o BOOT), considerando un ajuste mensual y no trimestral.


4.15 Análisis de los comentarios formulados por TESUR 2

4.15.1 Comentario 1

TESUR 2 comenta que establecer un régimen de actualización de factores de ajuste trimestral, contrario a los contratos suscritos, incrementa el riesgo de en el retraso de la retribución en tres meses. Señala que en aplicación a los procedimientos tarifarios, la tarifa que reconoce este derecho es aquella correspondiente al 4to día del mes siguiente de ocurrida la Puesta en Operación Comercial, toda vez que es precisamente al 4to día cuando se publican los pliegos tarifarías mensuales. Añade que este hecho suponía una pérdida de ingresos reales que- a efectos de no vulnerar aún más el derecho contractual de recibir la tarifa desde el primer día de operación- se recuperan en el procedimiento de Liquidación del siguiente período tarifaría. Esto implicaba un riesgo de 1 mes de retraso en la retribución. Análisis de la GPA Por las consideraciones señaladas en el análisis de la GPA al Comentario 4 formulado por Apoyo Consultoría el presente comentario será absuelto en el Informe Legal elaborado por la Gerencia de Regulación de Tarifas.

4.16 Análisis de los comentarios formulados por Transmisora Eléctrica del Sur S.A.

4.16.1 Comentario 1

Transmisora Eléctrica del Sur señala que corresponde que OSINERGMIN rectifique esta situación y calcule las tarifas de transmisión correspondiente a los concesionarios que cuentan con un contrato de concesión suscrito con el Estado (sea SGT o BOOT), considerando un ajuste mensual y no trimestral. De no hacerlo, esto supondrá que el Estado incurrirá en un incumplimiento de sus obligaciones conforme a los respectivos Contrato y,

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además, un incumplimiento de la obligación legal de OSINERGMIN de fijar las tarifas conforme a los respectivos contratos.


5. CONCLUSIONES

5.1 Se presentaron comentarios por parte de 16 agentes interesados a la propuesta de

modificación de las fórmulas de actualización del precio básico de potencia y el precio básico de energía, así como por la modificación de la frecuencia de actualización.

5.2 Los principales cuestionamientos estuvieron referidos a la propuesta de retiro del tipo de cambio de las fórmulas de actualización del Precio Básico de Potencia (PBP) y el Precio Básico de Energía (PBE), así como a la frecuencia de la actualización.

5.3 Respecto al cuestionamiento relacionado con el retiro del tipo de cambio de la fórmula del factor de actualización del PBP, se debe señalar que el precio de potencia remunera los costos de una central de punta que permite la expansión del sistema, dichos costos se actualizan de manera anual en cada proceso de fijación de tarifas (considerando TC vigente). El IPM se emplea en la actualización porque es un índice oficial que mide la evolución promedio de los costos de la industria e incorpora los efectos de variaciones en el tipo de cambio.

5.4 Respecto al cuestionamiento relacionado con el retiro del tipo de cambio de la fórmula del factor de actualización del PBE, se debe señalar que el modelo de sensibilidad utilizado para medir el efecto de los combustibles, es un criterio basado en precios relativos de costos marginales. La variación del tipo de cambio mantiene sin cambio los precios relativos.

5.5 Se recomienda a la GRT realizar una revisión al “Procedimiento para la determinación del

Precio Básico de Potencia”. Atentamente,

Arturo L. Vásquez Cordano Gerente de la Gerencia de Políticas y Análisis Económico

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Carlos Aguirre Zurita Asesor Técnico Económico

Carlo Vilches Cevallos Economista

Donald Barboza Garaundo Analista

Edison Chávez Huamán Analista

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Anexo I

Fuente: INEI, Bloomberg.

Periodo

Índice de Precios al por Mayor

(Indice 1994 = 100)Fuente: INEI.

Tipo de Cambio (S/ por 1 dólar, fin

de periodo)Fuente: Bloomberg.

IPC Energía Eléctrica

(Indice 2009=100)Fuente: INEI.

