Peaje por Conexión de la L.T. 220 kV Mantaro-Socabaya · Comisión de Tarifas de Energía Informe...

Comisión de Tarifas de Energía Informe SEG/CTE Nº 023-2000

Peaje por Conexión de la L.T. 220 kV Mantaro-Socabaya

Lima, 18 de agosto del año 2000

COMISION DE TARIFAS DE ENERGIA

Peaje por Conexión de la Línea de Transmisión Mantaro-Socabaya • Página 2

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN Y ANTECEDENTES ............................................................. 6

2. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO.................................................................... 8 2.1 VNR INICIAL ................................................................................................................. 8 2.2 VNR A CONSIDERARSE PARA EL CÁLCULO DEL PEAJE POR CONEXIÓN AL

SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN.......................................................................... 9 2.3 PERÍODO DE REVISIÓN DEL VNR ................................................................................ 10

3. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO........................................ 12 3.1 PROPUESTA DE TRANSMANTARO ............................................................................... 12

3.1.1 Consideraciones ................................................................................................ 12 3.1.2 Propuesta de Costos de Operación de Mantenimiento...................................... 13

3.2 DOCUMENTOS SUSTENTATORIOS PRESENTADOS A LA COMISIÓN.............................. 19 3.2.1 Anexo 1: Contrato BOOT y Addendum N° 1................................................... 19 3.2.2 Anexo 2: Resolución de la CTE que fija el VNR inicial .................................. 19 3.2.3 Anexo 3: Contrato de Concesión Eléctrica y Addendum N° 1 ......................... 20 3.2.4 Anexo 4: Contrato de Operación y Mantenimiento entre el Consorcio

TransMantaro y HQI División Perú.................................................................. 20 3.2.5 Anexo 6: Sub-Contratos de Mantenimiento...................................................... 21 3.2.6 Anexo 7: Contrato de Servicios de Consultoría, Formación y Soporte

Técnico entre TransÉnergie Services y HQI División Perú.............................. 21 3.2.7 Anexo 8: Sub-Contrato de Servicios e Informe de Seguros

Riesgos/Activos; ............................................................................................... 22 3.3 OBSERVACIONES A LA PROPUESTA ............................................................................. 22

3.3.1 Reconocimiento de los Costos Estándares........................................................ 22 3.3.2 Mayores Costos por Periodo de Ajuste............................................................. 23 3.3.3 Requerimientos de la CTE ................................................................................ 23

3.4 RESPUESTA DE TRANSMANTARO A LAS OBSERVACIONES ......................................... 24 3.4.1 Acerca del espíritu y las estipulaciones del Contrato BOOT............................ 24 3.4.2 Una Definición Particular del Concepto de Costos........................................... 24 3.4.3 Partida de “Inversión” para Costos de Operación y Mantenimiento. ............... 24 3.4.4 Sobre Aplicación del Criterio de “Anualidad”.................................................. 25 3.4.5 Costos de Introducción de Nuevas Tecnologías ............................................... 25 3.4.6 Colaboración para el Seguimiento del Primer Año de Operación .................... 25

3.5 ANÁLISIS DE LA PROPUESTA DE TRANSMANTARO – ASPECTOS CONCEPTUALES...... 26 3.5.1 Metodología para la Determinación de los Costos de OyM ............................. 26 3.5.2 Sobre el Espíritu y las Estipulaciones del Contrato BOOT .............................. 27 3.5.3 ¿Existe una Definición Particular de Costos Estándares de Operación y

Mantenimiento para TransMantaro?................................................................. 27 3.5.4 Diferencia entre Costos Estándares de Operación y Mantenimiento y

Costos de Inversión........................................................................................... 28 3.5.5 ¿Contradicción Respecto a la Aplicación del Criterio de Anualidad? .............. 32 3.5.6 Consorcio TransMantaro Dispuesto a Colaborar con Transparencia................ 32 3.5.7 Tensión de Operación superior a la Nominal en Mantaro ................................ 33 3.5.8 Conclusiones ..................................................................................................... 33

3.6 ANÁLISIS DE LA PROPUESTA DE TRANSMANTARO – ASPECTOS CUANTITATIVOS..... 34



3.6.1 Método Empleado por TransMantaro para la Estimación de los Costos de Operación y Mantenimiento.............................................................................. 34

3.6.2 Requerimiento de personal extranjero .............................................................. 36 3.6.3 Costo de los Estudios ........................................................................................ 37 3.6.4 Información sobre Costos de Mantenimiento ................................................... 38

3.7 PROPUESTA DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO PARA LA LÍNEA MANTARO-SOCABAYA ................................................................................................ 38 3.7.1 Costos de Operación ......................................................................................... 39 3.7.2 Costos de Mantenimiento.................................................................................. 40 3.7.3 Costos de Seguridad.......................................................................................... 43 3.7.4 Costos de Gestión ............................................................................................. 43 3.7.5 Resumen............................................................................................................ 44

4. PEAJE POR CONEXIÓN DE LA NUEVA INSTALACIÓN .......................... 46 4.1 COSTO ANUAL............................................................................................................. 46 4.2 INGRESO TARIFARIO.................................................................................................... 47 4.3 PEAJE POR CONEXIÓN ................................................................................................. 48

4.3.1 Peaje por Conexión ........................................................................................... 48 4.3.2 Peaje Unitario por Conexión............................................................................. 48

5. FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN .................................................................. 49 5.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN CONSTRUIDAS BAJO LA MODALIDAD DE CONTRATOS

BOOT.......................................................................................................................... 50 5.1.1 Recuperación del Costo Total Anual ................................................................ 51

6. IMPACTO TARIFARIO...................................................................................... 52 6.1 PEAJE POR CONEXIÓN VIGENTE .................................................................................. 52 6.2 PEAJE POR CONEXIÓN DESPUÉS DEL INGRESO DE LA L.T. MANTARO-SOCABAYA..... 53 6.3 IMPACTO EN LAS TARIFAS........................................................................................... 54

7. CONCLUSIONES................................................................................................. 59

8. ANEXO 1................................................................................................................ 62

9. ANEXO 2................................................................................................................ 66



Resumen Ejecutivo

Se ha efectuado el análisis para determinar el Peaje por Conexión de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya y su impacto en las tarifas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Los siguientes puntos resumen los resultados obtenidos;

1. El monto utilizado para el VNR del sistema es de US$ 179 179 000, de acuerdo con el valor aprobado por la CTE en la Resolución N° 027-98 P/CTE.

2. Se ha efectuado un análisis detallado de los costos de operación y mantenimiento de la línea de interconexión Mantaro-Socabaya y a partir de él se determina el costo estándar de operación y mantenimiento.

3. En el cálculo del costo estándar de operación y mantenimiento (OyM) se ha considerado que los costos de OyM a lo largo de la vida de las instalaciones deben ser nivelados a fin de mantener un valor constante que no varíe de año en año.

4. El costo estándar de operación y mantenimiento resultante para TransMantaro es US$ 5 424 558 y representa 3,03% respecto al valor del VNR de la línea. El valor propuesto por TransMantaro asciende al monto de US$ 6 760 665, lo cual representa un 3,77% del VNR de la línea.

5. Si se toman los valores propuestos por TransMantaro y se efectúa únicamente una nivelación a cinco años de los costos del personal extranjero y de los servicios a soporte técnico a prestar por TransEnergie Services la propuesta se reduce al monto de US$ 5 991 651, lo cual representa el 3,34% del VNR de la línea. En el gráfico siguiente se muestra la comparación entre las tres diferentes perspectivas para el cálculo de los costos de operación y mantenimiento.

6. El Peaje por Conexión unitario resultante a la fecha para todo el sistema es de 5,88 S/./kw-mes a partir de la interconexión SICN-SIS. La participación de la LT Mantaro-Socabaya en este valor es 3,10 S/./kw-mes. El Peaje por Conexión total anual de la línea asciende al monto de S/. 95 851 097.



7. El impacto a nivel de precio en barra por el ingreso de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya es un incremento en las tarifas de aproximadamente 0,9% en el Centro Norte y una disminución de aproximadamente 4,3% en el Sur. El impacto en las tarifas incluye el efecto de la variación que se produce en el precio básico de la potencia de todo el sistema.

8. El impacto a nivel de usuario final por el ingreso de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya es un incremento en las tarifas de aproximadamente 0,7% en el Centro Norte y una disminución de aproximadamente 3,4% en el Sur.

Comparación entre los

Costos de O y M

3,77%

3,34%3,03%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

Propuesta Transmantaro

Nivelación deCostos

EstudioCTE

% VNR

6,76 Millones US$

5,99 Millones US$

5,42 Millones US$



1. Introducción y Antecedentes

En Enero de 1998, el Estado Peruano, actuando a través del Ministerio de Energía y Minas en su calidad de concedente, y el Consorcio conformado por Hydro-Québec International/Graña y Montero y de otro lado la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. constituidos en sociedad comercial como Consorcio TransMantaro, en adelante TransMantaro o la Sociedad Concesionaria, firmaron un Contrato de Concesión BOOT (Built, Own, Operate and Transfer) para el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y explotación del Sistema de Transmisión Mantaro-Socabaya y la prestación del servicio de transmisión de electricidad.

En concordancia con el contrato BOOT celebrado entre el Estado y TransMantaro (Cláusula 14.1 inciso (ii) del contrato BOOT y conforme al artículo 76° del D.L. N°25844), la CTE fijó el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) inicial de sus instalaciones mediante la Resolución N° 027-98 P/CTE (24.11.98), cuyo monto asciende a la suma de Ciento Setentinueve Millones Ciento Setentinueve Mil Dólares Americanos (US$ 179 179 000).

Posteriormente a la aprobación del VNR, TransMantaro tramitó ante la CTE los siguientes documentos relacionados con la determinación de los costos de operación y mantenimiento esperados:

i) El 09.03.2000, solicitó reconocimiento de los costos de operación y mantenimiento de sus instalaciones que, en cumplimiento del Contrato BOOT, deberán entrar en operación comercial a fines de agosto del año 2000.

ii) El 14.03.2000, remitió el expediente preliminar “Presupuesto Estimativo de Costos de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión Mantaro-Socabaya”.

iii) El 15.05.2000, remitió el expediente “Informe Detallado Preliminar de los Costos de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión Mantaro-Socabaya”.

iv) El 17.05.2000, remitió un expediente en el que adjuntó copia de la R.S. N° 042-2000-EM y la R.M. N° 217-2000-EM/SG que aprueban un conjunto de modificaciones al Contrato de Concesión Definitiva de



Transmisión de Electricidad N° 106-97 correspondiente a la línea Mantaro-Socabaya, así como al Contrato BOOT para el Diseño, Suministro de Bienes y Servicios, Construcción y Explotación del Sistema de Transmisión Mantaro-Socabaya.

v) El 19.07.2000, remitió copia de la factura IO225754 de Aon Reed Stenhouse Inc. por concepto de seguros por un monto de US$ 738,499.

La línea de transmisión Mantaro-Socabaya se prevé que ingrese al servicio durante el mes de setiembre del presente año y por tal motivo se requiere fijar el correspondiente Peaje por Conexión a fin que la Sociedad Concesionaria pueda dar inicio al periodo de recuperación de su inversión.

El presente informe tiene por finalidad efectuar el análisis del caso de TransMantaro y proponer ante el Consejo Directivo de la Comisión de Tarifas de Energía los resultados de la determinación del Peaje por Conexión correspondiente. Para este fin se toman en cuenta tanto los documentos presentados por TransMantaro como la información suministrada por la Sociedad Concesionaria para este fin.

De acuerdo con la normativa vigente el Peaje por Conexión se determina a partir de la suma de la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) y del Costo Estándar de Operación y Mantenimiento (CEOyM) de las instalaciones correspondientes. En concordancia con este principio el resto de este informe presenta una sección dedicada a cada uno de estos dos componentes (VNR y CEOyM) y una tercera a la determinación del Peaje por Conexión. Posteriormente se proponen las fórmulas para la actualización de precios así como un análisis del impacto sobre la tarifa por la incorporación de las nuevas instalaciones.

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2. Valor Nuevo de Reemplazo

Con la finalidad de establecer el VNR de las instalaciones del Consorcio TransMantaro, para que la CTE pueda fijar el Peaje por Conexión a partir de su puesta en operación en setiembre del año 2000, se ha tomado en consideración los siguientes documentos y disposiciones legales:

1) Decreto Ley N° 25844: Ley de Concesiones Eléctricas (19/11/1992)

2) Decreto Supremo N° 009-93-EM: Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (25/02/1993)

3) Ley N° 26885: Ley de Incentivos a las Concesiones de Obras de Infraestructura y de Servicios Públicos (03/12/1997)

4) Contrato BOOT Sistema de Transmisión Mantaro-Socabaya (07/01/ 1998)

5) Resolución N°027-98 P/C: Fija VNR inicial del Sistema Mantaro-Socabaya (24/11/1998)

6) Resolución Suprema N°042-2000-EM: Addendum N°1 al Contrato BOOT (13/05/ 2000)

El Contrato BOOT establece un VNR inicial para las instalaciones del Consorcio TransMantaro y el correspondiente reajuste por medio de la aplicación de un índice de precios publicado por el Departamento del Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos de América.

2.1 VNR Inicial El Contrato BOOT, al referirse al régimen tarifario de la L.T. Mantaro-Socabaya, establece en su cláusula 14 que “…la Comisión de Tarifas Eléctricas fijará la Tarifa Inicial y las posteriores en concordancia con lo establecido en la cláusula 5.2.5 (i) y conforme al artículo 2° de la Ley N° 26885, que incorpora al Contrato los términos y condiciones de la Oferta Económica presentada por el Adjudicatario a los efectos del concurso”.

El literal a) de dicha cláusula establece que la anualidad de la inversión será calculada aplicando el VNR, cuyo valor es “…determinado por el organismo



regulador, el que será siempre igual al Monto de Inversión del Adjudicatario ajustado en cada período de revisión por la variación en el “Finished Goods Less Food and Energy” (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento del Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos de América”.

Bajo estas consideraciones, la Comisión de Tarifas de Energía, mediante Resolución N°027-98 P/CTE ha fijado el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) inicial del sistema de transmisión Mantaro-Socabaya, integrado por la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, así como sus celdas, subestaciones y equipo de compensación asociado para la correcta operación de la interconexión, en la suma de Ciento Setentinueve Millones Ciento Setentinueve Mil con 00/100 Dólares Americanos (US$ 179 179 000,00) conforme a los términos del Contrato BOOT.

Los montos del VNR del sistema Mantaro-Socabaya se resumen en el siguiente Cuadro.

Cuadro N° 2.1 Detalle del Valor Nuevo de Reemplazo de la Línea de Transmisión

Mantaro-Socabaya

% % % % %

Suministros 52 492 29,30% 1 895 1,06% 15 830 8,83% 8 984 5,01% 79 200 44,2%Transporte y Seguro Local 3 207 1,79% 95 0,05% 836 0,47% 490 0,27% 4 628 2,6%Construcción 27 328 15,25% 1 117 0,62% 4 612 2,57% 3 373 1,88% 36 431 20,3%Costos Indirectos 11 938 6,66% 240 0,13% 2 170 1,21% 1 360 0,76% 15 708 8,8%Administración del Proyecto 6 201 3,46% 237 0,13% 1 315 0,73% 792 0,44% 8 545 4,8%Ingeniería 2 550 1,42% 146 0,08% 855 0,48% 534 0,30% 4 085 2,3%Supervisión 2 020 1,13% 70 0,04% 460 0,26% 290 0,16% 2 840 1,6%Gastos Financieros 19 483 10,87% 728 0,41% 4 705 2,63% 2 826 1,58% 27 742 15,5%

Total 125 219 69,88% 4 528 2,53% 30 783 17,18% 18 649 10,4% 179 179 100,0%

VNR ( 1000 x US$ )Descripción

INTERCONEXION MANTARO - SOCABAYA

L.T 220 kV

S.E. Mantaro

S.E. Cotaruse

S.E. Socabaya Total

2.2 VNR a considerarse para el Cálculo del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión

De acuerdo con la LCE y su Reglamento, la CTE está facultada para fijar el VNR de las instalaciones que se encuentran prestando el servicio pero no necesariamente de instalaciones que están en proceso de estudio, diseño o construcción. Se exceptúan aquellas instalaciones, en proceso de construcción, que los concesionarios notifiquen a la CTE su ingreso dentro del período anual para el que se fija el Peaje por Conexión de acuerdo con lo establecido en el artículo 61° de la LCE, cuyo segundo párrafo señala que “…el Peaje por Conexión y su respectiva fórmula de reajuste, serán fijados y publicados en el Diario Oficial "El Peruano", entrando en vigencia el 1° de mayo de cada año”. Por lo tanto, el concesionario de transmisión debe comunicar a la CTE la fecha de ingreso de sus sistemas de transmisión antes del inicio del proceso de fijación de mayo, es decir antes del 15 de marzo de cada año.

La promulgación de la “Ley de Incentivos a las Concesiones de Obras de Infraestructura y de Servicios Públicos” (Ley N° 26885), ha creado un régimen



especial para cierto tipo de instalaciones. Esta Ley incluye algunas cláusulas que modifican el Texto Unico Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado por el D.S. N° 059-96-PCM. En particular el artículo 2° de la Ley N° 26885 establece que se deberá prestar consideración especial a casos similares al de la concesión del sistema de transmisión Mantaro-Socabaya1.

Por otra parte, el Monto de Inversión, al que se refiere el Contrato BOOT, se establece como “…el monto estipulado en Dólares por un Postor en su Carta de Presentación de Oferta Económica para la entrega en concesión del Sistema de Transmisión, el cual incluye el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y cualquier otra actividad que resulte necesaria para la puesta en Operación Comercial y explotación de dicho sistema conforme a este Contrato”. De lo anterior se deduce que el VNR inicial fijado por la CTE corresponde a la inversión total a la fecha que el sistema de transmisión Mantaro-Socabaya entre en servicio. Es decir, el VNR inicial en US$ no requiere actualizarse antes de su entrada en servicio.

En el cálculo del VNR, al que se refiere la Ley y el Contrato BOOT, se consideran los gastos financieros durante el período de construcción, calculados con una tasa de interés similar a la tasa de actualización fijada en el artículo 79° de la LCE. En consecuencia, no se podría aplicar al VNR, por un lado, una tasa de interés para los gastos financieros y simultáneamente por otro un índice de actualización de precios para un mismo período de construcción.

