AUDIENCIA PUBLICA

PRESENTACIÓN DE LOS ESTUDIOS

TÉCNICOS ECONOMICOS DE LAS

PROPUESTAS DE TARIFAS Y

COMPENSACIONES PARA LOS SISTEMAS

SECUNDARIOS DE TRANSMISION

EMPRESAS DEL SECTOR

Lima, 15 de abril de 2002

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Exposición del Presidente del Consejo Directivo del Osinerg, Señor AlfredoDammert, quien aperturará la sesión y explicará los puntos principales antesde las exposiciones.

El día de hoy tenemos la parte de la asignación de precios que se determinaanualmente que son los sistemas secundarios de transmisión. Es quizá paraaquellos que no son productores generadores. Ustedes recordarán queanteriormente ya se hizo una presentación sobre la generación y los sistemasprimarios de transmisión.

El marco legal por el cual estamos llevando a cabo esta determinación de tarifas yestas Audiencias Públicas, son en el primer caso la Ley de Concesiones Eléctricasy en el segundo las normas para garantizar la transparencia que son del año 2001;Y como ya he mencionado, las actividades se separan en generación, transmisión,es decir de los generadores de electricidad hasta los distribuidores en lasdiferentes regiones del país y la distribución de electricidad.

Hoy vamos a ver la transmisión secundaria; que son aquellas líneas donde la tarifao la transmisión no se carga a toda la red sino se carga solamente: o a losgeneradores debido a que esas líneas de transmisión van solamente desde ungenerador a la red de transmisión general o sino se cargan de un punto de la barraa una línea de distribución específica. En cambio las líneas de transmisiónprimaria son aquellas a las cuales todos los generadores y todos los distribuidoresestán interconectados; ese es el motivo que vemos las líneas de transmisión porseparado porque las tarifas sólo se cargan a un grupo o de generadores o a undistribuidor.

En la lámina se aprecia lo que indiqué antes que el sistema principal lo pagantodos; en cambio el sistema secundario son los usuarios particulares y estastarifas se fijan cada 12 meses.

En la siguiente lámina se tiene básicamente un recordatorio que la tarifa es lasuma de la tarifa de transmisión, generación y de distribución y las fechas en queestas se regulan. En el caso de la transmisión secundaria, esta se da en el mes demayo.

Esta es la definición que ya había mencionado de forma más simple, que serefiere al sistema principal de transmisión que es la parte común y el sistemasecundario de transmisión es la parte que solamente llega a un distribuidor oconsumidor o sino a aquellas instalaciones que van de un generador hacia unabarra principal del sistema principal de transmisión.

Esta es la forma en que se determinan las tarifas de transmisión secundaria.Quizá el esquema es un poco más complicado de lo que debería ser pero creoque las variables si están bien identificadas.

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¿Cómo se carga la tarifa de transmisión y en este caso de transmisión secundariaque en realidad el método es similar? En primer lugar, se toma el total delconsumo de electricidad para ese segmento de la transmisión secundaria. Esdecir, si este sistema de transmisión secundaria llega a una red particular dedistribución que tiene un consumo anual específico, esa va a ser la cantidad.

Luego se determina el costo medio total. Esto del costo medio lleva acomplicaciones porque no es promediar por el número de KW-hora o KW, enrealidad es el costo total que toma llevar la electricidad del punto de una barra aun sistema a través del sistema de transmisión secundaria hasta llegar a la red dedistribución.

El costo que implica esto aquí se le llama costo medio, entonces simplemente loque se hace es un promedio de la demanda sobre el costo medio y eso se llamapeaje de transmisión, pero como hay pérdidas enormes en los sistemas, se leagrega un costo adicional por pérdidas que se le denomina ingresos tarifarios.

Entonces la tarifa está dividida en peaje de transmisión que es el verdadero costosin pérdida más la pérdida.

Esta es la definición de costo medio que habíamos visto que son los costos totalescorrespondientes a la inversión anualizada al costo de operación y costo demantenimiento para un sistema eléctrico en condiciones de eficiencia, por eso esque existe la otra parte que son las pérdidas de transmisión.