Periodo







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ene-99 141.9 3.35 - oct-04 165.2 3.32 99.4 jul-10 192.9 2.82 95.2feb-99 143.6 3.41 - nov-04 165.8 3.30 106.7 ago-10 193.6 2.80 94.6mar-99 144.5 3.33 - dic-04 165.2 3.28 107.0 sep-10 194.0 2.79 94.5abr-99 145.3 3.34 - ene-05 165.8 3.26 104.7 oct-10 194.3 2.80 95.2may-99 145.6 3.33 - feb-05 165.2 3.26 104.5 nov-10 196.1 2.83 96.3jun-99 145.8 3.33 - mar-05 165.8 3.26 104.5 dic-10 197.1 2.81 96.5jul-99 146.6 3.34 - abr-05 166.0 3.26 104.5 ene-11 199.0 2.77 100.9ago-99 146.7 3.39 - may-05 166.4 3.25 100.7 feb-11 200.3 2.77 98.1sep-99 147.4 3.46 - jun-05 166.7 3.25 102.9 mar-11 201.6 2.80 97.9oct-99 148.2 3.49 - jul-05 166.8 3.25 103.1 abr-11 203.9 2.83 99.4nov-99 148.9 3.49 - ago-05 167.6 3.28 102.9 may-11 204.5 2.77 96.6dic-99 149.5 3.51 - sep-05 168.8 3.34 104.9 jun-11 205.1 2.75 96.6ene-00 149.7 3.48 - oct-05 169.7 3.38 105.1 jul-11 205.8 2.74 97.5feb-00 150.2 3.44 - nov-05 169.6 3.41 103.0 ago-11 206.7 2.73 99.1mar-00 150.8 3.48 - dic-05 171.1 3.42 104.3 sep-11 208.1 2.77 100.2abr-00 151.4 3.48 - ene-06 172.0 3.31 104.5 oct-11 208.5 2.71 100.8may-00 151.7 3.50 - feb-06 171.7 3.30 104.1 nov-11 209.4 2.71 100.6jun-00 151.9 3.49 - mar-06 172.3 3.37 104.2 dic-11 209.5 2.70 100.7jul-00 152.8 3.47 - abr-06 173.0 3.31 104.2 ene-12 208.4 2.69 101.7ago-00 152.8 3.47 - may-06 172.7 3.30 97.1 feb-12 208.6 2.68 105.5sep-00 153.9 3.51 - jun-06 172.9 3.26 98.7 mar-12 209.9 2.67 105.8oct-00 154.5 3.51 - jul-06 172.7 3.24 99.0 abr-12 210.2 2.64 105.8nov-00 155.1 3.53 - ago-06 173.1 3.24 99.0 may-12 209.5 2.71 103.3dic-00 155.3 3.53 - sep-06 173.3 3.25 99.4 jun-12 209.3 2.67 103.3ene-01 155.4 3.53 - oct-06 173.4 3.22 99.4 jul-12 207.6 2.63 102.0feb-01 155.8 3.52 - nov-06 173.1 3.22 96.9 ago-12 208.0 2.61 103.7mar-01 155.9 3.52 - dic-06 173.4 3.20 96.7 sep-12 208.9 2.60 103.4abr-01 155.7 3.58 - ene-07 172.8 3.20 96.7 oct-12 208.9 2.60 103.3may-01 155.8 3.63 - feb-07 172.0 3.19 96.6 nov-12 208.5 2.58 103.6jun-01 155.6 3.51 - mar-07 172.7 3.18 96.6 dic-12 208.2 2.55 102.9jul-01 154.6 3.49 - abr-07 173.2 3.17 96.5 ene-13 206.6 2.58 103.1ago-01 154.1 3.48 - may-07 174.8 3.18 94.0 feb-13 206.8 2.59 105.5sep-01 154.4 3.48 - jun-07 177.0 3.17 95.9 mar-13 207.3 2.59 106.3oct-01 153.5 3.44 - jul-07 178.3 3.16 96.1 abr-13 207.4 2.64 106.4nov-01 152.6 3.43 - ago-07 179.4 3.16 97.7 may-13 206.8 2.74 102.4dic-01 