En resumen, el VNR a considerarse para el cálculo del Peaje por Conexión inicial a la fecha de entrada en servicio de la línea Mantaro-Socabaya es de Ciento Setentinueve Millones Ciento Setentinueve Mil con 00/100 Dólares Americanos (US$ 179 179 000,00).

2.3 Período de Revisión del VNR En cuanto al período de revisión del VNR, el artículo 77° de la LCE establece que esto deberá efectuarse cada cuatro años. A la letra la LCE señala que “…cada cuatro años, la Comisión de Tarifas de Energía procederá a actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, con la información presentada por los concesionarios.” Así mismo, el Contrato BOOT en su cláusula 5.2.5. (i) literal a), establece que el VNR “…será siempre igual al Monto de Inversión del Adjudicatario ajustado en cada período de revisión por la variación en el “Finished Goods Less Food and Energy” (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento del Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos de América.” .

1 Artículo 2° (de la Ley 26885).- Inclúyase como último párrafo del Artículo 25 del Texto Unico

Ordenado aprobado por Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, el siguiente texto:

"El organismo regulador correspondiente velará que se cumplan los términos y condiciones propuestos en la oferta del adjudicatario del respectivo concurso o licitación, formulada de conformidad con los incisos a que se refiere este artículo, los que se incorporarán en el contrato de concesión."



De acuerdo con lo anterior el VNR inicial deberá ser corregido en setiembre del año 2004 con la información que presente la Sociedad Concesionaria en su oportunidad.

La tarifa correspondiente al Peaje por Conexión será calculada a fin de permitir a TransMantaro la recuperación de su Costo Total de Transmisión determinado sobre la base del VNR señalado anteriormente. De acuerdo con el mandato del artículo 2° de la Ley 25884 y lo establecido en el segundo párrafo de la cláusula 14 (i) del Contrato BOOT, con relación al Régimen Tarifario: “(i) Conforme al sistema legal de tarifas de transmisión eléctrica vigente en el Perú, cuyo órgano es la Comisión de tarifas de Energía, la Sociedad Concesionaria tiene derecho a cobrar a todos los generadores conectados al Sistema Principal de Transmisión, la compensación necesaria para cubrir su Costo Total de Transmisión, reajustado anualmente, según contempla la cláusula 5.2.5 (i).”.



3. Costos de Operación y Mantenimiento

TransMantaro propone los Costos de Operación y Mantenimiento de las instalaciones de la Línea de Transmisión Mantaro - Socabaya a través del documento denominado: “Informe Final de los Costos de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión de Mantaro-Socabaya”, el mismo que, según indica en su carta con fecha 21/07/2000, supera a los informes preliminares presentados con anterioridad para este mismo fin.

3.1 Propuesta de TransMantaro 3.1.1 Consideraciones TransMantaro efectúa las siguientes consideraciones para sustentar los costos de operación y mantenimiento de sus instalaciones:

1) Que, el Contrato BOOT obliga al Concesionario a mantener un seguro que cubra el valor de los bienes de la Sociedad Concesionaria; en consecuencia, el Concesionario considera que los costos reales del seguro deben incluirse en el presupuesto de Operación y Mantenimiento, sin variación respecto al mejor precio que se pueda obtener para el sistema.

2) Que, el costo solicitado de los Seguros requeridos según el Contrato BOOT, será un “pass-through” sin ningún beneficio económico adicional al Concesionario y debe formar parte del Costo de Operación y Mantenimiento (COyM)

3) Que, el sistema de transmisión Mantaro-Socabaya está diseñado para operar a una tensión de 220 kV. Según datos reales proporcionados por el COES SICN, la barra de Campo Armiño (a la cual se conectará la LT Mantaro - Socabaya) se mantiene con valores de hasta 240 kV, distinta a la obligación contractual del Concesionario, cuyos niveles de tensión impactarán los equipos e implicarán maniobras repetitivas en la S.E. Cotaruse, provocando un desgaste prematuro en todos los equipos.

4) Que, el Concesionario requiere el soporte y transferencia de tecnología, a través de apoyo técnico de personal calificado de su oficina matriz, con el



propósito de mantener sus instalaciones en óptimas condiciones de operación. Este costo se manifestaría en el primer año de operación y se reduciría a un tercio en el tercer año (Cuadro N° 3.7).

5) Que, la ubicación específica de la línea de transmisión obligó al Concesionario a construir 450 km de caminos de acceso permanente, con el fin de asegurar la confiabilidad y la continuidad del servicio.

6) Que, no presentan costos unitarios de mantenimiento, debido a que no poseen estadísticas para el tipo de línea del proyecto. El Concesionario estaría en mejor disposición de conocer dichos costos después del primer año de operación y mantenimiento.

3.1.2 Propuesta de Costos de Operación de Mantenimiento

3.1.2.1 Costos Totales de Operación y Mantenimiento El Cuadro N° 3.1 presenta el resumen del COyM propuesto por TransMantaro para el período 2000-2001.

Se observa que el COyM representa un 3,77% respecto al Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) inicial.

Cuadro N° 3.1 Costos Totales de Operación y Mantenimiento

Período 2000-2001

No RUBRO LINEAS SUBESTACIONES

CENTRO DECONTROL TOTAL % respecto

( US $ ) ( US $ ) ( US $ ) ( US $ ) al VNR1 OPERACIÓN 303 706 755 364 1 059 070 0,59%2 MANTENIMIENTO 949 082 1 492 298 55 000 2 496 380 1,39%3 SEGURIDAD 254 610 0,14%4 GESTION 2 312 555 1,29%5 SEGUROS - PMP (*) 638 050 0,36%6 TOTAL GENERAL 6 760 6657 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 179 179 0008 % respecto al VNR 3,77%( * ) : No Incluye el Impuesto General a las Ventas ( IGV = 18% )

La propuesta inicial (estimado) del costo de los Seguros, de acuerdo al “Informe Final de los Costos de Operación y Mantenimiento del Sistema Principal de Transmisión de Mantaro - Socabaya de TransMantaro”, fue de US$ 1 300 000. Sin embargo, este monto estimado fue sustituido por el valor real estipulado en la Copia Factura IO225754 de Aon Reed Stenhouse Inc. por Concepto de responsabilidad civil y seguros de bienes, remitida a la CTE con posterioridad a la remisión del Informe Final, mediante la carta de TransMantaro con fecha 19/07/2000.



3.1.2.2 Costos Detallados de Operación y Mantenimiento El detalle de los costos por rubros del Cuadro N° 3.1, se describe en los siguientes cuadros proporcionados por el Consorcio TransMantaro en su Informe Final.

Los Costos de Operación de Subestaciones y Centro de Control indicados en la página 34 de su Informe Final se reproducen en el Cuadro N° 3.2. a continuación.

Cuadro N° 3.2 Detalle de los Costos de Operación (US$)

Período 2000-2001

DESCRIPCIÓN COSTO DE PERSONAL

OTROS COSTOS TOTAL

i) Operación de las SubestacionesOperadores Subestaciones 166 596 166 596Gastos de viaje y otros 24 989 24 989Vehículos 30 400 30 400Herramientas y equipos 2 775 2 775Comunicación (móviles y utilización) 17 820 17 820Repuestos y materiales 7 125 7 125Contratos 54 000 54 000

Subtotal 166 596 137 109 303 705

ii) Operación Centro de ControlTécnico 17 219 17 219Ingeniero (Hydro Québec) 175 006 175 006Operadores centro de control 94 433 94 433Gastos de viaje y otros 28 666 28 666Vehículos 15 200 15 200Herramientas y equipos 925 925Comunicación (móviles y utilización) 5 940 5 940Soporte técnico y formación 400 000 400 000Repuestos y materiales 2 375 2 375Contratos 15 600 15 600

Subtotal 286 658 468 706 755 364

Total Costos de Operación 453 254 605 815 1 059 069

COSTOS DE OPERACIÓN

Los Costos de Mantenimiento de Líneas, Subestaciones y Telecomunicacio-nes indicados en las páginas 16 y 24 de su Informe Final se reproducen en el Cuadro N° 3.3.



Cuadro N° 3.3

Detalle de los Costos de Mantenimiento (US$) Período 2000-2001


OTROS COSTOS TOTAL

iii) Mantenimiento de LíneasTécnico 31 766 31 766Ingeniero Líneas y Subestaciones (Hydro Québec) 87 549 87 549Gastos de viaje, per diem, otros 29 829 29 829Vehículos 30 400 30 400Herramientas y equipos 19 923 19 923Comunicación (móviles) 15 840 15 840Sistema de urgencia para líneas 54 000 54 000Repuestos y materiales 49 775 49 775Soporte técnico y formación 100 000 100 000Contratos

Inspección de la línea 80 000 80 000Reparaciones de la línea 72 000 72 000Mantenimiento de caminos de acceso 135 000 135 000Helicóptero 204 000 204 000Chofer 39 000 39 000

Subtotal 119 315 829 767 949 082

iv) Mantenimiento de las SubestacionesTécnico subestaciones 47 649 47 649Ingeniero líneas y subestaciones (Hydro Québec) 87 549 87 549Gastos de viaje 33 800 33 800Vehículos 15 200 15 200Herramientas y equipos 66 025 66 025Comunicación (móviles y utilización) 15 840 15 840Soporte técnico y formación 200 000 200 000Repuestos y materiales 156 058 156 058Contratos

Mantenimiento preventivo de equipos 216 000 216 000Reparación de equipos 288 000 288 000Chofer 19 500 19 500

Subtotal 135 198 1 010 423 1 145 621

v) Mantenimiento de TelecomunicacionesTécnico telecomunicación 31 766 31 766Gastos de viaje 7 942 7 942Vehículos 15 200 15 200Herramientas y equipos 18 000 18 000Comunicación (móviles y utilización) 7 920 7 920Soporte técnico y formación 100 000 100 000Repuestos y materiales 77 750 77 750Contratos 0

Trabajo especializado 96 000 96 000Trabajo realizado en urgencia 27 600 27 600Chofer 19 500 19 500

Subtotal 31 766 369 912 401 678

Total Costos de Mantenimiento 286 279 2 210 102 2 496 381

COSTOS DE MANTENIMIENTO

Los Costos de Seguridad para las Subestaciones indicados en la página 64 de su Informe Final se muestran en el Cuadro N° 3.4.



Cuadro N° 3.4 Detalle de los Costos de Seguridad de Subestaciones (US$)

Período 2000-2001

DESCRIPCIÓNCOSTO DE CUSTODIA

( 1 )

COSTO DE VIGILANCIA

( 2 )TOTAL

vi) Seguridad para SubestacionesContrato Subestación Cotaruse 73 800 73 800Contrato Subestación Mantaro 73 800 73 800Contrato Subestación Socabaya 33 210 73 800 107 010

Subtotal 33 210 221 400 254 610

Total Costos de Seguridad 33 210 221 400 254 610

COSTOS DE SEGURIDAD

( 1 ) : Custodia y patrullaje efectuada por la Policía Nacional( 2 ) : Vigilancia y patrullaje efectuada por el personal permanente de vigilancia

Los detalles de los Costos de Gestión indicados en la página 63 de su Informe Final se presentan en el Cuadro N° 3.5.



Cuadro N° 3.5 Detalle de los Costos de Gestión (US$)

Período 2000-2001


OTROS COSTOS TOTAL

vi) Gerencia GeneralGerente General (Hydro Québec) 212 537 212 537Representante COES (Hydro Québec) 181 177 181 177Secretaria 18 053 18 053Recepcionista 12 215 12 215Comité Directivo 100 000 100 000Gastos de viaje, per diem, otros 84 796 84 796Servicio de asesoría legal 100 000 100 000Servicio de relaciones con las poblaciones 25 000 25 000Auditoría interna 45 000 45 000Automóvil 32 200 32 200Chofer (contrato) 19 500 19 500Remuneración en base de eficiencia 500 000 500 000

Subtotal 423 982 906 496 1 330 478

vii) Unidad Administración y FinanzasJefe de Unidad de Administración y Finanzas 58 916 58 916Secretarias 27 766 27 766Contable 16 802 16 802Gastos de viaje, per diem, otros 20 697 20 697Contribuciones (CTE,COES,OSINERG) 200 000 200 000Oficina Lima (alquiler) 25 200 25 200Servicios de infromática 16 000 16 000Herramientas y equipos 600 600Materiales 5 200 5 200Muebles 10 800 10 800Base y material de comunicación 4 920 4 920Servicios (agua, electricidad, seguridad) 3 720 3 720

Subtotal 103 484 287 137 390 621

viii) Gerencia de Operación y MantenimientoGerente (Hydro Québec) 193 721 193 721Jefes de unidad 87 810 87 810Secretarias 27 766 27 766Gastos de viaje, per diem, otros 61 859 61 859Servicio de informática 16 000 16 000Servicio de aduana 75 000 75 000Comunicación (móviles) 7 920 7 920Materiales 5 200 5 200Costo de oficina 12 500 12 500Vehículos 32 200 32 200Chofer (contrato) 39 000 39 000Herramientas y equipos 600 600Cargas de gestión 17 000 17 000Servicios 14 880 14 880

Subtotal 309 297 282 159 591 456

Total Costos de Gestión 836 763 1 475 792 2 312 555

COSTOS DE GESTION

En una propuesta preliminar de los costos de gestión asignables al área de la Gerencia General se presentó una distribución distinta de los diferentes rubros como se muestra a continuación.



Preliminar Final DiferenciasGerente General (Hydro Québec) 212 537 212 537 0,0Representante COES (Hydro Québec) 181 177 181 177 0,0Secretaria 18 053 18 053 0,0Recepcionista 12 215 12 215 0,0Directorio 250 000 100 000 -150 000Gastos de viaje, per diem, otros 84 796 84 796 0,0Servicio de asesoría técnica 250 000 0,0 - 250 000Servicio de asesoría legal 200 000 100 000 -100 000Servicio de relaciones con laspoblaciones

25 000 25 000 0,0

Auditoría interna 45 000 45 000 0,0Automóvil 32 200 32 200 0,0Chofer (contrato) 19 500 19 500 0,0Remuneración en base de eficiencia aHydro-Quebec Int.

0,0 500 000 500 000

Subtotal 1 330 478 1 330 478 0,0

Según se aprecia el monto total es el mismo, pero se ha creado el ítem que corresponde a la remuneración básica prevista pagar a Hydro-Quebec por el servicio de operación del sistema y se ha redistribuido los otros montos. En el análisis que se efectúa más adelante, (Sección 3.7.4) se ha efectuado la comparación con la propuesta del informe preliminar por encontrarse mejor discriminada por rubros.

La prima anual del seguro propuesto por TransMantaro, en concordancia con el Contrato de Seguro (“Contrato de Underwriting”) de la firma Aon Reed Stenhouse Inc. es de US$ 738 499. Este monto incluye el Impuesto General a las Ventas (IGV), cuyo detalle se muestra en el Cuadro N° 3.6. Este valor fue comunicado mediante carta recibida el 20 de julio del año 2000.

Cuadro N° 3.6 Detalle del Seguro de Bienes

Período 2000-2001

Rubro Prime( US $ )

IGV( US $ )

Property Insurance 522 000 93 960Premium 514 500Issuing Rights 3% Maximum 7 500

General Liability Insurance 36 050 6 489Premium 35 000

Issuing Rights 3,0% 1 050

Fees 80 000Property Insurance 75 000

General Liability Insurance 5 000

Invoice Total 638 050 100 449

Invoice Total + IGV 738 499 Para efectos de incluir el costo de los Seguros en el Cuadro N° 3.1 que resume la propuesta de TransMantaro se ha utilizado el valor de US$ 638 050,



el cual excluye el impuesto General a las Ventas por tratarse de un impuesto que genera un crédito fiscal.

3.2 Documentos Sustentatorios Presentados a la Comisión El Informe Final del COyM incluye como Anexos:

• El Contrato BOOT y Addendum N° 1;

• Resolución de la CTE fijando el VNR inicial;

• Contrato de Concesión Eléctrica y Addendum N° 1;

• Contrato de Operación y Mantenimiento entre el Consorcio TransMantaro y HQI División Perú;

• Sub-Contratos de Mantenimiento, Contrato de Servicios de Consultoría;

• Formación y Soporte Técnico entre TransÉnergie Services y HQI División Perú;

• SubContrato de Servicios e Informe de Seguros Riesgos/Activos;

3.2.1 Anexo 1: Contrato BOOT y Addendum N° 1 Es el contrato celebrado entre el Estado representado por el Ministerio de Energía y Minas y la Sociedad Concesionaria, en el cual interviene el Operador Estratégico Precalificado (Hidro Quebec International, HQI, División Perú) y ETECEN, que regula la Concesión otorgada a la Sociedad Concesionaria.

El Addendum N° 1 al Contrato BOOT efectuada con fecha 09 de mayo del año 2000, modifica la sección “Definiciones”, las cláusulas: 5.1.4, 5.25, 5.2.6, 7.1.8, 7.4.1, 7.4.3, 7.4.5, 7.4.7, 9.2.3, 9.7, 11.2, 14, 15.1.2, 15.3, 18.3, 18.4, 19.2.4, 19.2.7, 20.3, 22.9, 23.1, 23.2, 23.3, 24.1, Anexo 1 y Anexo 10 del Contrato.

3.2.2 Anexo 2: Resolución de la CTE que fija el VNR inicial Resolución N° 027-98 P/CTE con fecha 24 de noviembre de 1998, mediante la cual la Comisión fija el Valor Nuevo de Reemplazo inicial del Sistema de Transmisión Mantaro - Socabaya integrado por la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, así como sus celdas, subestaciones y equipo de compensación asociado para la correcta operación de la interconexión, en la suma de Ciento Setentinueve Millones Ciento Setentinueve Mil y 00/100 Dólares Americanos (US$ 179 179 000,00), conforme con los términos del Contrato BOOT.



3.2.3 Anexo 3: Contrato de Concesión Eléctrica y Addendum N° 1 Contrato de Concesión definitiva de Transmisión de Electricidad entre el Ministerio de Energía y Minas y la Empresa de Transmisión Eléctrica Centro Norte S.A. – ETECEN, celebrado el 29 de octubre de 1997, por la nueva línea de transmisión eléctrica Mantaro – Socabaya.

El Addendum al contrato de Concesión, con fecha 16 de mayo del año 2000, inserta una nueva Cláusula Décimo Novena relativa al Contrato BOOT. También modifica el Anexo 5, el Anexo 6 y el Anexo 7 de este contrato.