Y el siguiente es el cronograma que tomaría para fijar las tarifas. Tengo algunasfechas para que no nos perdamos en ese diagrama que es complejo, pero creoque lo más importante es que estamos en la Audiencia Pública donde lasempresas de transmisión secundaria presentan su propuesta de la base técnicaeconómica, los estudios que las llevan a determinar las tarifas de transmisiónsecundaria (15 de abril). Posteriormente analizaremos la propuesta para el cual senos permiten 13 días y después 5 días más lo cual nos llevará aproximadamenteal 28 de abril donde se llevará la nueva Audiencia Pública donde Osinerg hará susobservaciones a los estudios de las diferentes empresas de transmisiónsecundaria.

Después de la absolución de las observaciones que incluye la publicación en lapágina Web del sustento de las tarifas por parte de Osinerg, antes del 29 de juniopublicaremos ya las tarifas en la página Web de Osinerg.

En el caso que hayan recursos de reconsideración, etc., se procederá a lassiguientes etapas.

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Creo que será más interesante ver las propuestas que nos van a presentar lasdiferentes empresas por lo cual yo quisiera invitarlos en el orden establecido paraque hagan sus presentaciones y agradecerles por participar y también quisieraque aquellas personas del público consumidor o los expertos que no son de lasempresas que participen en las preguntas para ayudarnos a enriquecer esteevento.

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Exposición de los representantes de Edelnor, Ingeniero Alfonso ValleCisneros, Ingeniero Jorge Ponce Flores, Ingeniero David Heredia Díaz

En esta oportunidad, Edelnor va a presentar el valor de su peaje unitario portransmisión secundaria así como las consideraciones que hemos tenido en cuentapara su cálculo.

Para tal fin vamos a dar un alcance sobre:

Marco regulatorio.Incidencia del peaje de transmisión secundaria en la tarifa Usuario FinalSistemas secundarios de EdelnorProcedimientos tomados en cuenta para el cálculo del PeajeDeterminación del Valor Nuevo ReemplazoCosto de operación y mantenimientoIngreso tarifarioY por último, señalaremos nuestra propuesta del peaje unitario secundario.

El marco regulatorio nos señala que el peaje debe cubrir el costo medio anual delas instalaciones económicamente adaptadas, esto quiere decir la anualidad deinversión más los costos de operación y mantenimiento.

También nos dice que el peaje debe agregarse a los precios en barra y que elpeaje debe ser calculado tomando en cuenta el peaje actualizado y la energíaactualizado.

La tarifa Usuario Final está conformada por un precio en barra, por el peajeunitario de transmisión secundaria, por el valor agregado de distribución en mediatensión y por el valor agregado en baja tensión.

¿Cuál es la incidencia de este peaje de transmisión secundaria? Es la formaciónde la tarifa Usuario Final.

En la transparencia se observa el peaje por transmisión secundaria, querepresenta solamente el 3 por ciento de la tarifa que se aplica a usuario final enbaja tensión.

Edelnor cuenta con tres sistemas de transmisión secundaria: Una en Huacho, otraen Huaral y la última que es Lima Norte, para la cual vamos a calcular el peajeunitario.

Edelnor se caracteriza por tener este sistema de transmisión. Lo que está en colorrojo son las líneas de transmisión a 220 kV y los que están en color azúl son laslíneas en 60 mil voltios.

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Tiene tres puntos de compra: uno es Chavarría, otro Santa Rosa y Barsi. En elgráfico se puede ver que existe una concentración de carga en la zona deChavarría y también existe una concentración de carga en la zona de Maranga,Santa Marina, Mirones, Pando y Barsi.

Para calcular el peaje para este sistema de transmisión, consideramos primerohacer la proyección de la demanda a nivel de distribución tanto de la potenciacomo de la energía. Debemos tomar en cuenta costos estándares de inversiónsustentados en costos modulares de transmisión y transformación porqueconjuntamente ambos datos nos lleve a optimizar el sistema eléctrico detransmisión. Esto nos va a llevar a determinar el valor nuevo reemplazo detransmisión secundaria.