151.9 3.44 - sep-07 180.6 3.08 97.7 jun-13 208.5 2.78 104.6ene-02 151.6 3.47 92.6 oct-07 180.8 3.00 98.0 jul-13 210.5 2.79 105.8feb-02 150.9 3.47 93.3 nov-07 181.2 3.00 98.5 ago-13 212.3 2.81 108.5mar-02 151.1 3.44 93.3 dic-07 182.5 3.00 98.5 sep-13 213.4 2.79 109.0abr-02 152.1 3.43 92.7 ene-08 183.0 2.94 98.6 oct-13 212.5 2.78 109.1may-02 152.1 3.45 93.8 feb-08 185.1 2.89 98.0 nov-13 211.7 2.80 109.1jun-02 152.1 3.51 95.0 mar-08 186.6 2.75 98.0 dic-13 211.5 2.80 109.3jul-02 153.0 3.57 95.0 abr-08 187.1 2.82 97.5 ene-14 211.5 2.82 107.3ago-02 153.3 3.62 95.4 may-08 189.3 2.86 91.6 feb-14 211.9 2.80 112.8sep-02 154.7 3.63 98.1 jun-08 192.5 2.96 91.6 mar-14 212.8 2.81 113.5oct-02 155.5 3.60 98.8 jul-08 194.6 2.81 92.9 abr-14 212.9 2.81 116.0nov-02 155.1 3.51 100.2 ago-08 197.4 2.95 93.1 may-14 213.3 2.77 116.5dic-02 154.4 3.51 100.2 sep-08 199.8 2.98 91.1 jun-14 212.9 2.80 116.8ene-03 154.2 3.49 98.7 oct-08 200.4 3.08 96.1 jul-14 213.2 2.80 117.0feb-03 154.8 3.48 98.8 nov-08 200.2 3.10 106.0 ago-14 213.6 2.85 111.9mar-03 156.1 3.47 99.4 dic-08 198.5 3.13 104.8 sep-14 214.3 2.89 111.8abr-03 155.8 3.46 99.5 ene-09 195.5 3.19 104.7 oct-14 215.4 2.92 114.4may-03 155.6 3.49 98.9 feb-09 192.5 3.25 106.1 nov-14 215.2 2.92 114.1jun-03 155.1 3.47 98.3 mar-09 191.6 3.15 108.0 dic-14 214.6 2.98 114.0jul-03 154.6 3.47 97.3 abr-09 190.2 2.98 107.4 ene-15 213.9 3.06 117.4ago-03 154.9 3.48 97.7 may-09 188.9 2.99 109.4 feb-15 214.7 3.09 120.2sep-03 155.9 3.48 97.7 jun-09 188.2 3.01 107.8 mar-15 216.1 3.10 120.5oct-03 156.2 3.47 97.8 jul-09 188.3 2.99 107.4 abr-15 216.0 3.13 120.5nov-03 156.5 3.48 95.6 ago-09 187.5 2.95 103.9 may-15 216.8 3.16 126.9dic-03 157.5 3.46 95.6 sep-09 187.4 2.88 103.3 jun-15 217.4 3.18 127.0ene-04 158.4 3.50 96.2 oct-09 187.7 2.91 101.0 jul-15 217.3 3.19 130.7feb-04 160.4 3.47 96.3 nov-09 187.6 2.88 101.4 ago-15 217.9 3.24 133.1mar-04 162.0 3.46 96.3 dic-09 188.5 2.89 100.0 sep-15 218.3 3.23 134.4abr-04 162.9 3.48 97.1 ene-10 190.0 2.86 95.0 oct-15 218.4 3.29 134.5may-04 164.0 3.49 96.7 feb-10 190.2 2.85 96.6 nov-15 220.0 3.38 134.3jun-04 165.0 3.47 97.2 mar-10 190.7 2.84 96.9 dic-15 220.1 3.41 135.4jul-04 165.4 3.42 97.7 abr-10 191.1 2.85 97.2 ene-16 220.2 3.47 139.6ago-04 165.1 3.37 98.1 may-10 192.7 2.85 94.4 feb-16 220.7 3.52 139.2sep-04 165.2 3.34 99.3 jun-10 192.9 2.83 94.4

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