3.2.4 Anexo 4: Contrato de Operación y Mantenimiento entre el Consorcio TransMantaro y HQI División Perú

El documento presentado es el Borrador de la proforma del Contrato de Operación y Mantenimiento de la Línea Mantaro-Socabaya entre HQI Sucursal Perú (Operador Precalificado), sucursal peruana de Hydro Quebec International Inc. y el Consorcio TransMantaro (Concesionario), para que el Operador asuma la operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión de energía eléctrica.

La Retribución Básica es la suma de US$ 500 000 (Quinientos Mil Dólares), que representa la contraprestación básica anual adeudada al Operador en consideración del cumplimiento de sus obligaciones estipuladas en este contrato.

Los estándares de cumplimiento estipulados en este contrato se relacionan con las disposiciones del Contrato BOOT y el estándar prevaleciente de las “Prácticas Prudentes en Materia de Servicios Público”2 que representa las prácticas, métodos y técnicas estándares para diseñar, construir, probar, operar y dar mantenimiento al equipo a un costo eficiente y razonable.

Dentro del Plan de Operación Anual, se plantea que durante los primeros dos años de vigencia del Contrato, operará de modo permanente un “Comité de Coordinación” presidida por el Presidente del Directorio del Concesionario e integrado por cuatro (4) representantes del Operador.

2 Por “Prácticas Prudentes en Materia de Servicios Públicos” se entenderá las prácticas, métodos,

técnicas y estándares, según se modifiquen cada cierto tiempo, cuyo uso en la industria internacional de los servicios de transmisión de electricidad es generalmente aceptado, y que se emplean en la ingeniería y en las operaciones seguras y prudentes de los servicios eléctricos para diseñar, construir, probar, operar y dar mantenimiento al equipo a un costo eficiente y razonable en base a hechos conocidos en el momento en que se tomó una decisión. Las Prácticas Prudentes en Materia de Servicios Públicos no tienen por finalidad limitarse a prácticas, métodos o actos óptimos, (y excluyendo todos los demás), sino pretenden ser un espectro de las prácticas, métodos o actos eficientes que emplean los operadores de instalaciones de tamaño y características operacionales similares a los del Proyecto, incluyendo aquellos que impliquen el uso de nuevos conceptos y tecnología, y teniendo debida consideración de los códigos y estándares de seguridad eléctrica y mantenimiento aplicables, las garantías del “fabricante” y la Ley Aplicable. Definición Contenida en el Contrato de Operación y Mantenimiento celebrado entre el Consorcio Transmantaro S.A. y HQI Sucursal del Perú.



3.2.5 Anexo 6: Sub-Contratos de Mantenimiento Este Anexo contiene los términos de referencia de los Subcontratos de Mantenimiento Principales:

• Líneas – Inspección Ocular (US$ 80 000)

• Líneas – Trabajos Civiles y Mecánicos (US$ 72 000)

• Uso de helicóptero (US$ 204 000)

• Reparaciones de Caminos de Acceso (US$ 135 000)

• Subestaciones – Mantenimiento preventivo de los Equipos (US$ 216 000)

• Subestaciones – Reparación de equipos (US$ 288 000)

• Centro de Control y Ofimática (US$ 50 000)

• Telecomunicación (US$ 124 000)

• Vigilancia. (US$ 250 000)

El monto total de contratos asciende a la suma de (US$ 1 419 000). Se puede deducir que los contratos indicados serían destinados aproximadamente a las siguientes aplicaciones: los cuatro primeros al mantenimiento de las líneas de transmisión (US$ 491 000), los dos siguientes al mantenimiento de las subestaciones (US$ 504 000), el siguiente a gastos de gestión (US$ 50 000), el penúltimo al mantenimiento del sistema de telecomunicaciones (US$ 124 000) y el último a la seguridad de subestaciones (US$ 250 000).

3.2.6 Anexo 7: Contrato de Servicios de Consultoría, Formación y Soporte Técnico entre TransÉnergie Services y HQI División Perú

Este anexo contiene la proforma del Contrato de Servicios de Consultoría, Formación y Soporte Técnico celebrado entre TransÉnergie Services y HQI División Perú para que el primero brinde servicios de consultoría técnicos o comerciales.

La vigencia de este contrato es de un año (a partir del 28 de agosto del año 2000) y está incluido dentro de la propuesta de TransMantaro como parte de los Costos de Operación y Mantenimiento.

Esta Proforma incluye tres Anexos:

Anexo A: Tarifas de los Servicios de Consultoría

Anexo B: Solicitud de Tarea.

Anexo C: Presupuesto Estimado para los tres primeros años, la misma que se indica en el Cuadro N° 3.7:



Cuadro N° 3.7 Presupuesto Estimado para los Tres Primeros Años del Contrato de

Consultoría y Soporte Técnico entre TransÉnergie Services y HQI División Perú

N° Detalles de los Productos y Servicios Año 1( US $ )

Año 2( US $ )

Año 3( US $ )

1Producir y poner al día la documentación necesaria para hacer la operación de líneas, subestaciones y de los sistemas de telecomunicacioes:

85 000 42 000 12 000

2Producir y poner al día la documentación necesaria para hacer el mantenimiento de líneas, subestaciones y de los sistemas de telecomunicacioes:

105 000 55 000 15 000

3Producir y poner al día la documentación necesaria para asegurar la seguridad de las instalaciones y de los trabajadores:

42 000 26 000 16 000

4 Producir y poner al día los planos de urgencia 31 000 8 000 8 0005 Dar al personal la formación necesaria 120 000 82 000 32 000

6 Analizar las averias, documentar y recomendar soluciones 175 000 175 000 160 000

7 Hacer las auditorías técnicas 12 000 12 000 12 000

8 Hacer los estudios de comportamiento del sistema 480 000 300 000 95 000

Total 1 050 000 700 000 350 000

3.2.7 Anexo 8: Sub-Contrato de Servicios e Informe de Seguros Riesgos/Activos;

Este Anexo contiene los términos de referencia de los Subcontratos Principales de Servicios:

• Asesoría Legal

• Relaciones con las Poblaciones

• Auditoría Interna

3.3 Observaciones a la Propuesta De la revisión de la información de Costos de Operación y Mantenimiento presentada por TransMantaro, se efectuaron las siguientes observaciones, las que fueron alcanzadas a TransMantaro S.A mediante el Oficio CE/CTE -0316-2000:

3.3.1 Reconocimiento de los Costos Estándares La información presentada no contiene la información con el detalle requerido en los formularios de Costos de Operación y Mantenimiento utilizados por la CTE para establecer el costo estándar promedio anual de operación y mantenimiento. En relación con esto, se observa que:

• No se presentan las actividades previstas de mantenimiento ni de operación. Tampoco la información de la frecuencia de los trabajos ni de



los recursos a ser utilizados que son necesarios para justificar los costos previstos.

• Los elevados costos del personal extranjero, motivados probablemente por los problemas transitorios, no son asignables en su totalidad a costos estándares de operación y mantenimiento y no se tiene la información de detalle que permita hacer la discriminación.

• No se presentan los detalles de los estudios a realizarse cada año ni su relación con los Costos de Operación y Mantenimiento.

3.3.2 Mayores Costos por Periodo de Ajuste En relación con los mayores costos solicitados para los primeros años de operación, por el hecho de la introducción de nuevas tecnologías y la complejidad del sistema eléctrico, se comunicó que dichos costos no forman parte de los Costos Estándares de Operación y Mantenimiento, conforme lo establece la Ley. La previsión de consultorías de la casa matriz y la presencia de personal extranjero en la puesta en operación y en la etapa inmediata posterior sería atribuible a la inversión, como es habitual en proyectos similares; en consecuencia, no deberían ser incluidos como costos de operación y mantenimiento.

El Consorcio debe tomar en cuenta que los costos de las medidas a tomar, con relación directa a la línea de transmisión, durante el periodo de ajuste son atribuibles a costos de inversión que debieron ser previstos desde el inicio.

En relación con los requerimientos transitorios de personal de la matriz, es facultad del Consorcio contar con apoyo técnico y personal de la matriz durante el periodo de ajuste; sin embargo, de acuerdo con el marco legal la Comisión sólo puede reconocer costos estándares de operación y mantenimiento.

En relación con el funcionario extranjero dedicado a representar a TransMantaro ante el COES, indicado en la pagina B-28 del Informe Final, no se encuentra suficiente justificación a esta necesidad debido a que para las actividades del Directorio del COES, en las que participan los niveles ejecutivos de las empresas, no se requiere una dedicación a tiempo completo.

3.3.3 Requerimientos de la CTE Se solicitó a TransMantaro lo siguiente:

• La separación de los costos de operación y mantenimiento permanentes, de los costos de naturaleza transitoria. Este requerimiento, de separar los costos estables de los transitorios, fue solicitado en las reuniones de trabajo previas sostenidas con personal del Consorcio; pero no fue incluido en el Informe Final. Se solicitó esta misma separación en lo relativo a las funciones del personal extranjero para cada caso.

• Remitir la información adicional disponible relacionada con lo señalado en los numerales 3.3.1 y 3.3.2



3.4 Respuesta de TransMantaro a las Observaciones TransMantaro respondió las observaciones formuladas por la Comisión, mediante una Carta con fecha 21 de julio del año 2000. Este documento se refiere a las observaciones de la Comisión y presenta los argumentos que se resumen a continuación:

3.4.1 Acerca del espíritu y las estipulaciones del Contrato BOOT TransMantaro hace mención a la entrega en Concesión al sector privado del Sistema de Transmisión Mantaro – Socabaya y a la vez cita textualmente: “En el Perú no existe una empresa de transmisión y/o proyecto comparables al de la Línea Mantaro - Socabaya por lo que cualquier determinación anticipada de costos estándares sería teórica mientras la experiencia no demuestre los valores reales de su operación y el mantenimiento”

Asimismo señala que el Contrato BOOT recogió diversos principios y estipulaciones que requieren ser respetadas al momento de fijarse las tarifas de transmisión porque de lo contrario se procedería a establecer un sistema por el cual el concesionario operaría a pérdida.

También mencionan que: “ La CTE ha reconocido la vigencia del Contrato BOOT al referirse a la cláusula 5.2.5 (ii), no obstante no ha aplicado los principios y las estipulaciones que el mismo contiene en relación con las actividades de operación y mantenimiento a cargo de nuestra empresa”

3.4.2 Una Definición Particular del Concepto de Costos TransMantaro reproduce el texto del contrato BOOT en lo referente a los Costos Estándares de Operación y Mantenimiento y sobre esta definición menciona textualmente que: “ La definición señalada establece el marco en el que se aprecia que cuando menos, los costos específicamente incurridos por la sociedad concesionaria están comprendidos dentro del concepto “Costos Estándares”. El Caso de los Costos de Personal y el de la Anualidad de los Capitales Inmovilizados permite constatar que el concepto está referido al caso particular de Consocio TransMantaro y no a costos genéricos”

Sobre la base de esta interpretación TransMantaro concluye: “Por lo indicado, no es válido ni legal que la CTE desconozca los alcances del Contrato BOOT, aplicando a nuestro caso el criterio de los costos estándar de operación y mantenimiento de los “Sistemas de Transmisión” en general”.

Además TransMantaro menciona que: “…la única definición del término Sistema Económicamente Adaptado en la Legislación peruana está referida a la correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía (actividad de generación)”

3.4.3 Partida de “Inversión” para Costos de Operación y Mantenimiento.

TransMantaro observa: “La CTE pretende que la sociedad concesionaria, luego de la Puesta en Operación Comercial de la Línea, continúe realizando prestaciones a cuenta de la inversión objeto de la oferta económica, lo cual no



ha sido parte de las reglas del Concurso, ni está recogido en ninguna estipulación del Contrato BOOT”

Además argumentan que el Contrato BOOT en su cláusula 3.2.1 establece con claridad el límite del concepto de Inversión. Del mismo modo, mencionan textualmente que: “La Cláusula 7.2, del tercer párrafo del Contrato BOOT, establece el derecho a cobrar la Tarifa a partir del momento de la Puesta en Operación Comercial de la Línea, que es la fecha del Acta de Pruebas. Esta fecha determina el fin del periodo de inversión..”.

Y concluyen: “En consecuencia, no es válida la observación de la CTE en cuanto pretende desconocer el régimen particular que consagra el contrato BOOT para nuestro caso”

3.4.4 Sobre Aplicación del Criterio de “Anualidad” TransMantaro menciona que: “Por una parte la CTE proyecta limitar el análisis y fijación de los costos de operación y mantenimiento a un solo año calendario; pero, al propio tiempo aspira a que presentemos información relativa a varias anualidades.”

También mencionan que los informes preliminares N° 1 y N° 2, presentados por TransMantaro a la CTE, que consideraban una proyección a más de una anualidad quedaron superados por el Informe Final, por lo que sugieren prescindir de tomar en consideración los informes preliminares.

Finalmente concluyen: “Sea restringido al primer año de operación o sea proyectado a varias anualidades, lo concreto es que durante el primer año de actividad se van a dar los mismos Costos de Operación y Mantenimiento en cuanto concierne al pedido de ajuste, y los que de forma alguna son atribuibles a la Inversión”. En esta frase parece que debería decir “periodo de ajuste” en lugar de “pedido de ajuste”.

3.4.5 Costos de Introducción de Nuevas Tecnologías Al respecto TransMantaro justifica estos costos de introducción de nuevas tecnologías con el siguiente argumento: “En todo proyecto eléctrico de envergadura, es consustancial a la puesta en operación un periodo subsecuente de ajuste, que no depende de la propia línea sino de la afectación que los terceros pueden hacer sobre la performance de la misma; y estos mayores costos suponen la interacción con los terceros de las tecnologías introducidas por el nuevo proyecto. También implica la presencia de personal altamente preparado para afrontar el periodo de ajuste, el que no se limita a la parte material de la operación por que la fase operativa involucra una interacción que incluso hace necesaria la presencia al interior del COES (en todos los Comités y no solo ante el Directorio) de un representante idóneo, a tiempo completo”.

3.4.6 Colaboración para el Seguimiento del Primer Año de Operación

Como parte concluyente de la carta que da respuesta a las observaciones, se reproduce textualmente las afirmaciones finales de TransMantaro:



• “Hemos sostenido con convicción que, por no existir un modelo de referencia válido en el Perú, la información que solicita la CTE es de carácter teórico.

• En el ánimo de obrar con el mayor rigor técnico hemos planteado la necesidad de realizar un proceso de identificación conjunto de los costos de operación y mantenimiento de la Línea durante el primer año de su operación lo que le permitirá a la CTE contar con valores reales y precisos, y no con valores teóricos.”

3.5 Análisis de la Propuesta de TransMantaro – Aspectos Conceptuales En esta sección se efectúa el análisis de la propuesta de TransMantaro sobre los costos de operación y mantenimiento a la luz de las observaciones remitidas por la CTE y de la respuesta recibida, cuyo resumen se ha mostrado en la sección anterior.

Cabe señalar que la respuesta de TransMantaro a las observaciones señaladas ha sido puramente de naturaleza conceptual y legal no habiendo remitido nueva información a la que ya hubiera hecho llegar en su Informe Final sobre los costos de Operación y Mantenimiento.

Como se podrá concluir, el tema de la determinación de los costos de operación y mantenimiento no se encuentra exento de controversia e incertidumbre y el análisis que aquí se efectúa tiene por finalidad suministrar elementos de juicio que sirvan para adoptar una decisión compatible con el objetivo de la regulación de enviar señales económicas eficientes a los participantes.

3.5.1 Metodología para la Determinación de los Costos de OyM La Comisión de Tarifas de Energía determina los costos de operación y mantenimiento (OyM) tomando como referencia las instalaciones existentes de transmisión así como las organizaciones administrativas establecidas para su operación y mantenimiento. El procedimiento adoptado en la CTE para la determinación de los Costos Estándares de Operación y Mantenimiento (CEOyM) consiste en efectuar una descomposición de los mismos por actividades y en establecer el costo de los recursos utilizados para la ejecución de dichas actividades.

A un nivel básico o de detalle, es posible determinar valores estándares o de mercado para el costo de un buen número de las actividades directas de OyM, ya que las mismas se refieren al uso de recursos que son elementales y repetitivos. Sin embargo, no se puede decir lo mismo de la frecuencia o de la magnitud en que estas actividades deben realizarse ya que las mismas dependen de las instalaciones en particular, de las dificultades de acceso, de la organización establecida para efectuar el mantenimiento, etc.

Por este motivo, el método utilizado en general para determinar los costos estándares de OyM ha consistido en solicitar a las empresas la información de detalle pertinente y a partir de ella establecer los costos que resulten



razonables para la ejecución de la operación y el mantenimiento, considerando un desempeño eficiente en la organización y ejecución de las actividades, así como valores de mercado para el costo de los recursos empleados. En este sentido, dos líneas de transmisión aunque similares en características de tipo general (nivel de tensión, tipo de conductor, ubicación geográfica, etc.) pueden tener costos totales de operación y mantenimiento muy diferentes.

3.5.2 Sobre el Espíritu y las Estipulaciones del Contrato BOOT El Consorcio TransMantaro sostiene que en el país no existe ninguna línea similar a la LT Mantaro-Socabaya y que por tal motivo no es posible aplicar costos estándares de OyM a este caso particular y que cualquier determinación anticipada de dichos costos sería teórica y, eventualmente, un desconocimien-to del espíritu y las estipulaciones del Contrato BOOT. Esta observación de TransMantaro en el sentido de que es no posible aplicar costos estándares de operación y mantenimiento al caso de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya es infundada debido a que desconoce la metodología utilizada por la CTE para determinar dichos costos.

Para determinar los costos estándares no se compara únicamente el total de costos de OyM de una línea con los de otra. Si así se hiciera no sería posible establecer ningún estándar dado que cada línea es diferente. Para la regulación de las tarifas de transmisión los costos estándares se establecen al nivel de detalle de actividades y procesos elementales, en cuyo ámbito no existe mayor diferencia entre una instalación y la otra. Estos procesos elementales son luego agregados en función de la frecuencia y duración de las intervenciones para determinar los costos de OyM, a los cuales se les adiciona luego los costos de la administración requerida para su realización. En tal sentido se requiere información específica sobre las actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones.

Por este motivo se solicitó a TransMantaro la información con el suficiente nivel de detalle que permitiera analizar los costos al nivel de actividades y procesos. Sin embargo, dado que tal información no ha sido presentada por la Sociedad Concesionaria será necesario establecer los costos de OyM con la mejor estimación que se pueda efectuar a la fecha, para lo cual se utilizará tanto la información presentada por TransMantaro como la que la CTE ha podido recuperar de su propio análisis sobre la situación.