La anualidad de este Valor Nuevo de Reemplazo más los costos de operación ymantenimiento, sustentados en una optimización de costos que tienen en cuentaactividades eficientes, nos va a determinar el precio medio anual.

Con este precio medio anual conjuntamente con el ingreso tarifario, sustentado enflujos de carga del sistema de transmisión optimizado, más las tarifas en barraadecuadamente expandidas hasta una de las barras del sistema de transmisiónsecundaria, vamos a determinar el peaje.

Este peaje actualizado más la energía actualizada nos determina el peaje unitariode largo plazo.

Con esta visión general procederemos a ver cuáles han sido las premisas, lasbases y los resultados en cada una de estas etapas.

Para la proyección de la demanda, Edelnor ha tenido en cuenta una serie históricade la máxima demanda y energía por cada estación de transmisión. Asimismo hatenido en cuenta la venta de energía del mercado regulado y del mercado libre, elcrecimiento de la población y el PBI, así como un modelo econométrico convariables explicativas como el PBI del departamento de Lima, la población distrital,el precio medio de venta y como variable independiente la venta de energía.

Los resultados nos indican que la demanda de energía crecerá en 4.5 por cientode promedio anual y la demanda de potencia en 4 por ciento promedio anual.

Para la optimización de la infraestructura eléctrica, Edelnor considera que elsistema de transmisión es de mínimo costo adaptado a la demanda y debeconsiderar niveles de tensión de 220 y 60 KV, debe mantener fijo los puntos en loscuales compra la energía, debe respetar el plan Director Urbano dentro de suconcesión, debe asumir la condición n-1 con una sobre carga permitida de 20 porciento con el fin de cumplir las exigentes normas de calidad.

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También contempla que la infraestructura eléctrica debe tener bancosmonofásicos de 40 MVA para subestaciones de 220/60 KV, transformadores de 25y 16 MVA para subestaciones de 60/10KV.

También considera que previamente se debe hacer una selección óptima deconductores sustentada en la combinación de los conductores versus lacapitalización de las pérdidas de energía.

También deben contemplar costos estándares según módulos estandarizadospara subestaciones y líneas de transmisión que reflejen tecnología actual y acostos de mercado.

Por último, la optimización de la infraestructura eléctrica debe conllevar a laubicación de las estaciones de 60/10 KV.

Como resultados de la optimización vemos que las sub estaciones de muy altatensión a media tensión se va a incrementar en una subestación y las sub-estaciones de alta tensión a media tensión van a registrar un incremento de 4 sub-estaciones.

Si esto lo vemos en valores de MVA podemos apreciar que las subestacionesMAT/AT van a tener un incremento de 4.4 por ciento promedio anual y las sub-estaciones de AT/MT un incremento de 1.6 por ciento promedio anual.

En el caso de líneas de transmisión, vemos que las líneas de 220 kV no van atener ningún incremento, pero sí en las líneas de 60,000 voltios va a haber unincremento en la longitud de las líneas que va a crecer en 1.7 por ciento promedioanual.

Definidos estos resultados tenemos que determinar cuáles son los costosestándares de inversión de esta optimización.

Para eso hemos considerado que los costos estándares de inversión debenreflejar módulos estructurados eficientemente y con tecnología vigente. Cadaelemento de cada módulo debe ser producto de un análisis de precios de mercadoen obras ejecutadas recientemente.

Cada módulo debe comprender costos directos los cuales deben incluir obrasciviles, obras electromecánicas y suministros. Asimismo debe contener costosindirectos que incluyan los respectivos costos de ingeniería y supervisión, gastosfinancieros y administrativos.

Teniendo los costos estándares de inversión más la infraestructura eléctricaoptimizada, calculamos el Valor Nuevo Reemplazo.