3.5.3 ¿Existe una Definición Particular de Costos Estándares de Operación y Mantenimiento para TransMantaro?

El Consorcio TransMantaro ha señalado que los costos de operación y mantenimiento deben determinarse con referencia a los costos reales en que incurra la Sociedad Concesionaria y no a costos genéricos. Asimismo, ha indicado que los conceptos incluidos en la definición de los Costos Estándares de Operación y Mantenimiento del contrato BOOT así lo demuestra.

La Definición de Costos Estándar de Operación y Mantenimiento no es Exclusiva para TransMantaro En realidad todos los conceptos considerados dentro de la definición de costos estándares de OyM en el contrato BOOT son de hecho considerados como



parte de la determinación de los costos estándares para las demás empresas de transmisión en general. En este sentido TransMantaro no representa una excepción a la regla.

Lo que no se encuentra establecido en el contrato BOOT es el procedimiento detallado que se debe utilizar para valorizar dichos conceptos, de tal modo que los valores resultantes sean compatibles con los costos eficientes de operar y mantener un Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado, a los cuales la Ley de Concesiones Eléctricas (y el Contrato BOOT) denominan Costos Estándares de Operación y Mantenimiento. Al no estar establecido este procedimiento TransMantaro interpreta que la CTE debe reconocer los gastos reales en que incurra después del inicio de la operación comercial de la línea de transmisión, aunque concede que dichos gastos deberán ser compatibles con las Prácticas Prudentes en la Industria de Servicios Públicos.

El Costo de Operación y Mantenimiento no se Establece en Abstracto Como se ha señalado, la determinación de costos estándares de OyM no es un cálculo teórico que se efectúe en abstracto sin relación con las instalaciones físicas u organizaciones existentes. En este sentido la declaración de TransMantaro de que no resulta “…válido ni legal que la CTE desconozca los alcances del contrato BOOT, aplicando a nuestro caso el criterio de costos estándar…” no tiene sustento por cuanto presume que la CTE efectuará una determinación de dichos costos para un sistema de transmisión económicamente adaptado ideal o genérico sin relación con las instalaciones existentes.

Por este motivo se apresura a afirmar que la definición de Costos Estándares de Operación y Mantenimiento del contrato BOOT se refiere al caso particular de TransMantaro y no a costos genéricos. Y, no obstante que en las propias definiciones del Contrato BOOT se establece que los costos estándares de operación y mantenimiento son los costos de operación y mantenimiento de un sistema económicamente adaptado, TransMantaro señala que la única definición del término “Económicamente Adaptado” en la legislación peruana está referida a la correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, es decir, que sería pertinente sólo a la actividad de generación. Pero esto no es lógico por cuanto ningún equilibrio entre oferta y demanda se puede lograr si no se considera al mismo tiempo el sistema de transmisión que enlaza la generación con la demanda; esto es, el sistema de transmisión también debe encontrarse económicamente adaptado.

3.5.4 Diferencia entre Costos Estándares de Operación y Mantenimiento y Costos de Inversión

Como principio básico para el análisis la CTE ha sostenido que todos los costos transitorios que se originen por la entrada en servicio de la línea deberían ser atribuibles a la inversión y no formar parte de los costos estándares de operación y mantenimiento. TransMantaro no está de acuerdo con este principio y más bien sostiene que la CTE debe reconocer los “…costos eficientes y reales de operación y mantenimiento.” en que incurra la empresa. Este tema es la materia del análisis a continuación.



Al Inicio se Presentarán Necesariamente Costos por Periodo de Ajuste El asunto que se deberá resolver es si los costos transitorios en que se incurra por la puesta en operación de la línea serán o no serán reconocidos como parte de los costos de operación y mantenimiento.

En particular se incluirán entre los costos transitorios todos los estudios que podría ser necesario efectuar para resolver los eventuales problemas derivados del comportamiento dinámico del sistema interconectado. De acuerdo con lo que se ha venido sosteniendo podrían existir eventuales problemas de inestabilidad dinámica en el sistema, problemas que requerirán acciones en el ámbito de todo el sistema interconectado y las cuales variarán desde simples ajustes en el sistema de regulación de velocidad y tensión en las centrales generadoras, hasta la compra de equipos estabilizadores o, posiblemente, la modernización de algunos equipos que pueden encontrarse demasiado anticuados para las exigencias del sistema. Asimismo, se requerirán probablemente efectuar ajustes en los sistemas de protección de las instalaciones. Todo esto irá acompañado de los gastos pertinentes en estudios y análisis de la problemática operativa del sistema.

Otros costos están relacionados con los gastos para la puesta en marcha de la operación y el mantenimiento y para el cual en este caso particular la Sociedad Concesionaria ha considerado contar con la asesoría y soporte técnico de TransÉnergie Services del Canadá a través de un conjunto de productos y servicios (Ver Cuadro 3.7) que evoluciona en el tiempo con presupuestos de 1,05; 0,70 y 0,35 millones de US$ Dólares para el primer, segundo y tercer año respectivamente. Se aprecia aquí también el carácter de transitorio que poseen estos costos y que se relaciona con el denominado periodo de ajuste.

¿Acaban los Costos de Inversión con la Puesta en Operación Comercial? TransMantaro (TM) señala que se le deberán reconocer todos los gastos ocasionados como parte de la operación después del inicio de la Operación Comercial de la línea de transmisión.

Dadas las características y condiciones en que se ha entregado la concesión de la línea de transmisión, existirán situaciones en las cuales no estará claro si los gastos en que se incurra deberán considerarse como atribuibles a los costos estándares de operación y mantenimiento.

Lo que sí está fuera de duda es que los costos a reconocer por la CTE deberán ser eficientes. Así lo reconoce la misma Sociedad Concesionaria cuando se refiere a que TransMantaro empleará Prudent Utility Practices o Prácticas Prudentes en la Industria de Servicios Públicos con el fin de velar por el buen estado de conservación de las instalaciones en vista de que las mismas deben ser transferidas al Estado al termino del contrato de concesión. Dada la amplitud de la definición de lo que se reconoce como Prácticas Prudentes en improbable que la aplicación de este concepto al caso que nos ocupa pueda proceder sin la aparición de desacuerdo.

No obstante, existe otro tipo de problemas que podrían dar lugar a reclamos injustificados. Por ejemplo, podría solicitarse incluir entre los costos de operación y mantenimiento aquellos gastos en que incurra la Sociedad Concesionaria para remediar penalidades originadas por el incumplimiento de los estándares de calidad y que sean efectuados con posterioridad a la entrada



en operación comercial. Puede darse el caso de que debido a un mal diseño o a una insuficiente previsión durante la etapa de construcción se tenga como resultado que se exceden los límites de pérdidas de energía, o se produzca un desgaste prematuro de los equipos, efectos estos que son apreciables únicamente después de un periodo largo de operación (y por consiguiente no pueden formar parte de los aspectos que se verifican en el Acta de Pruebas.).

Lo que se concluye de esto es que no se podrá proceder con el reconocimiento indiscriminado de todos los costos reales o efectivos en que incurra la Sociedad Concesionaria. Por tanto, surge la necesidad de establecer patrones de referencia para los costos de operación y mantenimiento que sean relativamente independientes de las instalaciones específicas de la Sociedad Concesionaria. No obstante estos costos deberán corresponder a instalaciones que tengan una razonable relación de semejanza y características con el tipo de instalación a cargo de TransMantaro. Esto es lo que la CTE hace en su procedimiento general para determinar los costos estándares de operación y mantenimiento de todas las empresas de transmisión.

Lo que no se podría hacer es reconocer absolutamente todos los gastos en que se incurra. En su lugar más bien se utilizará la información de gastos efectuados (después de un tiempo prudencial de operación), suministrada por la Sociedad Concesionaria, a fin de que esa información pueda servir para ajustar, a criterio de la CTE, discrepancias irrazonables que pudieran aparecer entre lo que la CTE reconoce y lo que los costos resultan en la realidad. Sin embargo, esto no significará que la Sociedad Concesionaria posea un privilegio especial en cuanto al tratamiento de los costos de operación y mantenimiento, ya que como se ha indicado el mismo tratamiento le es aplicado a todas las empresas de transmisión.

La Cláusula 3.2.1 del Contrato BOOT y los Límites al Concepto de Inversión La Cláusula 3.2.1 establece que “…La responsabilidad de la Sociedad Concesionaria por la construcción del Sistema de Transmisión incluye todas las obras, instalaciones y equipamientos necesarios para la adecuada operación del Sistema de Transmisión a partir de los puntos de conexión al SICN y al SIS.”; sin embargo, esta estipulación no precisa con claridad el límite del concepto de inversión como afirma TransMantaro en su respuesta a las observaciones remitidas por la CTE.

La Cláusula establece con claridad que todos los costos de las obras, instalaciones y equipos necesarios para la adecuada operación del Sistema de Transmisión3 forman parte de la responsabilidad de la Sociedad Concesionaria.

Además, en el Contrato BOOT se define Monto de Inversión como:

“Es el monto estipulado en Dólares por un Postor en su Carta de Presentación de Oferta Económica para la entrega en concesión del Sistema

3 Según el Contrato BOOT el Sistema de Transmisión: “Es todo el conjunto de Bienes a ser

utilizados y explotados por la Sociedad Concesionaria bajo los términos de este Contrato y las Leyes Aplicables para la Línea de Transmisión”



de Transmisión, el cual incluye el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y cualquier otra actividad que resulte necesaria para la puesta en Operación Comercial y explotación de dicho sistema conforme a este Contrato”

Se deduce de lo anterior que el Monto de Inversión incluye no solo lo necesario para la puesta en Operación Comercial sino también para la adecuada operación (explotación) del Sistema de Transmisión, es decir la inversión no acaba necesariamente con la puesta en Operación Comercial de la línea.

¿La Cláusula 7.2 del Contrato BOOT Determina la Fecha en que Termina el Periodo de Inversión? La cláusula 7.2 del Contrato BOOT se refiere a la Puesta en Operación Comercial de la Línea y entre sus estipulaciones señala:

“… A la finalización exitosa de la pruebas de recepción de la Línea de Transmisión, las Partes suscribirán un documento que así lo acredite ( el “Acta de Pruebas”). La Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión será la fecha del Acta de Pruebas, teniendo la Sociedad Concesionaria, a partir de tal fecha, el derecho a cobrar la Tarifa.”

La Sociedad Concesionaria en su respuesta a las observaciones de la CTE manifestó que la cláusula 7.2 “... determina el fin del periodo de inversión…”, sin embargo de la lectura del mismo no se desprende otra cosa que no sea la fecha de inicio de la Operación Comercial de la línea. Si esto implica que también en esta fecha termina la responsabilidad por las inversiones no está establecido de manera explícita y en todo caso es únicamente una interpretación particular de TransMantaro sobre el asunto, interpretación que sería refutada por la conclusión del punto anterior.

¿No es válida la Observación de la CTE en Cuanto Pretende Desconocer el Régimen Particular del Contrato BOOT? Como conclusión de su posición con relación a lo que debe incluirse como costos de operación y mantenimiento y no como costos de inversión, la Sociedad Concesionaria ha indicado que “…no es válida la observación de la CTE en cuanto pretende desconocer el régimen particular que consagra el Contrato BOOT para nuestro caso”

Consideramos que el Contrato BOOT desde el punto de vista puramente técnico no crea un régimen particular para la Sociedad Concesionaria en lo relativo a lo que constituyen los costos de operación y mantenimiento. Como se ha señalado los conceptos incorporados en la definición sobre “Costos Estándares de Operación y Mantenimiento” del Contrato BOOT son conceptos que se utilizan en forma general para determinar dichos costos en las demás empresas concesionarias de transmisión.

La separación entre los costos de inversión y los de operación y mantenimiento es un tema que se plantea exclusivamente en relación con esta concesión, y en la cual el principio propuesto para ser adoptado por la CTE es que no se debe reconocer costos transitorios de ajuste atribuibles a la inversión, sino únicamente los costos que correspondan al promedio de una operación en condiciones normales.



Según esto, los gastos mayores esperados en algunos años del periodo de vida útil deben ser nivelados a lo largo del tiempo para evitar variaciones excesivas en los costos de operación y mantenimiento de un año al otro.

3.5.5 ¿Contradicción Respecto a la Aplicación del Criterio de Anualidad?

En respuesta a las observaciones en lo relativo a que se debe distinguir los costos transitorios (según la CTE atribuibles principalmente a la Inversión) de los costos de naturaleza estable o permanente, la Sociedad Concesionaria ha indicado que existe contradicción en cuanto se pretende fijar los costos de un año calendario y que sin embargo se le está requiriendo información de varios años. Y que la información contenida en sus informes preliminares correspondiente a varios años debería ignorarse, puesto que los mismos han quedado superados con el Informe Final en el cual se presenta información únicamente para el primer año.

Este requerimiento de información fue efectuado por la CTE para separar los costos de naturaleza no pertinente por cuanto en los informes preliminares se apreciaba que los costos inicialmente serían más altos a consecuencia de estudios que deberían haberse realizado antes del inicio de la Operación Comercial y que se refieren a estudios para analizar el impacto de la línea sobre la dinámica del sistema de potencia. Otros costos que si podrían ser pertinentes se refieren a la necesidad de instituir toda la infraestructura que servirá para efectuar la operación y el mantenimiento.

Otra razón para solicitar la información de varios años es que se necesita nivelar los costos de operación en un valor estándar que no varíe de año en año. Esto se requiere efectuar especialmente para aquellos costos especiales que se darán al inicio y que no se repetirán anualmente.

3.5.6 Consorcio TransMantaro Dispuesto a Colaborar con Transparencia

La Sociedad Concesionaria ha advertido que la información que la CTE solicita es de carácter teórico por no existir un modelo válido de referencia en el Perú y plantea “…que la CTE establezca un valor suficiente para cubrir el Costo de Operación y Mantenimiento estimado a base de nuestra experiencia internacional con cargo a ser reajustado al final del primer año para reflejar los costos eficientes y reales de operación y mantenimiento.”

Asimismo señala estar dispuesta a realizar un proceso de identificación conjunto, con la CTE, de los costos de operación y mantenimiento de la línea durante su primer año de operación. Este es un proceso que con seguridad será llevado a cabo; sin embargo, debe quedar sobreentendido que esto no comprometerá el juicio de la CTE y los valores que se determinen serán únicamente una referencia para juzgar la razonabilidad de los valores que la CTE apruebe sobre los costos estándares de operación y mantenimiento ya que los costos estándares no intentan reflejar los costos de operación y mantenimiento año a año sino únicamente en promedio.



3.5.7 Tensión de Operación superior a la Nominal en Mantaro Es práctica de la operación del sistema Centro Norte elevar la tensión en las barras de MAT de la CH Mantaro (Campo Armiño) a valores del orden de 240 kv. debido a la falta de compensación reactiva en la ciudad de Lima. Esta tensión elevada en la CH Mantaro ha sido una práctica bastante antigua y ha debido de ser de conocimiento de TransMantaro antes de que se efectuara el diseño de la línea. El problema que señala TransMantaro de que los equipos de la línea Mantaro-Socabaya fueron diseñados considerando una tensión de operación en Mantaro de 220 kv., y que la tensión de 240 kv. implicará maniobras repetitivas en la subestación de compensación de Cotaruse, provocando un desgaste prematuro de todos los equipos, (y por consiguiente mayores costos de operación y mantenimiento), podría ser atribuible a una falla de diseño.

No obstante, es necesario que esta situación de tensión elevada en Campo Armiño sea corregida a la brevedad posible. Esto no solo constituye un problema de TransMantaro sino de todo el sistema interconectado, puesto que está dando lugar a mayores pérdidas, en el sistema, originadas por la transmisión innecesaria de energía reactiva de Mantaro hacia Lima: la energía reactiva consumida en Lima o en las líneas de transmisión debería ser generada en Lima.

La falta de la indicada compensación reactiva es un problema antiguo que el COES no puede resolver debido a que no se logra poner de acuerdo sobre quienes serían los beneficiarios de la inversión por dicha compensación. En este contexto es necesario también señalar que, lamentablemente, la señal económica de pérdidas marginales, contenida en la normativa de la Ley de Concesiones Eléctricas, es insuficiente para impulsar las inversiones en la transmisión en general, y en la compensación reactiva en particular. Este constituye un problema de fondo de la regulación peruana que en algún momento deberá ser enfrentada mediante la revisión del correspondiente marco regulatorio.

3.5.8 Conclusiones TransMantaro no ha remitido ni posee toda la información en la forma que la CTE requiere para evaluar el caso y determinar los costos estándares de operación y mantenimiento de la manera que se ha efectuado para los demás sistemas de transmisión. Lo que ha presentado en su lugar es la mejor estimación que ha podido establecer sobre la base de partidas, sin el detalle suficiente (en algunos casos) para comprobar la razonabilidad de los presupuestos.

Ante esta situación se hace necesario efectuar una simulación del detalle de los trabajos de mantenimiento que correspondería efectuar en promedio para la operación de la línea de transmisión, para lo cual la CTE ha contratado un servicio que visite las principales instalaciones y evalúe lo que costaría efectuar el mantenimiento con los estándares de costos en el país, pero respetando las principales restricciones que la Sociedad Concesionaria necesita para dar cumplimiento a su compromiso con el Estado (por ejemplo, que el operador debe ser el Operador Estratégico Precalificado, esto es, HQI División Perú).



Al no haberse hecho explícito las actividades de mantenimiento que habrán de realizarse durante el primer año, la determinación del COyM para el cálculo del Peaje por Conexión de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya pasará necesariamente por ser una estimación con referencia a valores semejantes de otros sistemas.

3.6 Análisis de la Propuesta de TransMantaro – Aspectos Cuantitativos En esta sección se analiza los valores de la propuesta efectuada por TransMantaro para los distintos rubros que ha considerado para estimar los costos de operación y mantenimiento del primer año de operación

3.6.1 Método Empleado por TransMantaro para la Estimación de los Costos de Operación y Mantenimiento.

El consorcio TransMantaro ha presentado sus costos clasificados en cinco grandes rubros:

1. Costos de Operación

• Subestaciones • Centro de Control

2. Costos de mantenimiento • Líneas • Subestaciones • Centro de Control

3. Costos de seguridad

4. Costos de Gestión

5. Seguros.

Para los costos de Operación sigue la misma metodología de los formatos de la CTE para cada Subestación y el Centro de Control, clasificando los costos en:

• Mano de obra: Se dan detalles de los costos de personal. • Servicios: Se dan detalles de los contratos de servicios. • Vehículos, herramientas y equipos: Se dan detalles de los vehículos, y

herramientas. • Repuestos y materiales: Se indica un monto mensual

Para los costos de Mantenimiento no se sigue los formatos de CTE en razón de no contar con estadística de costos unitarios para el mantenimiento de las líneas y Subestaciones.

Para los costos de mantenimiento de líneas se clasifica los costos en:

• Mano de obra: Se da información global anual. • Herramientas y equipos: Se da detalle de los vehículos y herramientas. • Repuestos y materiales: Se da información global anual.



• Contratos y servicios: Se da información global anual de los contratos.

Para los costos de mantenimiento de cada Subestación y para el Centro de Control se clasifica los costos en:

• Técnico: Se da detalles de los costos de personal. • Ingeniero: Se da detalles de los costos de personal. • Gastos de viaje: Se da información global anual. • Vehículos: Se da detalles anuales. • Herramientas y equipos: Se da detalle anual. • Comunicación: Se da detalle anual. • Soporte técnico y formación: Se da información global anual. • Repuestos y materiales: Se da detalle anual. • Contratos: Se da información global anual.

Para los costos de gestión se sigue la metodología de los formatos de la CTE, al presentarse una estructura organizacional y las funciones y responsabilidades del personal de dirección y técnico. Se detalla los costos del personal y los otros costos se dan por rubros en forma anual.

Para los costos de seguridad se indica en forma global anual por Subestación.

Para el seguro de una cifra inicial de US$ 2 600 000 y luego de reajustes realizados por el consorcio se ha planteado la cifra de US$ 738 499. Este monto incluye el Impuesto General a las Ventas, según una factura remitida por TransMantaro.

De la revisión de la información de costos se indica lo siguiente:

Costos de Operación El personal extranjero de la operación constituye el 38% de los gastos totales de personal. De acuerdo con la magnitud de la coordinación de la operación, se considera que existe personal nacional que puede reemplazarlo con un costo menor.

Igualmente influyen los costos de soporte técnico extranjero y formación que constituye el 66% de los otros costos. Aunque no existe el detalle asignado de estos montos, se considera que se hallan dentro del monto de la consultoría que se prevé contratar con TransÉnergie Services.

Los costos de personal nacional y otros costos se encuentran dentro de un margen razonable.

Costos de Mantenimiento La información para realizar una evaluación es limitada, en razón de que no se indican los procesos y actividades de mantenimiento y se presentan únicamente datos globales anuales.

Los rubros de mayor influencia en el costo de personal es el personal extranjero, que constituye el 61% del total.

Los costos de soporte técnico y capacitación constituyen el 18% de los otros costos, pero no se especifica a qué corresponde de la consultoría que se prevé contratar con TransÉnergie Services.



El contrato de servicio de un helicóptero se considera no apropiado para las tareas de mantenimiento de líneas en sierra, de acuerdo con la experiencia nacional.

Comparando el resto de costos de mantenimiento de subestaciones y telecomunicaciones con los estándares de ETECEN se aprecia que los costos de mantenimiento están por encima de los costos del mercado nacional.

Costos de Seguridad Los costos presentados por el Consorcio para la custodia y vigilancia son similares a los precios de mercado considerando proformas recientes.

Costos de Gestión El personal extranjero (3 personas) en la gestión influye en un 70% del costo total de personal. Se considera que tanto el Gerente General como el Gerente de Operación y Mantenimiento se justifican en función del contrato BOOT, pero el representante ante el COES no tiene sustento dado la práctica de los directorios y sus comités técnicos.

Igualmente influye la asesoría técnica y la asesoría legal al constituir un 30% de los otros costos. Los aspectos legales se considera que son limitados en su alcance para una empresa de transmisión y los aspectos técnicos después de etapa puesta en operación no se justifican el desarrollo de estudios.

El resto de costos de gestión se consideran razonables dado la etapa de implementación.

Costo del Seguro Se considera que la última cifra alcanzada por el Consorcio de US$ 638 050 es razonable y se nota una disminución de 71,5% con respecto a la cifra inicial planteada de US$ 2 600 000.

DISCUSIÓN DE LA PROPUESTA Del análisis general realizado se considera que existen tres puntos que deben ser evaluados con mayor detalle y son: el personal extranjero requerido, los estudios planteados como soporte técnico y capacitación y la falta de información para definir los costos de mantenimiento.

.

3.6.2 Requerimiento de personal extranjero El consorcio plantea la necesidad de contar con 5 especialistas extranjeros a tiempo completo para la gestión de la línea. Estos son:

− Gerente General

− Representante al COES

− Gerente de Operación y Mantenimiento

− Ingeniero de operación

− Ingeniero de líneas y Subestaciones.

La remuneración resultante anual es de US$ 937 539 que es el 15,3% de los costos de operación y mantenimiento sin considerar los seguros. Este valor se



podría evitar por cuanto para representación en el COES no se requiere una persona a tiempo completo y de nivel gerencial. Este tipo de representación no es usual en el COES actual.

El consorcio ha justificado contar con personal especialista extranjero por la complejidad de las instalaciones, pero una visita realizada por el especialista contratado por la CTE a las Subestaciones señala que las instalaciones no son más complejas que las existentes en el sistema y que no sería necesario contar con tanto personal extranjero, excepto tal vez por la necesidad de asegurarse que la adaptación del sistema durante los dos primeros años se haga de una manera más directa con la participación del Operador Estratégico.

3.6.3 Costo de los Estudios El consorcio indica la necesidad de contar con el soporte técnico y la capacitación de su casa matriz mediante un contrato de servicios de consultoría para los dos primeros años. Los servicios requeridos serían:

− Elaboración de los manuales de operación

− Elaboración de los manuales de mantenimiento

− Elaboración de los manuales de seguridad del personal y las instalaciones.

− Elaboración de planos de emergencia.

− Capacitación del personal.

− Evaluación y solución de fallas.

− Realización de auditorías técnicas

− Elaboración de estudios de comportamiento del sistema.

El presupuesto del primer año sería de US$ 1 050 000.

El consorcio señala como justificación las complejidades del sistema, las novedades tecnológicas y la operación eficiente. En realidad las instalaciones de transmisión tienen un comportamiento pasivo en la operación y su complejidad no sería mayor que las de otras instalaciones existentes en el sistema. La instalación de dos conductores por fase aunque es una novedad tecnológica por la primera vez que se introduce en el país, no lo es general en la industria eléctrica. Se considera que existe experiencia internacional suficiente para pronosticar que no va a existir problema con los dos conductores por fase. Igualmente se puede decir de los bancos de condensadores en serie, donde es reconocida su menor complejidad que los SVC que existen en operación en el sistema peruano.

Dado que la línea Mantaro-Socabaya unirá dos sistemas que no cuentan con una estabilidad garantizada en conjunto, esto llevará a la necesidad de colocar estabilizadores en centrales estratégicas del sistema y esta función corresponde a los generadores y al COES.

Finalmente en toda etapa inicial de operación de los proyectos es usual elaborar los manuales de operación, mantenimiento y seguridad en los primeros meses y utilizando el personal de experiencia propio de la empresa.

En resumen, aunque se considera que es previsible la necesidad de contar con apoyo externo para la operación y mantenimiento en una primera etapa, el



monto propuesto es alto si se toma en cuenta que se incluye adicionalmente 5 expertos extranjeros a tiempo completo.

3.6.4 Información sobre Costos de Mantenimiento La CTE desde 1998 ha solicitado al Consorcio TransMantaro la información necesaria para evaluar los costos de mantenimiento a partir de los procesos y actividades requeridas. El consorcio señala que no cuenta con la información real y plantea que se asuma las cifras globales presentadas. A pesar de las particularidades de las nuevas instalaciones, se estima que es posible llegar a valores razonables si se cuenta con la información del Consorcio. Lamentablemente no ha sido posible contar con toda la información requerida y la CTE ha debido realizar los cálculos con la información disponible a la fecha y asumir un valor a partir de instalaciones existente que se aproximen a las características de la nueva línea, con las limitaciones del caso.

3.7 Propuesta de Costos de Operación y Mantenimiento para la Línea Mantaro-Socabaya Esta sección presenta la propuesta que se somete a consideración del Consejo Directivo de la Comisión de Tarifas de Energía para fijar los costos estándares de operación y mantenimiento del primer año de operación de la línea Mantaro-Socabaya. Los valores que se proponen son la mejor estimación que se ha podido efectuar a la vista de la información presentada por la Sociedad Concesionaria y los análisis propios realizados para la CTE con el apoyo de consultores.

Como se ha indicado, para los fines del caso se efectuó una simulación de lo que costaría efectuar la operación y mantenimiento desde el punto de vista de la CTE. En esta simulación se ha incluido los trabajos que correspondería realizarse con periodos de repetición superiores a un año. Para tal fin se han prorrateado los costos entre los años del intervalo de mantenimiento y al primer año se le ha asignado la fracción correspondiente. Del mismo modo las actividades que correspondan realizarse al primer año y que no se repetirán sino varios años después, o que eventualmente no se repetirán, se han descompuesto en el costo que correspondería asignarle a cada uno de los años del periodo y se ha asignado al primer año únicamente la parte correspondiente. El objeto de esta forma de proceder es poder contar con un costo de operación y mantenimiento que sea nivelado a lo largo del tiempo y evite variaciones muy pronunciadas entre los costos de un año al otro.

Se han adoptado los siguientes criterios generales para determinar los costos de operación y mantenimiento:

1. Se han considerado todos los estudios y costos de la Asesoría y Soporte Técnico previsto utilizar de TransÉnergie Services según lo señalado en el Cuadro N° 3.7, excepto los costos del estudio sobre comportamiento del sistema (última fila del Cuadro N° 3.7) por constituir, en parte, gastos previos al ingreso en servicio de la línea. Para todos los años se ha asumido el costo previsto por TransMantaro para el tercer año (US$ 95 000).



2. El costo nivelado en 5 años de los servicios de TransEnergie Services se han reasignado entre los rubros de Operación, Mantenimiento y Gestión en proporción a la asignación efectuada por TransMantaro en su propuesta final.

3. Se ha considerado el personal extranjero propuesto por HQI sin variación.

4. Se han nivelado los costos del personal en un periodo de 5 años utilizando el valor presente de los costos y calculando las anualidades fijas para retribuir dicho valor presente. La tasa de descuento utilizada es de 12%.

5. Los costos de operación y mantenimiento que ocurren con una periodicidad mayor a un año se han distribuido a lo largo de todo el periodo como valores constantes, utilizando la fórmula para las anualidades fijas similar al caso anterior. La tasa de descuento aquí fue también de 12%.

6. El costo de mantenimiento se ha determinado asumiendo las actividades y recursos de los trabajos que habría que realizar para casos similares de celdas de subestaciones y líneas de transmisión, asumiendo costos del mercado interno para los recursos.

A continuación se presentan los resultados obtenidos para los costos de operación y mantenimiento del caso base utilizando los criterios señalados anteriormente. Los cuadros presentan la comparación entre la propuesta de TransMantaro y los valores que se han determinado utilizando la metodología de costos estándares.

3.7.1 Costos de Operación Los costos de operación propuestos se muestran en el cuadro N° 3.8. A continuación se indican las diferencias más significativas entre los costos propuestos por este estudio y los costos de TransMantaro.

Las principales diferencias se encuentran en el Centro de Control. La diferencia de personal de US$ 35 445 se explica por la nivelación del costo de un ingeniero extranjero asignado como jefe del centro de control por dos años. Además, se ha agregado un ingeniero de análisis y fallas en previsión de los eventos de la operación. Este costo no estaba previsto por TransMantaro en su propuesta.

Otra diferencia se da en el soporte técnico y formación por US$ 179 447, la que se origina por la eliminación del Estudio de Comportamiento del Sistema, la nivelación del costo anual de los demás estudios de la Asesoría y Soporte Técnico de TransÉnergie Services y la incorporación del software de estudios analíticos que no estaba considerado por TransMantaro.



Cuadro N° 3.8- Costos de Operación (US$)

ESTANDARY TRANSMA

Operación de las SubestacionesOperadores Subestaciones 166 596 - 166 596 166 596 166 596 0% 0% 0Gastos de viaje y otros - 24 989 24 989 24 989 24 989 0% 0% 0Vehículos - 30 400 30 400 30 400 30 400 0% 0% 0Herramientas y equipos - 2 775 2 775 2 775 2 775 0% 0% 0Comunicación (móviles y utilización) - 17 820 17 820 17 820 17 820 0% 0% 0Repuestos y materiales - 7 125 7 125 7 125 7 125 0% 0% 0Contratos - 54 000 54 000 49 200 49 200 -9% -9% - 4 800

Subtotal 166 596 137 109 303 705 166 596 132 309 298 905 0% -4% -2% - 4 800

Operación Centro de Control Ingeniero (Hydro Québec) 175 006 - 175 006 113 183 113 183 -35% -35% - 61 823Ingeniero de Análisis y Fallas 26 378 26 378 26 378Técnico 17 219 - 17 219 17 220 17 220 0% 0% 1Operadores centro de control 94 433 - 94 433 94 440 94 440 0% 0% 7Gastos de viaje y otros - 28 666 28 666 28 666 28 666 0% 0% 0Vehículos - 15 200 15 200 15 200 15 200 0% 0% 0Herramientas y equipos - 925 925 925 925 0% 0% 0Comunicación (móviles y utilización) - 5 940 5 940 5 940 5 940 0% 0% 0Soporte técnico y formación - 400 000 400 000 220 553 220 553 -45% -45% - 179 447

Soft. Comercial 4 666 4 666 4 666Soft. De Análisis 18 462 18 462 18 462Estudios Eléctricos 11 077 11 077 11 077Sist. Inf. Operativo 11 077 11 077 11 077 Soporte HQI 400 000 400 000 175 272 175 272 -56% -56% - 224 728

Repuestos y materiales - 2 375 2 375 2 375 2 375 0% 0% 0Contratos - 15 600 15 600 15 600 15 600 0% 0% 0

Subtotal 286 658 468 706 755 364 251 220 289 259 540 479 -12% -38% -28% - 214 885

Total Costos de Operación 453 254 605 815 1 059 069 417 816 421 568 839 384 -8% -30% -21% - 219 685

OTROS COSTOS SUBTOTALCOSTO DE

PERSONAL

VARIACION % DIFERENCIA ENTRE(ESTAN-TRANSM) / TRANSM

DESCRIPCIÓN

TRANSMANTARO ESTÁNDAR

COSTO DE PERSONAL

OTROS COSTOS SUBTOTALCOSTO DE

PERSONALOTROS

COSTOS TOTAL

3.7.2 Costos de Mantenimiento Los costos de mantenimiento propuestos se muestran en el cuadro N° 3.9. Las diferencias más significativas entre los costos propuestos por este estudio y los costos de TransMantaro son:

Líneas de Transmisión La diferencia de US$ 30 674 en el ingeniero de líneas se explica por la nivelación del costo asignado por TransMantaro de un ingeniero extranjero asignado por dos años.

El soporte técnico y formación ha disminuido en US$ 56 182 diferencia que se origina por la eliminación de la alícuota del Estudio de Comportamiento del Sistema y la nivelación del costo anual de los demás estudios de la Asesoría y Soporte Técnico de TransÉnergie Services.

El sistema de emergencia de líneas con una anualidad de US$ 54 000 no ha sido considerado en razón del estado de pacificación del país.

El menor costo de los contratos de mantenimiento de líneas en US$ 71 497 se explica principalmente por el menor costo del mantenimiento de caminos de acceso.



Subestaciones La diferencia de US$ 30 674 en el ingeniero de subestaciones se explica por nivelación del costo asignado por TransMantaro de un ingeniero extranjero asignado por dos años.

El soporte técnico y formación ha disminuido en US$ 112 364 lo que se origina por la eliminación de la alícuota del Estudio de Comportamiento del Sistema y por la nivelación del costo anual de los demás estudios de la Asesoría y Soporte Técnico de TransÉnergie Services.

El menor costo de los contratos de mantenimiento de subestaciones en US$ 314 377 se explica por la menor frecuencia de inspección preventiva y reparación, así como el menor uso de repuestos y materiales determinado a partir del costo de instalaciones similares en el país.

Telecomunicaciones El soporte técnico y formación ha disminuido en US$ 56 182, lo que se origina por la eliminación de la alícuota del Estudio de Comportamiento del Sistema y por la nivelación del costo anual de los demás estudios de la Asesoría y Soporte Técnico de TransÉnergie Services.

El menor costo de los contratos de mantenimiento en telecomunicaciones por US$ 73 500 se explica por la menor frecuencia de inspección preventiva y reparación considerando instalaciones similares en el país.