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Aquí vemos que el Valor Nuevo Reemplazo total del sistema de distribuciónsecundaria de Edelnor estaría entre un rango de 111 millones y 147 millones dedólares. Sin embargo, para calcular el peaje unitario por transmisión secundaria deEdelnor solamente se toma en cuenta un VNR entre 98 y 132 millones de dólares,lo que reflejaría un incremento de 3.5 por ciento promedio anual para los primeros7 años y 1.1 por ciento para los próximos 8 años. Cabe señalar que este VNR noincluye el VNR actual eléctrico.

Para la determinación de los costos de operación y mantenimiento Edelnorcontempla que el costo de mantenimiento debe comprender el costo demantenimiento predictivo, preventivo y correctivo tanto en líneas de transmisióncomo subestaciones. Deben comprender el costo de operación de subestaciones,centro de control y sistema de telecomunicaciones. También debe comprender elcosto por gestión que incluye los gastos generales y los gastos administrativos.Por último, las inversiones no eléctricas del sistema secundario de transmisión.

Los resultados nos dicen que el costo de operación y mantenimiento total delsistema de transmisión está entre 4.8 y 5.4 millones de dólares al año.

Para el cálculo del peaje se toma 4.5 millones para el primer año y 5 millonespara el año final del período de estudios. Esto nos indica que hay una variación enlos costos de operación y mantenimiento de 1.2 por ciento promedio anual paralos primeros 7 años y 0.5 por ciento anual para los próximos 8 años.

Para el ingreso tarifario, Edelnor considera simular flujos de carga en períodos depunta, base y media para condiciones normales de operación, determinar losfactores de pérdidas de energía y expandir los precios de compra de potencia yenergía.

El resultado de esta operación nos dice que el ingreso tarifario varia entre 1.3 a1.6 millones de dólares al año. Esto representa una variación anual de 3.2 porciento para los primeros 7 años y 0.2 por ciento para los próximos ocho años.

Teniendo el costo medio menos el ingreso tarifario obtenemos el peaje total parala transmisión secundaria. Esta estaría variando entre 15 y 20 millones de dólaresal año. Esto nos está representando un incremento de aproximadamente 2.2 porciento promedio anual.

Este peaje actualizado más la energía actualizada nos permite determinar peajesunitarios que varían desde 0.42 a 0.31 centavos de dólares por kWh. Esto nosestá indicando que hay una disminución en el tiempo del valor del peaje portransmisión secundaria.

Edelnor en esta oportunidad propone como peaje unitario de largo plazo para latransmisión secundaria un valor total de 0.38 centavos de dólar por kWh.

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Exposición de los representantes de las empresas distribuidoras Electro NorOeste, Electro Norte, Electro Norte Medio, Electro Centro, IngenieroHumberto Montes, Ingeniero Anibal Tomecich, Ingeniero Víctor Murillo,Ingeniero Ismael Aragón, Ingeniero Carlos Arroyo, Ingeniero CelestinoQuiñones e Ingeniero Julio Roldan.

La presentación técnica de las empresas Electro Nor Oeste, Electro Norte,Hidrandina y Electro Centro estará a cargo de Cenergia. Lo que quisiera yomencionar es el impacto en las operaciones de las empresas en lo que se refiere ala longitud de su línea de transmisión.

Hace un momento el representante de Edelnor mencionó que tenían 236kilómetros de líneas. Nosotros en Electrocentro tenemos 406, Hidrandina 851,Electro Norte 164 y en Electro Nor Oeste 403 haciendo un total de 1824kilómetros de líneas de transmisión secundaria.

Exposición técnica a cargo del representante de Cenergia Ing. Ismael AragónCorresponde a Cenergia como consultor del cálculo de tarifas de peajesecundario, exponer los resultados de su estudio y proponerlo de acuerdo a lareglamentación vigente a consideración de Osinerg y del público usuario.

Mi exposición está dividida en tres partes:

1. Exposición de la metodología general que se ha aplicado para las cuatroempresas.

2. Resultados que se han obtenido para cada empresa en particular.3. Síntesis y resumen de los resultados y algunos comentarios sobre los valores

que se han obtenido.