Cuadro N° 3.9 – Costos de Mantenimiento (US$)

ESTANDARY TRANSM

Mantenimiento de Líneas

DIRECCIÓN Y ADMINISTRACIÓN Ingeniero Líneas y Subestaciones (Hydro Québec) 87 549 - 87 549 56 875 56 875 -35% -35% - 30 674Técnico 31 766 - 31 766 31 766 31 766 0% 0% 0Soporte técnico y formación - 100 000 100 000 43 818 43 818 -56% -56% - 56 182

MANTENIMIENTO - 525 768 525 768 400 282 400 282 -24% -24% - 125 486Gastos de viaje, per diem, otros - 29 829 29 829 -100% -100% Vehículos - 30 400 30 400 - -100% -100% Comunicación (móviles) - 15 840 15 840 -100% -100% Herramientas y equipos - 19 923 19 923 - -100% -100% Sistema de urgencia para líneas - 54 000 54 000 -100% -100% Repuestos y materiales - 49 776 49 776 - -100% -100% Este monto está incluido en los contratos Contratos - -

Inspección de la línea - 80 000 80 000 154 154 154 154 93% 93% 74 154Reparaciones de la línea - 72 000 72 000 179 084 179 084 149% 149% 107 084Mantenimiento de caminos de acceso - 135 000 135 000 67 044 67 044 -50% -50% - 67 956Chofer - 39 000 39 000 -100% -100%

Subtotal 119 315 625 768 745 083 88 641 444 100 532 741 -26% -29% -28% - 212 342Helicóptero - 204 000 204 000 - 204 000 204 000 0% 0% 0

Total 119 315 829 768 949 083 88 641 648 100 736 741 -26% -22% -22% - 212 342

Mantenimiento de las Subestaciones

DIRECCIÓN Y ADMINISTRACIÓN Ingeniero líneas y subestaciones (Hydro Québec) 87 549 - 87 549 56 875 56 875 -35% -35% - 30 674Técnico de Subestaciones 47 649 - 47 649 47 649 47 649 0% 0% 0Gastos de viaje - 33 800 33 800 33 800 33 800 0% 0% 0Vehículos - 15 200 15 200 15 200 15 200 0% 0% 0Soporte técnico y formación - 200 000 200 000 87 636 87 636 -56% -56% - 112 364Chofer - 19 500 19 500 12 000 12 000 -38% -38% - 7 500

MANTENIMIENTO - 741 923 741 923 - 427 546 427 546 -42% -42% - 314 377Herramientas y equipos - 66 025 66 025 -100% -100% Comunicación (móviles y utilización) - 15 840 15 840 -100% -100% Repuestos y materiales - 156 058 156 058 - -100% -100% Este monto está incluido en los contratos Contratos - - -

Mantenimiento preventivo de equipos - 216 000 216 000 37 512 37 512 -83% -83% - 178 488Reparación de equipos - 288 000 288 000 390 034 390 034 35% 35% 102 034Chofer -

Subtotal 135 198 1 010 423 1 145 621 104 524 576 181 680 706 -23% -43% -41% - 464 915

COSTO DE PERSONAL

OTROS COSTOS

ESTÁNDAR VARIACION %

COSTO DE PERSONAL

OTROS COSTOS SUBTOTAL COSTO DE

PERSONALOTROS

COSTOS SUBTOTALDESCRIPCIÓN

TRANSMANTARO DIFERENCIA ENTRE(ESTAN-TRANSM) / TRANSM

TOTAL

Mantenimiento de Telecomunicaciones DIRECCIÓN Y ADMINISTRACIÓN

Técnico telecomunicación 31 766 - 31 766 31 766 31 766 0% 0% 0Soporte técnico y formación - 100 000 100 000 43 818 43 818 -56% -56% - 56 182

MANTENIMIENTO - 269 912 269 912 - 196 412 196 412 -27% -27% - 73 500Gastos de viaje - 7 942 7 942 7 942 7 942 0% 0% 0Vehículos - 15 200 15 200 15 200 15 200 0% 0% 0Comunicación (móviles y utilización) - 7 920 7 920 7 920 7 920 0% 0% 0Herramientas y equipos - 18 000 18 000 18 000 18 000 0% 0% 0Repuestos y materiales - 77 750 77 750 77 750 77 750 0% 0% 0Contratos - - - -

Trabajo especializado - 96 000 96 000 43 200 43 200 -55% -55% - 52 800Trabajo realizado en urgencia - 27 600 27 600 14 400 14 400 -48% -48% - 13 200Chofer - 19 500 19 500 12 000 12 000 -38% -38% - 7 500

Subtotal 31 766 369 912 401 678 31 766 240 230 271 996 0% -35% -32% - 129 682

Total Costos de Mantenimiento 286 279 2 006 103 2 496 382 224 932 1 260 511 1 689 443 -21% -37% -32% - 806 939



3.7.3 Costos de Seguridad Los costos de seguridad propuestos se muestran en el cuadro N° 3.10. La diferencia entre los costos propuestos por este estudio y los costos de TransMantaro de US$ 9 720 se deben a que se han considerado precios de mercado nacional por el servicio de vigilancia.

Cuadro N° 3.10 – Costos de Seguridad (US$)

ESTANDARY TRANSM

Mantaro - 73 800 73 800 - 70 560 70 560 -4% -4% - 3 240Cotaruse - 73 800 73 800 - 70 560 70 560 -4% -4% - 3 240Socabaya 33 210 73 800 107 010 33 210 70 560 103 770 0% -4% -3% - 3 240

Total de Seguridad 33 210 221 400 254 610 33 210 211 680 244 890 0% -4% -4% - 9 720

DESCRIPCIÓNTRANSMANTARO (ESTAN-TRANSM) / TRANSM

VIGILANCIA TOTAL CUSTODIA VIGILANCIACUSTODIA VIGILANCIA TOTAL CUSTODIA

ESTÁNDAR VARIACION %

TOTAL

DIFERENCIA ENTRE

3.7.4 Costos de Gestión Los costos de gestión propuestos se muestran en el cuadro N° 3.11. A continuación se indican las diferencias más significativas entre los costos propuestos por este estudio y los costos de TransMantaro.

La diferencia de US$ 54 813 en el representante del COES se explica por la nivelación del costo asignado por TransMantaro de un ingeniero extranjero asignado por dos años

El menor valor de la asesoría técnica en US$ 140 455 se explica por la eliminación de la alícuota del Estudio de Comportamiento del Sistema y la nivelación del costo anual de los demás estudios de la Asesoría y Soporte Técnico de TransEnergie Services.

La asesoría legal tiene un menor valor de US$ 152 000 debido a que se ha considerado que los asuntos legales de una empresa de transmisión no justifican el monto propuesto por TransMantaro.

La contribución a la CTE, COES y OSINERG se ha aumentado en US$ 70 000 para considerar el 1% del ingreso esperado de TransMantaro.



Cuadro N° 3.11 – Costos de Gestión (US$)

ESTAN-TRANSMY TRANSM

Gerencia General

Gerente General (Hydro Québec) 212 537 - 212 537 212 544 212 544 0% 0% 7Representante COES (Hydro Québec) 181 177 - 181 177 126 364 126 364 -30% -30% - 54 813Secretaria 18 053 - 18 053 18 053 18 053 0% 0% 0Recepcionista 12 215 - 12 215 12 215 12 215 0% 0% 0Directorio - 250 000 250 000 250 000 250 000 0% 0% 0Gastos de viaje, per diem, otros - 84 796 84 796 84 796 84 796 0% 0% 0Servicio de asesoría técnica - 250 000 250 000 109 545 109 545 -56% -56% - 140 455Servicio de asesoría legal - 200 000 200 000 48 000 48 000 -76% -76% - 152 000Servicio de relaciones con las poblaciones - 25 000 25 000 25 000 25 000 0% 0% 0Auditoría interna - 45 000 45 000 45 000 45 000 0% 0% 0Automóvil - 32 200 32 200 32 200 32 200 0% 0% 0Chofer (contrato) - 19 500 19 500 12 000 12 000 -38% -38% - 7 500

Subtotal 423 982 906 496 1 330 478 369 175 606 541 975 716 -13% -33% -27% - 354 762

Unidad Administración y Finanzas

Jefe de Unidad de Administración y Finanzas 58 916 - 58 916 58 916 58 916 0% 0% 0Secretarias 27 766 - 27 766 27 766 27 766 0% 0% 0Contable 16 802 - 16 802 16 802 16 802 0% 0% 0Gastos de viaje, per diem, otros - 20 697 20 697 20 697 20 697 0% 0% 0Contribuciones (CTE,COES,OSINERG) - 200 000 200 000 270 000 270 000 35% 35% 70 000Oficina Lima (alquiler) - 25 200 25 200 25 200 25 200 0% 0% 0Servicios de infromática - 16 000 16 000 0% Herramientas y equipos - 600 600 600 600 0% 0% 0Materiales - 5 200 5 200 5 200 5 200 0% 0% 0Muebles - 10 800 10 800 10 800 10 800 0% 0% 0Base y material de comunicación - 4 920 4 920 4 920 4 920 0% 0% 0Servicios (agua, electricidad, seguridad) - 3 720 3 720 3 720 3 720 0% 0% 0

Subtotal 103 484 287 137 390 621 103 484 357 137 460 621 0% 24% 18% 70 000

VARIACION %

SUBTOTAL

DIFERENCIA ENTRE(ESTAN-TRANSM) / TRANSM

COSTO DE PERSONAL

OTROS COSTOS

DESCRIPCIÓNTRANSMANTARO ESTÁNDAR

COSTO DE PERSONAL

OTROS COSTOS TOTAL COSTO DE

PERSONALOTROS

COSTOS SUBTOTAL

Gerencia de Operación y Mantenimiento

Gerente (Hydro Québec) 193 721 - 193 721 193 719 193 719 0% 0% - 2Jefes de unidad 87 810 - 87 810 87 810 87 810 0% 0% 0Secretarias 27 766 - 27 766 27 766 27 766 0% 0% 0Gastos de viaje, per diem, otros - 61 859 61 859 61 859 61 859 0% 0% 0Servicio de informática - 16 000 16 000 16 000 16 000 0% 0% 0Servicio de aduana - 75 000 75 000 75 000 75 000 0% 0% 0Comunicación (móviles) - 7 920 7 920 7 920 7 920 0% 0% 0Materiales - 5 200 5 200 5 200 5 200 0% 0% 0Costo de oficina - 12 500 12 500 12 500 12 500 0% 0% 0Vehículos - 32 200 32 200 32 200 32 200 0% 0% 0Chofer (contrato) - 39 000 39 000 24 000 24 000 -38% -38% - 15 000Herramientas y equipos - 600 600 600 600 0% 0% 0Cargas de gestión - 17 000 17 000 17 000 17 000 0% 0% 0Servicios - 14 880 14 880 14 880 14 880 0% 0% 0

Subtotal 309 297 282 159 591 456 309 295 267 159 576 454 0% -5% -3% - 15 002

Total Costos de Gestión 836 763 1 475 792 2 312 555 781 954 1 230 837 2 012 791 -7% -17% -13% - 299 764

3.7.5 Resumen El Cuadro N° 3.12 presenta el resumen comparativo entre la propuesta de TransMantaro y los resultados del presente estudio para los costos estándares de operación y mantenimiento.



Cuadro N° 3.12 – Resumen de COyM (US$) Total

Estándar

Operación 298 905 540 479 839 384 1 059 070 - 219 686 -20,7%Mantenimiento 736 741 680 706 271 996 1 689 443 2 496 380 - 806 937 -32,3%Seguridad 244 890 254 610 - 9 720 -3,8%Gestión 2 012 791 2 312 555 - 299 764 -13,0%

Sub-Total 736 741 979 611 812 475 4 786 508 6 122 615 -1 336 107 -21,8%Seguros 638 050 638 050 - 0,0%Total 736 741 979 611 812 475 5 424 558 6 760 665 -1 336 107 -19,8%VNR 179 179 000 179 179 000 - % COyM/VNR 3,03% 3,77% -0,75%

Centro de Control

Variación Respecto a TRANSMANTARO

Total TRANSMANTARODescripción Líneas Subestacione

s

El resultado final es que el costo de operación y mantenimiento correspondiente resulta en el monto de US$ 5 424 558, es decir un 3,03 % con respecto al monto fijado del Valor Nuevo de Remplazo (VNR) de la línea (US$ 179 179 000).

Debe destacarse que debido a la falta de información sobre los trabajos de operación y mantenimiento que efectivamente se requieran realizar en una línea del tipo que nos ocupa, existe un cierto nivel de incertidumbre en el resultado al cual se le debe prestar la debida consideración. Es poco lo que se puede hacer por reducir esta incertidumbre dado que la línea tendrá sus propias particularidades las cuales no serán observables sino hasta que se tenga una historia suficientemente larga de registros históricos.

Aparentemente existiría una discrepancia de US$ 6 760 665 – US$ 5 424 558 = US$ 1 336 107 entre TransMantaro y el resultado que se propone en este estudio. Sin embargo, una buena parte de esta discrepancia se debe a que el presente estudio ha considerado la nivelación de los costos de personal extranjero y de los servicios de asesoría y soporte técnico de TransÉnergie Services. Esta nivelación se efectúa, como se ha dicho, con el fin de tener costos de operación y mantenimiento que sean uniformes a lo largo del tiempo y no varíen de manera significativa entre un año y otro. Si la propuesta original básica de TransMantaro se corrige únicamente por este concepto (la nivelación) dicha propuesta se reduciría en US$ 769 014 y la diferencia inicial de US$ 1 336 107 se reduciría a US$ 545 493. Esta sería la discrepancia efectiva entre lo que propone TransMantaro y los resultados del presente estudio en lo relativo a los costos estándares de operación y mantenimiento.



4. Peaje por Conexión de la Nueva Instalación

El Peaje por Conexión de una Nueva Instalación de Transmisión se calcula como:

Peaje aVNR COyM IT= + −

Donde:

• AVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo o de las inversiones eficientes de la Nueva Instalación de Transmisión

• COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual

• IT = Ingreso Tarifario (siempre y cuando sea positivo)

En este caso, para la Anualidad de la Inversión se considerará una tasa de 12%4 y una vida útil de 30 años.

4.1 Costo Anual El Costo Anual de una Nueva Instalación está dado por la suma de los dos primeros componentes de la fórmula del Peaje por Conexión:

COyMaVNRAnualCosto +=

ó también:

4 De acuerdo al Addendum (aprobado por Resolución Suprema N° 042-2000-EM publicada el 13 de

mayo de 2000) que modificó el contrato de concesión definitivo de transmisión de energía eléctrica con la empresa Consorcio-TransMantaro, la Cláusula 5.2.5 relacionada con el régimen tarifario, especifica que la tarifa comprenderá: “la tasa de actualización de 12% durante los primeros (10) diez años a partir de la Puesta en Operación Comercial del Sistema de Transmisión. Posteriormente, y hasta el vencimiento del Plazo del Contrato BOOT, la tasa fijada en las Leyes Aplicables”.



ITPeajeAnualCosto +=

donde para la L.T. Mantaro-Socabaya (*):

VNR = US$ 179 179 000 = S/. 622 826 204

aVNR = US$ 22 243 936 = S/. 77 319 923

COyM = US$ 5 424 558 = S/. 18 855 764

En el Cuadro N° 4.1 se muestra el Costo Anual de la L.T. Mantaro-Socabaya.

Cuadro N° 4.1 – Costo Anual de la L.T. Mantaro-Socabaya

Sistema Costo Anual (S/.)

L.T. Mantaro-Socabaya 96 175 686

(*) Nuevos soles calculados con tipo de cambio igual a 3,476 S/./US$ (31 de julio 2000)

4.2 Ingreso Tarifario A partir del precio básico de la energía y el conjunto de factores de pérdidas hallados en la fijación tarifaria de mayo del año 2000 se determinaron los precios en barra de las subestaciones del sistema antes y después de la puesta en operación de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya. A partir de estos precios y los flujos de potencia y energía en la línea, se ha calculado el Ingreso Tarifario (IT) anual de esta línea.

Los resultados muestran que la línea de transmisión Mantaro-Socabaya tiene ingresos tarifarios positivos por potencia y energía:

Ingreso Tarifario por Potencia = US$ 45 965

Ingreso Tarifario por Energía = US$ 47 411

Ingreso Tarifario Total = US$ 93 380

En el Cuadro N° 4.2 se muestra el Ingreso Tarifario de la L.T. Mantaro-Socabaya.

Cuadro N° 4.2 – Ingreso Tarifario de la L.T. Mantaro-Socabaya

Descripción Ingreso Tarifario (S/.) (*)

Ingreso Tarifario Total 324 590




4.3 Peaje por Conexión 4.3.1 Peaje por Conexión Tomando en consideración los resultados del Costo Anual y del Ingreso Tarifario determinados en las secciones anteriores, se calcula el Peaje por Conexión, el cual se muestra en el Cuadro N° 4.3.

Cuadro N° 4.3 – Peaje por Conexión de la L.T. Mantaro-Socabaya

Sistema Peaje por Conexión (S/.)

L.T. Mantaro-Socabaya 95 851 097


4.3.2 Peaje Unitario por Conexión El Peaje Unitario por Conexión se calcula dividiendo el valor total del Peaje por Conexión entre la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes.

De acuerdo con la fijación tarifaria de mayo del año 2000, se tiene una Máxima Demanda anual esperada a nivel de clientes igual a 2 011 MW (SICN) y 444,06 MW (SIS). Asimismo, para esta fijación el COES-SICN determinó en su estudio tarifario que, para los años 1998 y 1999, el factor de simultaneidad entre el SICN y el SIS era de 0,997 y que el mismo podría aplicarse para el año 2000. Sumando las máximas demandas de ambos sistemas y aplicándole el factor de simultaneidad indicado se tiene que la Máxima Demanda anual esperada a nivel de clientes para el Sistema Interconectado Nacional es igual a 2447,8 MW.

Dividiendo el Peaje por Conexión entre la Máxima Demanda Anual, se tiene el Peaje Unitario por Conexión de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, el cual se muestra en el Cuadro N° 4.4.

Cuadro N° 4.4 – Peaje Unitario por Conexión de la L.T. Mantaro-Socabaya

Sistema Peaje Unitario por Conexión (S/./kW-mes)

L.T. Mantaro-Socabaya 3,10




5. Fórmula de Actualización

De acuerdo al Addendum (aprobado por Resolución Suprema N° 042-2000-EM publicada el 13 de mayo de 2000) que modificó el contrato de concesión definitivo de transmisión de energía eléctrica con la empresa Consorcio-TransMantaro, la Cláusula 5.2.5 relacionada con el régimen tarifario establece que “la Tarifa Anual estará sujeta a la fórmula de reajuste mensual que determine la Comisión de Tarifas de Energía, de acuerdo con el artículo 61° del Decreto Ley N° 25844”.

En general, en el numeral 1.5 del Artículo Segundo de la Resolución N° 004-2000 P/CTE se señala que el Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) es actualizado utilizando la siguiente fórmula de reajuste:

FAPCSPTPCSPTPCSPT ∗= 01

FPMmFTAFTClFAPCSPT ∗+∗∗=

Donde: FTC = TC / TC0 FTA = (1,0 + TA) / (1 + TA0) FPM = IPM / IPM0

PCSPT0 = Cargo de Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de

Transmisión, publicado en la Resolución N° 004-2000 P/CTE, en S/./kW-mes.

PCSPT0 = Cargo de Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión, actualizado, en S/./kW-mes.

FAPCSPT = Factor de Actualización del Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.

FTC = Factor del Tipo de Cambio. FTA = Factor de la Tasa Arancelaria.



FPM = Factor del Precio al Por Mayor. TC = Valor de referencia para el dólar de los Estados Unidos de

Norteamérica, determinado por el valor promedio para cobertura de importaciones (valor venta) calculado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de oferta y demanda - tipo de cambio promedio ponderado o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta correspondiente al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

TC0 = Tasa de cambio inicial igual S/. 3,488 por US Dólar (Resolución N° 004-2000 P/CTE).

TA = Tasa Arancelaria vigente para la importación del equipo electromecánico de generación - transmisión.

TA0 = Tasa Arancelaria inicial igual a 12% (Resolución N° 004-2000 P/CTE). Se utilizarán los valores de TC y TA vigentes al último día del mes anterior a aquel en que las tarifas resultantes sean publicadas.

IPM = Indice de Precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

IPM0 = Indice de Precios al Por Mayor inicial igual a 150,762653 (Resolución N° 004-2000 P/CTE).

5.1 Líneas de Transmisión construidas bajo la modalidad de contratos BOOT Para el caso de las líneas de transmisión construidas bajo la modalidad de contratos BOOT, se considera que el valor reconocido al Peaje Unitario por Conexión deberá conservar su valor inicial en dólares americanos, y por lo tanto deberá ser actualizado mensualmente de acuerdo a las variaciones del tipo de cambio. En consecuencia, los factores “l”, “m” y “FTA” para la línea de transmisión Mantaro-Socabaya serán:

000,1000,0000,1 === FTAml

Nota.- En el caso de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, el valor de TC0 será igual a 3,50 (correspondiente al valor vigente al 04 de agosto del año 2000).

Asimismo, el Peaje por Conexión y el Ingreso Tarifario de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya serán actualizados mediante el mismo factor FAPCSPT y las premisas señaladas en esta sección.

Esta fórmula de actualización se aplicará de acuerdo con las condiciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, y cuando alguno de los factores de actualización (FAPPM, FAPEM, FACBPST, FACBPSL, FAPCSPT, FACBPSE) en cualquiera de los Sistemas Eléctricos se



incremente o disminuya en más de 5% respecto a los valores de los mismos factores empleados en la última actualización.

5.1.1 Recuperación del Costo Total Anual

De acuerdo con el Artículo Segundo de la Ley N° 26885, “Ley de Incentivos a las Concesiones de Obras de Infraestructura y de Servicios Públicos” (publicada el 4 de diciembre de 1997), se incluye como último párrafo del Artículo 25 del Texto Unico Ordenado aprobado por Decreto Supremo N° 059-96-PCM, el siguiente texto:

“El organismo regulador correspondiente velará que se cumplan los términos y condiciones propuestos en la oferta del adjudicatario del respectivo concurso o licitación, formulada de conformidad con los incisos a que se refiere este artículo, los que se incorporarán en el contrato de concesión”.

En un sentido estricto la norma anterior puede interpretarse en el sentido de que la oferta del adjudicatario esta dada únicamente por su propuesta económica, la que sirvió para establecer el Valor Nuevo de Reemplazo inicial, y que en esta ocasión sirve para determinar la correspondiente anualidad del VNR. En un sentido más amplio es razonable asumir que la norma alcanza a que la Comisión vigile el cumplimiento del Costo Total Anual, dado por la anualidad del VNR (aVNR) más el correspondiente costo estándar de operación y mantenimiento (CEOyM). El alcance de la norma citada es tema del análisis legal que se adjunta en el Anexo 2. Como resultado del presente estudio se recomienda la segunda interpretación, dado que no es práctico ni razonable separar los dos conceptos (aVNR y CEOyM) y tratar de velar por el cumplimiento de únicamente uno de ellos, ya que los dos se encuentran íntimamente ligados en la determinación de la tarifa de transmisión.

Por consiguiente, al final de cada período de regulación tarifaria de la transmisión, la CTE debería determinar la diferencia entre el Costo Total Anual de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya calculado en dólares americanos menos los ingresos reales obtenidos por concepto de Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario en dólares americanos; de existir diferencia, la misma debería ser incorporada como crédito o débito, según sea el caso, al valor del Costo Total Anual calculado para el siguiente período de regulación tarifaria de la transmisión.

Los ingresos reales obtenidos por concepto de Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario en dólares americanos serán iguales a la acumulación de los ingresos reales obtenidos mensualmente por dicho concepto, convertidos a dólares americanos de acuerdo con el tipo de cambio de cada mes. Para la respectiva acumulación se utilizará la misma tasa de descuento anual empleada para la determinación del aVNR.



6. Impacto Tarifario

En esta sección se presenta el análisis del impacto sobre las tarifas en barra y a usuarios finales que se ocasiona en el sistema debido a la entrada en operación comercial de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya.

6.1 Peaje por Conexión Vigente De acuerdo con la Resolución N° 004-2000 P/CTE, se tienen los siguientes valores de Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario Esperado Anual para los Sistemas Interconectados Centro-Norte y Sur correspondientes a mayo del año 2000:

Cuadro N° 6.1 – Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario (Fijación Tarifaria Mayo 2000)

Sistema Peaje por Conexión

(S/.)

Ingreso Tarifario Esperado

(S/.)

Peaje Unitario

(S/./kW-mes)

SICN 67 193 655 0 2,17

SIS: L.T. Socabaya-Moquegua 3 908 469 8 071 0,13

SIS: Resto 14 553 340 889 851 0,47

El Cuadro N° 6.2 muestra los valores del Peaje por Conexión y el Ingreso tarifario actualizados al 04 de agosto del año 2000, de acuerdo con las variaciones de los factores de actualización tarifaria siguientes:

FAPCSPT (SICN y SIS:Resto) = 1,0047

FAPCSPT (SIS: L.T. Socabaya-Moquegua) = 0,9966



Cuadro N° 6.2 – Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario (Vigentes)


(S/.)


(S/.)

Peaje Unitario (S/./kW-

mes) SICN 67 509 465 0 2,18


SIS: Resto 14 121 741 894 033 0,47

6.2 Peaje por Conexión después del Ingreso de la L.T. Mantaro-Socabaya Al ingreso en operación comercial de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, a los valores del Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario del Sistema Interconectado Nacional actualizados al 04 de agosto del año 2000, se le adiciona el valor del Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya determinado en este informe, obteniéndose lo siguiente:

Cuadro N° 6.3 – Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario (después del ingreso de la L.T. Mantaro-Socabaya)


(S/.)


(S/.)

Peaje Unitario

(S/./kW-mes)

SICN 67 509 465 0 2,18


SIS: Resto 14 621 741 894 033 0,47

L.T. Mantaro-Socabaya 95 851 097 324 590 3,10

Dividiendo el valor del Peaje por Conexión entre la Máxima Demanda Anual se tiene el Peaje Unitario por Conexión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional corresponde a 5,88 S/./kW-mes:



Cuadro N° 6.4 – Peaje Unitario por Conexión (después del ingreso de la L.T. Mantaro-Socabaya)

Sistema Peaje Unitario por Conexión (S/./kW-mes)

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional 5,88

6.3 Impacto en las Tarifas Al ingreso de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya se genera un impacto sobre las tarifas en barra y a usuarios finales debido a dos factores:

• El nuevo valor del Peaje Unitario por Conexión por el incremento del mismo con la adición del Peaje Unitario por Conexión de la línea Mantaro-Socabaya.

• De acuerdo a lo señalado en el Artículo Décimo Sexto de la Resolución N° 004-2000 P/CTE, a partir del inicio de la operación comercial de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya los precios de la Potencia de Punta (PPM) de las subestaciones base del Sistema Interconectado Centro Norte y del Sistema Interconectado Sur, actualizados al 4 de agosto del año 2000, se modifican al multiplicarse por los valores indicados en dicha resolución: 0,8694 y 0,7031 para el SICN y SIS respectivamente (esto se debe a que para el Precio Básico de Potencia a partir de la interconexión se deberá utilizar una máquina de 122,48 MW ubicada en Lima).

En el Cuadro N° 6.5 se muestra, para las Subestaciones Base del SICN, el incremento en el precio medio de potencia en barra en las subestaciones base, así como el incremento en el precio medio total, el cual incluye a la potencia y energía. En el primer caso se observa un incremento en promedio de 3,01%, mientras que en el segundo caso este incremento se reduce a sólo 0,90%.



Cuadro N° 6.5 Impacto Tarifario Sobre los Precios en Barra de las Subestaciones Base

del SICN

Precio MedioTENSIÓN Potencia Promedio

kVSICNTalara 220 3,72% 1,07%Piura Oeste 220 3,50% 1,01%Chiclayo Oeste 220 3,52% 1,02%Guadalupe 220 3,39% 0,99%Trujillo Norte 220 3,19% 0,94%Chimbote 1 220 3,27% 0,96%Paramonga 220 3,09% 0,93%Zapallal 220 2,09% 0,64%Ventanilla 220 2,00% 0,61%Lima 220 1,95% 0,60%Independencia 220 2,27% 0,70%Ica 220 2,13% 0,63%Marcona 220 1,62% 0,45%Mantaro 220 3,42% 1,04%Huayucachi 220 3,06% 0,93%Pachachaca 220 2,64% 0,81%Huancavelica 220 3,16% 0,96%Callahuanca 220 2,41% 0,74%Huallanca 138 4,14% 1,22%Tingo María 220 4,81% 1,45%Huánuco 138 3,89% 1,18%

3,01% 0,90%

En el Cuadro N° 6.6 se muestra, para las Subestaciones Base del SIS, el incremento en el precio medio de potencia en barra en las subestaciones base, así como el incremento en el precio medio total, el cual incluye a la potencia y energía. En el primer caso se observa un decremento en promedio de 15,19%, mientras que en el segundo caso este decremento se reduce a 4,28%.



Cuadro N° 6.6 Impacto Tarifario Sobre los Precios en Barra de las Subestaciones Base

del SIS

Precio MedioTENSIÓN Potencia Promedio

kVSISMachupicchu 138 -14,91% -4,29%Cachimayo 138 -15,14% -4,35%Cusco 138 -15,16% -4,37%Combapata 138 -15,01% -4,23%Tintaya 138 -14,81% -4,08%Ayaviri 138 -13,37% -3,57%Azángaro 138 -12,46% -3,29%Juliaca 138 -13,02% -3,21%Callalli 138 -15,27% -4,31%Santuario 138 -15,52% -4,42%Socabaya 138 -15,83% -4,54%Cerro Verde 138 -15,87% -4,57%Mollendo 138 -15,91% -4,61%Montalvo 138 -15,87% -4,60%Toquepala 138 -15,71% -4,50%Aricota 138 -15,60% -4,50%Aricota 66 -15,41% -4,42%Tomasiri 66 -16,58% -4,72%Tacna 66 -17,09% -4,80%

-15,19% -4,28%

En los Cuadros N° 6.7 y 6.8 se muestra la variación en la tarifa del usuario final, clasificado por opción tarifaria y por empresa eléctrica. Tal como se puede apreciar el incremento en el SICN es de aproximadamente 0,67% y el decremento en el SIS es de aproximadamente 3,38%.



Cuadro N° 6.7 Impacto Tarifario Sobre las Tarifas Finales por Opción Tarifaria (SICN)

Empresa Sector Sistema MT2 MT3FP MT3HP MT4FP MT4HP BT2 BT3FP BT3HP BT4FP BT4HP BT4-AP BT5 BT6R BT6NRSistema Interconectado Centro Norte (SICN)ELNO 2 TUMBES 0,91% 0,76% 0,86% 0,72% 0,83% 0,79% 0,40% 0,67% 0,38% 0,67% 0,88% 0,89% 0,90% 0,90%ELNO 2 SULLANA-EL ARENAL-PAITA 0,86% 0,72% 0,82% 0,68% 0,79% 0,74% 0,38% 0,64% 0,36% 0,63% 0,83% 0,84% 0,84% 0,84%ELNO 2 CHULUCANAS 0,86% 0,72% 0,81% 0,68% 0,78% 0,74% 0,38% 0,63% 0,36% 0,62% 0,82% 0,83% 0,84% 0,84%ELNO 2 PIURA 0,87% 0,72% 0,82% 0,69% 0,79% 0,74% 0,37% 0,63% 0,36% 0,62% 0,83% 0,83% 0,84% 0,84%ELNO 2 BAJO PIURA 0,86% 0,72% 0,81% 0,68% 0,79% 0,74% 0,38% 0,63% 0,36% 0,62% 0,82% 0,83% 0,83% 0,83%ELNO 2 TALARA 0,90% 0,75% 0,85% 0,71% 0,82% 0,77% 0,38% 0,65% 0,37% 0,64% 0,86% 0,87% 0,88% 0,88%ELN 2 CHICLAYO-ILLIMO 0,89% 0,74% 0,84% 0,70% 0,81% 0,76% 0,38% 0,64% 0,37% 0,64% 0,85% 0,85% 0,86% 0,86%ELN 3 CHONGOYAPE 0,73% 0,64% 0,79% 0,62% 0,77% 0,68% 0,38% 0,62% 0,36% 0,61% 0,76% 0,78% 0,79% 0,79%ELNM 2 CAJAMARCA 0,87% 0,73% 0,82% 0,69% 0,79% 0,76% 0,39% 0,65% 0,37% 0,64% 0,84% 0,86% 0,86% 0,86%ELNM 3 CASCAS-CONTUMAZA 0,72% 0,65% 0,78% 0,62% 0,76% 0,70% 0,40% 0,65% 0,38% 0,64% 0,79% 0,82% 0,82% 0,82%ELNM 2 TRUJILLO 0,81% 0,67% 0,76% 0,64% 0,74% 0,69% 0,35% 0,59% 0,34% 0,58% 0,77% 0,78% 0,78% 0,78%ELNM 2 CHIMBOTE 0,83% 0,69% 0,78% 0,65% 0,76% 0,71% 0,36% 0,61% 0,35% 0,60% 0,79% 0,80% 0,80% 0,80%ELNM 2 CALLEJON DE HUAYLAS 1,03% 0,86% 0,98% 0,82% 0,94% 0,88% 0,45% 0,76% 0,44% 0,75% 0,98% 0,99% 1,00% 1,00%ELNM 3 PALLASCA-CACHICADAN 0,85% 0,76% 0,92% 0,73% 0,90% 0,81% 0,46% 0,75% 0,45% 0,74% 0,91% 0,94% 0,95% 0,95%ELNM 2 GUADALUPE-CHEPEN-PACASMAYO 0,84% 0,70% 0,79% 0,66% 0,77% 0,72% 0,36% 0,62% 0,35% 0,61% 0,81% 0,82% 0,83% 0,83%ELNM 2 HUARMEY 0,79% 0,66% 0,75% 0,63% 0,72% 0,68% 0,35% 0,59% 0,34% 0,58% 0,76% 0,77% 0,77% 0,77%EMSEMSA 2 EMSEMSA 0,78% 0,65% 0,74% 0,62% 0,72% 0,66% 0,33% 0,56% 0,32% 0,56% 0,74% 0,75% 0,75% 0,75%EDLN 2 PATIVILCA 0,79% 0,65% 0,74% 0,62% 0,72% 0,67% 0,33% 0,57% 0,32% 0,56% 0,76% 0,76% 0,77% 0,77%EDLN 2 SUPE-BARRANCA 0,77% 0,64% 0,73% 0,61% 0,71% 0,68% 0,33% 0,58% 0,32% 0,57% 0,77% 0,78% 0,78% 0,78%EDLN 2 HUACHO 0,77% 0,64% 0,73% 0,61% 0,71% 0,68% 0,33% 0,58% 0,32% 0,57% 0,77% 0,78% 0,78% 0,78%EDLN 2 HUARAL 0,49% 0,41% 0,46% 0,39% 0,45% 0,44% 0,22% 0,38% 0,21% 0,37% 0,50% 0,51% 0,51% 0,51%EDLN 1 LIMA NORTE 0,51% 0,52% 0,47% 0,50% 0,46% 0,45% 0,26% 0,35% 0,25% 0,34% 0,48% 0,44% 0,44% 0,44%LDS 1 LIMA SUR 0,51% 0,51% 0,46% 0,49% 0,45% 0,44% 0,25% 0,34% 0,25% 0,34% 0,48% 0,43% 0,44% 0,44%EDECA 2 CAÑETE 0,56% 0,47% 0,53% 0,45% 0,51% 0,50% 0,25% 0,43% 0,24% 0,42% 0,56% 0,57% 0,57% 0,57%EDECA 3 LUNAHUANA 0,47% 0,43% 0,51% 0,41% 0,50% 0,46% 0,25% 0,43% 0,25% 0,42% 0,53% 0,55% 0,55% 0,55%ELSM 2 ICA 0,54% 0,45% 0,51% 0,43% 0,50% 0,47% 0,24% 0,40% 0,23% 0,40% 0,54% 0,54% 0,55% 0,55%ELSM 2 PISCO 0,59% 0,49% 0,55% 0,47% 0,54% 0,51% 0,26% 0,44% 0,25% 0,43% 0,58% 0,59% 0,59% 0,59%ELSM 2 CHINCHA 0,59% 0,49% 0,55% 0,47% 0,54% 0,51% 0,26% 0,44% 0,25% 0,43% 0,58% 0,59% 0,59% 0,59%ELSM 2 NAZCA-PALPA 0,39% 0,33% 0,37% 0,31% 0,36% 0,35% 0,17% 0,30% 0,17% 0,30% 0,40% 0,41% 0,41% 0,41%ELSM 3 HUAYTARA-CHOCORVOS 0,64% 0,58% 0,71% 0,56% 0,69% 0,63% 0,34% 0,58% 0,34% 0,58% 0,72% 0,75% 0,75% 0,75%ELSM 4 CASTROVIRREYNA 0,62% 0,55% 0,68% 0,53% 0,66% 0,56% 0,31% 0,52% 0,30% 0,51% 0,64% 0,68% 0,68% 0,68%ELSM 4 INGENIO-CHANGUILLO 0,31% 0,28% 0,35% 0,27% 0,34% 0,30% 0,16% 0,27% 0,16% 0,27% 0,34% 0,36% 0,36% 0,36%ELSM 3 CORDOVA-QUERCO 0,33% 0,30% 0,36% 0,29% 0,35% 0,33% 0,18% 0,30% 0,17% 0,30% 0,38% 0,40% 0,40% 0,40%COEL 3 VILLACURI 0,43% 0,40% 0,48% 0,38% 0,47% 0,43% 0,23% 0,39% 0,23% 0,39% 0,49% 0,51% 0,51% 0,51%ELC 2 HUANCAVELICA CIUDAD 0,81% 0,67% 0,76% 0,63% 0,73% 0,68% 0,34% 0,58% 0,33% 0,57% 0,76% 0,77% 0,77% 0,77%ELC 4 HUANCAVELICA RURAL 0,63% 0,55% 0,68% 0,52% 0,66% 0,56% 0,30% 0,51% 0,29% 0,50% 0,62% 0,65% 0,66% 0,66%ELC 2 AYACUCHO 0,90% 0,76% 0,85% 0,71% 0,82% 0,77% 0,40% 0,66% 0,38% 0,65% 0,85% 0,86% 0,87% 0,87%ELC 3 CANGALLO-LLUSITA 0,75% 0,69% 0,82% 0,65% 0,79% 0,73% 0,42% 0,67% 0,40% 0,66% 0,82% 0,84% 0,85% 0,85%ELC 2 HUANCAYO 0,80% 0,67% 0,75% 0,62% 0,72% 0,67% 0,34% 0,57% 0,33% 0,56% 0,74% 0,75% 0,76% 0,76%ELC 3 VALLE DEL MANTARO 0,65% 0,58% 0,71% 0,56% 0,68% 0,62% 0,35% 0,57% 0,33% 0,56% 0,69% 0,71% 0,71% 0,71%ELC 2 HUANUCO 0,92% 0,76% 0,87% 0,72% 0,83% 0,79% 0,39% 0,67% 0,37% 0,65% 0,88% 0,89% 0,90% 0,90%ELC 2 TINGO MARIA 1,20% 0,99% 1,13% 0,93% 1,08% 0,99% 0,49% 0,84% 0,47% 0,82% 1,11% 1,11% 1,12% 1,12%ELC 2 PASCO 0,67% 0,56% 0,64% 0,53% 0,61% 0,58% 0,29% 0,49% 0,28% 0,48% 0,65% 0,65% 0,66% 0,66%ELC 2 TARMA-CHANCHAMAYO 0,68% 0,57% 0,65% 0,54% 0,62% 0,58% 0,30% 0,50% 0,29% 0,49% 0,64% 0,65% 0,66% 0,66%ELC 3 EJE TAYACAJA 0,73% 0,65% 0,79% 0,62% 0,76% 0,68% 0,39% 0,63% 0,37% 0,62% 0,76% 0,79% 0,79% 0,79%ELTO 2 TOCACHE 1,12% 0,93% 1,06% 0,88% 1,01% 0,97% 0,48% 0,83% 0,46% 0,81% 1,09% 1,10% 1,11% 1,11%