El objeto del informe es presentar a Osinerg los resultados del estudio de acuerdoa los procedimientos que se han establecido en la resolución indicada.

La base legal ya ha sido indicada anteriormente tanto por parte de Osinerg comode los señores de Edelnor. Lo que quisiera resaltar es el artículo 139° delReglamento que dice que las compensaciones deben cubrir el 100 por ciento delcosto medio anual de las instalaciones y que este costo medio anual se calculacomo el cociente del peaje secundario actualizado entre energía y potenciatransportada actualizada, según corresponda, para un horizonte de largo plazo. Nose trata de calcular el año vigente sino a través del concepto de valores presenteso valores descontados de la energía transportada y del costo medio anual.

Nuevamente lo que se mencionó, los costos medios que según la definición de laLey son los costos totales correspondientes a la inversión, la inversión expresadaen este caso en anualidades de inversión. Lo que representan económicamente el

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concepto de inversión es la amortización de la inversión y el costo del capitalinmovilizado y operación y mantenimiento para condiciones de eficiencia.

Como referencia, como modelo de cálculo, ha sido el procedimiento que usó elaño 99 la Comisión de Tarifas para definir los cargos o peajes para la zona deLima.

En el caso de las empresas del interior o de provincias, como podemosdenominarlas, no se ha hecho anteriormente ningún cálculo específico bajo esteprocedimiento. El procedimiento que se ha utilizado en las fijaciones tarifarias hasido a través de lo que se llamó la longitud equivalente, por lo tanto es el primeraño en el cual las empresas de distribución fuera del área de Lima estánpresentando un cálculo detallado de sus peajes.

Como punto de partida, nosotros hemos tomado la información que nos haproporcionado los propietarios de la empresa que están referidas a la situaciónactual de las instalaciones, la configuración topológica, datos de las líneas, subestaciones, la información sobre máxima demanda histórica, especialmente el año2001 y las diferentes actividades o procedimientos que son particulares para lascaracterísticas de sus instalaciones.

El primer punto, como ya lo han explicado los señores de Edelnor, en elprocedimiento la proyección de la demanda es el punto de partida. Nosotroshemos utilizado como valor inicial los valores registrados en el año 2001 y parapoder proyectar hicimos algunas evaluaciones de cuáles eran los procedimientoso las metodologías más adecuadas y entre otras cosas analizamos lasproyecciones que se usaron en la fijación tarifaria de noviembre del 2001 que lousa la Comisión1 de Osinerg para la fijación de tarifas en barra y encontramos quelas tasas de crecimiento eran bastante razonables, se adecuaban a lasnecesidades del cálculo. Por lo tanto optamos por utilizar valores como referenciade estas tasas de crecimiento que usó Osinerg en la fijación tarifaria de noviembredel año pasado.

El siguiente paso es la configuración de los sistemas adaptados. Realmente elcriterio de adaptación es atender la demanda procurando el menor costo eninversión y mantenimiento manteniendo la calidad del servicio.

En nuestro caso hemos utilizado un horizonte de dimensionamiento u horizonte deplanificación de 10 años. El otro criterio ha sido estandarizar las tensiones en lossistemas de las cuatro empresas donde existe una variedad de tensiones que vanpor ejemplo desde 138, 132, 66, 60 o 34.5 y 33 kV, entonces el primer paso hasido estandarizar todos los valores prácticamente reconocidos a valor nacionalque son 138, 60 y 33 kV. 1 Se refiere a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG

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En cuanto al criterio de topología, las características de las instalaciones obligande alguna manera a mantener la topología de los sistemas existentes y elrecorrido de las líneas, es decir, no hay un trabajo de modelamiento que impliquecambiar la topología de las instalaciones y esto es consistente con los trabajosanteriores que ha realizado Cenergia y también con lo que la metodología que seusa en el cálculo del sistema principal de transmisión, no hay un cambiotopológico de las redes.