0,73% 0,62% 0,71% 0,59% 0,69% 0,64% 0,33% 0,56% 0,32% 0,55% 0,72% 0,73% 0,74% 0,74%0,67%



Cuadro N° 6.8 Impacto Tarifario Sobre las Tarifas Finales por Opción Tarifaria (SIS)

Empresa Sector Sistema MT2 MT3FP MT3HP MT4FP MT4HP BT2 BT3FP BT3HP BT4FP BT4HP BT4-AP BT5 BT6R BT6NRSistema Interconectado Sur (SIS)SEAL 2 AREQUIPA -4,09% -3,41% -3,87% -3,26% -3,74% -3,64% -1,82% -3,13% -1,76% -3,08% -4,09% -4,16% -4,18% -4,18%SEAL 2 MOLLENDO-MATARANI -4,14% -3,45% -3,91% -3,29% -3,77% -3,65% -1,83% -3,13% -1,76% -3,08% -4,09% -4,16% -4,18% -4,18%SEAL 2 COLCA -3,89% -3,22% -3,67% -3,07% -3,54% -3,40% -1,69% -2,91% -1,64% -2,86% -3,81% -3,87% -3,89% -3,89%ELS 2 MOQUEGUA -4,01% -3,33% -3,79% -3,23% -3,71% -3,57% -1,77% -3,06% -1,73% -3,04% -4,05% -4,12% -4,14% -4,14%ELS 2 ILO -4,07% -3,37% -3,84% -3,27% -3,76% -3,58% -1,78% -3,06% -1,74% -3,04% -4,05% -4,11% -4,14% -4,14%ELS 2 TACNA -4,49% -3,76% -4,24% -3,66% -4,17% -4,11% -2,05% -3,54% -2,01% -3,52% -4,68% -4,77% -4,80% -4,80%ELS 3 TOMASIRI -3,63% -3,31% -4,00% -3,23% -3,93% -3,60% -1,98% -3,34% -1,95% -3,32% -4,14% -4,30% -4,33% -4,33%ELS 2 LA YARADA -4,41% -3,68% -4,16% -3,58% -4,09% -4,00% -1,99% -3,45% -1,95% -3,42% -4,55% -4,64% -4,66% -4,66%ELS 3 TARATA -3,25% -2,97% -3,59% -2,91% -3,54% -3,25% -1,78% -3,02% -1,75% -3,00% -3,74% -3,90% -3,92% -3,92%ELSE 2 CUSCO -3,95% -3,29% -3,72% -3,13% -3,59% -3,47% -1,73% -2,96% -1,67% -2,92% -3,89% -3,94% -3,96% -3,96%ELSE 4 VALLE SAGRADO 1 -3,06% -2,71% -3,35% -2,61% -3,26% -2,79% -1,53% -2,56% -1,48% -2,52% -3,13% -3,32% -3,34% -3,34%ELSE 4 VALLE SAGRADO 2 -3,06% -2,72% -3,35% -2,62% -3,26% -2,80% -1,53% -2,57% -1,49% -2,53% -3,15% -3,34% -3,36% -3,36%ELSE 4 VILCANOTA-SICUANI -2,99% -2,65% -3,27% -2,55% -3,18% -2,73% -1,49% -2,50% -1,45% -2,47% -3,07% -3,26% -3,27% -3,27%ELSE 2 YAURI -3,67% -3,04% -3,46% -2,91% -3,35% -3,20% -1,59% -2,73% -1,54% -2,69% -3,59% -3,65% -3,67% -3,67%ELPU 3 AYAVIRI -2,61% -2,35% -2,87% -2,26% -2,78% -2,53% -1,38% -2,33% -1,34% -2,29% -2,87% -2,98% -2,99% -2,99%ELPU 3 AZANGARO -2,38% -2,13% -2,61% -2,05% -2,54% -2,29% -1,25% -2,10% -1,21% -2,07% -2,60% -2,69% -2,71% -2,71%ELPU 2 PUNO-JULIACA-POMATA -2,81% -2,33% -2,65% -2,22% -2,56% -2,51% -1,22% -2,15% -1,19% -2,12% -2,84% -2,91% -2,92% -2,92%ELSE 2 LA CONVENCION -3,77% -3,13% -3,55% -2,98% -3,43% -3,30% -1,64% -2,83% -1,59% -2,78% -3,71% -3,77% -3,79% -3,79%ELSE 3 ABANCAY -3,07% -2,83% -3,39% -2,72% -3,29% -3,07% -1,69% -2,86% -1,63% -2,82% -3,51% -3,68% -3,70% -3,70%

-3,54% -3,04% -3,54% -2,92% -3,45% -3,24% -1,67% -2,85% -1,63% -2,82% -3,66% -3,77% -3,79% -3,79%-3,38%



7. Conclusiones

Del análisis efectuado se obtienen las siguientes conclusiones:

i. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR).- La Comisión de Tarifas de Energía, mediante Resolución N°027-98 P/CTE fijó el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) inicial del sistema de transmisión Mantaro-Socabaya, integrado por la línea de transmisión Mantaro-Socabaya, así como sus celdas, subestaciones y equipo de compensación asociado para la correcta operación de la interconexión, en la suma de Ciento Setentinueve Millones Ciento Setentinueve Mil Dólares Americanos (US$ 179 179 000) conforme a los términos del Contrato BOOT.

ii. Costos de Operación y Mantenimiento (COyM).- El valor para el costo estándar de operación y mantenimiento del sistema de transmisión Mantaro-Socabaya asciende a la suma de Cinco Millones Cuatrocientos Veinticuatro Mil Quinientos Cincuentiocho Dólares Americanos (US$ 5 424 558) que representa aproximadamente el 3,03% del VNR de la línea.

iii. Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario.- El valor del Ingreso Tarifario de esta línea se determinó con los datos de flujos de carga empleados en la fijación tarifaria de mayo 2000 y asciende a la suma Noventitres Mil Trescientos Setentiseis Dólares Americanos (US$ 93 376), el Peaje por Conexión se determinó como resultado de la diferencia entre el costo anual de la línea (anualidad del valor nuevo de reemplazo más los costos de operación y mantenimiento) y el Ingreso Tarifario dando como resultado la suma de Veintisiete Millones Quinientos Setenticinco Mil Ciento Dieciocho Dólares Americanos (US$ 27 575 118).

A continuación se muestra el Cuadro N° 7.1 con los valores de los costos determinados para la línea Mantaro-Socabaya en dólares americanos y en nuevos soles referidos a mayo 2000, aplicando el Factor de Actualización correspondiente, los mismos que deben ser agregados en la tabla del Artículo Décimo de la Resolución N° 004-2000-P/CTE:



Cuadro N° 7.1 – Costo Anual, Peaje por Conexión e Ingreso Tarifario de la L.T. Mantaro-Socabaya

Descripción Monto

(US$)

Monto

(S/.) Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo 22 243 936 77 583 708

Costo de Operación y Mantenimiento 5 424 558 18 920 092

Peaje por Conexión 27 575 118 96 178 102

Ingreso Tarifario 93 376 325 697

iv. Peaje Unitario por Conexión al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.- A partir del inicio de la operación comercial del sistema de transmisión Mantaro-Socabaya, se producirá la unión de los Sistemas Interconectados Centro Norte y Sur, lo que dará lugar al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Esta unión origina cambios en el Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión, debido a que los referidos cargos se determinan como el cociente entre los respectivos costos anuales y la demanda total del SEIN;

No obstante, es necesario adecuar los cargos de transmisión, expresados a mayo 2000, que se aplicarán a partir de la entrada en operación comercial del Sistema de Transmisión Mantaro-Socabaya de acuerdo con lo indicado en el Cuadro 7.2, el mismo que deberá reemplazar el acápite A.1) del numeral 1, del Artículo Primero de la Resolución N° 004-2000 P/CTE:

Cuadro N° 7.2 – Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión del SEIN


(S/.)


(S/.)

Peaje Unitario

(S/./kW-mes)

SICN 67 193 655 0 2,17


SIS: Resto 14 553 340 889 851 0,47

L.T. Mantaro-Socabaya 96 178 102 325 697 3,11

TOTAL 181 877 483 1 223 619 5,88



v. Impacto Tarifario.- Al ingreso de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya se genera un impacto sobre las tarifas en barra y a usuarios finales debido a los siguientes factores: el nuevo valor del Peaje Unitario por Conexión por el incremento del mismo con la adición del Peaje Unitario por Conexión de la línea Mantaro-Socabaya, y por la modificación del precio básico de potencia por la utilización como unidad de punta de una máquina de 122,48 MW ubicada en Lima.

En el Cuadro N° 7.3 se muestra el promedio de las variaciones porcentuales en el precio medio total en las subestaciones base, así como en la tarifa del usuario final.

Cuadro N° 7.3 – Impacto Tarifario por el Ingreso en Operación Comercial de la L.T. Mantaro-Socabaya

Descripción Sistema Variación

(%) SICN 0,90%

Precio en Barra SIS -4,28%

SICN 0,67% Tarifa a Usuario Final

SIS -3,38%



8. Anexo 1

Alcance del Contrato BOOT

Definiciones El contrato BOOT estipula las siguientes definiciones:

“Contrato BOOT

Es el contrato celebrado entre el Estado representado por el Ministerio de Energía y Minas y la Sociedad Concesionaria, en el cual Interviene el Operador Estratégico Precalificado y ETECEN, que regula la Concesión otorgada a la Sociedad Concesionaria.”

“Costos Estándares de Operación y Mantenimiento

Son los costos de operación y mantenimiento de un Sistema Económicamente Adaptado, y comprenden, cuando menos;

• Costos de personal (incluyendo todos los pagos y retenciones que correspondan a la Sociedad Concesionaria bajo las Leyes Aplicables);

• Costos de los contratos de mantenimiento;

• Costos de Combustible, lubricantes, etc.

• Costos de Seguridad; y

• Anualidad de capitales inmovilizados en repuestos, herramientas, vehículos, edificios.”

“Mantenimiento Mayor



Será aquel mantenimiento cuya ejecución requiere retiro total por más de 24 horas continuas de la unidad generadora o equipo principal de transmisión. El equipo principal de transmisión será aquel calificado como tal por el respectivo COES.”

“Monto de Inversión

Es el monto estipulado en Dólares por un Postor en su Carta de Presentación de Oferta Económica para la entrega en concesión del Sistema de Transmisión, el cual incluye el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y cualquier otra actividad que resulte necesaria para la puesta en Operación Comercial y explotación de dicho sistema conforme a este Contrato.”

“Operador Estratégico Precalificado

Es el Operador Estratégico calificado por el Comité de Evaluación que cumple con los requisitos de precalificación. Para lo fines del presente Contrato, el Operador Estratégico Precalificado es el titular de la Participación Mínima en la Sociedad Concesionaria.”

“Costo Total de Transmisión

Es la suma de la anualidad de la inversión calculada conforme a la Cláusula 5.2.5 de este Contrato y los Costos Estándares de Operación y Mantenimiento del Sistema Económicamente Adaptado, según sean determinados por la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) o por la Autoridad que a futuro resulte competente en su reemplazo y conforme a lo establecido en el Artículo 2° de la Ley N° 26885”.

“Peaje por Conexión

Es la diferencia entre le Costo Total de Transmisión anual y el Ingreso tarifario anual y es pagado mensualmente por los generadores en proporción a su Potencia Firme, de acuerdo al artículo 59 del D.L. N° 25844”.

“Puesta en Operación Comercial

Es la fecha a partir del cual la Sociedad Concesionaria comienza a prestar el Servicio y está autorizada a cobrar la Tarifa. La puesta en Operación Comercial se inicia en la fecha en que se emita el Acta de Pruebas indicada en la Cláusula 7.2.”

“Tarifa

Es la retribución que la Sociedad Concesionaria deberá cobrar a los Clientes respectivos, en su condición de titular del Sistema de Transmisión, según sea



establecida por la Autoridad Gubernamental conforme a la Leyes Aplicables y al presente Contrato. La Tarifa cubre el Costo Total de Transmisión de la Sociedad Concesionaria respecto del Sistema de Transmisión conforme a lo estipulado en la Leyes Aplicables y el presente Contrato”.

“Valor Nuevo de Reemplazo o VNR

Es el Valor Nuevo de Reemplazo, tal como está definido en el D.L. N° 25844, representa el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el Servicio con la tecnología y precios vigentes.”

Alcance de la Construcción del Sistema de Transmisión El Contrato BOOT contempla en la Cláusula 3 el siguiente párrafo:

“3.2. Construcción del Sistema de Transmisión

3.2.1. Alcances

La responsabilidad de la Sociedad Concesionaria por la construcción del Sistema de Transmisión incluye todas las obras, instalaciones y equipamientos necesarios para la adecuada operación del Sistema de Transmisión a partir de los puntos de conexión al SICN y al SIS.”

Régimen Tarifario El Contrato BOOT contempla el siguiente régimen tarifario:

“5.2.5 Régimen Tarifario5

Que la Calificación de la Línea de Transmisión como Sistema Principal de Transmisión se mantendrá durante todo el Plazo del Contrato BOOT.

Que la Tarifa Comprenderá:

(i) La anualidad de la Inversión que será calculada aplicando:

(a) El VNR determinado por el organismo regulador, el que será siempre igual al Monto de Inversión del Adjudicatario ajustado en cada periodo de revisión por la variación en el “Finished Goods Less Food and Energy” (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento del Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos de América:

(b) El plazo de 30 años; y

(c) La tasa de actualización de 12% durante los primeros diez (10) años contados a partir de la Puesta en Operación Comercial del Sistema de Transmisión. Posteriormente, y hasta el vencimiento del plazo del Contrato BOOT, la tasa fijada en la Leyes Aplicables.

5 Texto modificado en su totalidad por el Addendum N° 1 al Contrato BOOT con fecha 09 de mayo del

año 2000.



(ii) La retribución por costos de operación y mantenimiento según lo establecido en las Leyes Aplicables y considerando lo estipulado en el presente Contrato.

Que la Tarifa anual estará sujeta a la fórmula de reajuste mensual que determine la Comisión de Tarifas de Energía, de acuerdo al artículo 61° del D.L. N° 25844.”

7.2 Puesta en Operación Comercial

“… A la finalización exitosa de la pruebas de recepción de la Línea de Transmisión, las Partes suscribirán un documento que así lo acredite ( el “Acta de Pruebas”). La Puesta en Operación Comercial de la Línea de Transmisión será la fecha del Acta de Pruebas, teniendo la Sociedad Concesionaria, a partir de tal fecha, el derecho a cobrar la Tarifa.”

“Cláusula 14: Tarifas

Régimen Tarifario:

(i) La Comisión de Tarifas Eléctricas fijará la Tarifa inicial y las posteriores en concordancia con lo establecido en la Cláusula 5.2.5 (i) y conforme al artículo 2° de la Ley N° 26885, incorpora al Contrato los términos y condiciones de la Oferta Económica presentada por el Adjudicatario a los efectos del Concurso.

(ii) Conforme al Artículo76° del D.L. N° 25844, la Sociedad Concesionaria, dentro de los seis (6) meses siguientes a la Fecha de Cierre, siguiendo los procedimientos y utilizando los formularios pertinentes, solicitará a la CTE que fije el VNR inicial de acuerdo al Monto de Inversión para la determinación del VNR correspondiente, según lo establecido en el literal (i) anterior.

(iii) La retribución que le corresponda a la Sociedad Concesionaria por actividades distintas a la prestación del Servicio será calculada y pagada conforme a lo que libremente se establezca en los contratos respectivos y con sujeción a lo dispuesto por la Leyes Aplicables. La retribución por tales actividades distintas al Servicio será independiente de la compensación por el Servicio y no afectará el monto del mismo.

(iv) Las Potencias adicionales, sobre las especificadas y requeridas por el presente Contrato, se considerarán como actividades distintas a la prestación del Servicio.”



9. Anexo 2

1. Informes Legales AL-DC-049 y 051-2000 2. Observaciones de la CTE a la propuesta

TransMantaro 3. Respuesta de TransMantaro a las Observaciones de

la CTE 4. Comunicación de TransMantaro con relación al

costo de los Seguros.

Peaje por Conexión de la L.T. 220 kV Mantaro-Socabaya · Comisión de Tarifas de Energía Informe...

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