En cuanto al dimensionamiento de las instalaciones, se ha hecho undimensionamiento de líneas basado en una selección económica de la sección delos conductores. Esta selección se basa en el concepto valor presente mínimo delos costos de inversión, mantenimiento y pérdidas considerando una vida útil de 30años.

El dimensionamiento de los transformadores se hace para la carga proyectada alaño 10, considerando un factor máximo de uso de 0.85 y además tratar deestandarizar el tamaño de los transformadores. Esto es importante porque cuandoveamos como están distribuidas las cargas en cada empresa vamos a ver que hayuna gama de cargas por cada una de ellas por lo cual habría que hacer undeterminado tamaño estándar.

Para definir las características técnicas se ha utilizado criterios de diseño einstalaciones nuevas según normas, estándares y tecnología actuales. Losdiseños estándar que se han efectuado están basados en normas, tecnologías yequipos actuales.

Finalmente se ha hecho una verificación del dimensionamiento y la operatividad,incluso la calidad, expresada en caída de tensión mediante simulaciones de flujode potencia para el período de 10 años.

En cuanto a la calidad de suministro, es bueno anotar aquí, que todos los sistemasexcepto uno en las cuatro empresas, tienen una configuración radial eninstalaciones de simple terna. Tratar de mejorar la confiabilidad a través deduplicación o redundancia de circuitos o tratar de establecer configuracionesradiales para mejorar el nivel resulta ya antieconómico. Las instalaciones en elinterior del país probablemente no puedan tener el nivel de confiabilidad quepueda tener una zona de Lima como hemos visto en Edelnor que tiene una mayorparte de circuitos dobles, circuitos redundantes y hasta la posibilidad de hacerconfiguraciones en anillo.

En las redes de las cuatro empresas eso no es posible, por lo tanto hemosmantenido nosotros el criterio de simple circuito, es decir en otras palabras, que nopodemos aplicar un criterio de confiabilidad basado en el concepto de n-1.

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Esto evidentemente va a redundar posteriormente en la calidad del servicio quepuedan tener las redes de provincia, porque como digo, mejorar la calidadinvolucraría en algunos casos reforzamientos que resultarían muy elevados entérminos económicos.

Más bien para poder mantener este criterio uniforme en algunos sitios, por ejemploen la zona norte, se trató que las configuraciones fueran todas de tipo radial y laslíneas en doble terna evidentemente para reconocimiento del costo medio deinversión se tomaría solamente como líneas en simple terna.

En las subestaciones también el sistema adaptado trató de utilizar más bien barrassimples debido a que las subestaciones no son tan complicadas en su estructura,número de líneas que salen o en todas las colas o derivaciones en T,simplemente se usó el esquema Tandem, es decir, llega la línea y se conecta altransformador directamente sin una barra intermedia.

En cuanto a la calidad de producto se mantuvo lo que se establece en la norma decalidad que las tensiones deben tener una variación máxima de ± 5 por ciento dela tensión nominal.

Para determinar los costos de inversión eficiente se diseñaron módulos estándarpara sus líneas y sub estaciones. Estos módulos tuvieron como parámetros latensión nominal, la ubicación geográfica por supuesto porque es diferente unalínea en la costa o una línea en la sierra o inclusive en la costa en ubicacionesdonde hay alta polución, evidentemente hay que hacer un diseño estándardiferente al de una zona donde no hay mucha polución y también debereconocerse si la línea pasa por zonas rurales donde es posible hacer recorridossin muchos ángulos o si pasan por zonas urbanas donde hay que adaptarse a laconfiguración de las vías.

Para la valorización de los módulos se utilizaron precios de suministros, equipos,materiales, mano de obra que corresponden a precios actuales. Estos estánbasados en contratos o instalaciones más recientes y donde hubo falta deinformación o no se encontró información consistente se usaron precios deproveedores.

Con estos costos de los módulos estándar se valorizaron todas las instalacionesde los sistemas de transmisión y transformación de las empresas.

Los criterios utilizados para los diseños estándar en líneas de transmisión se hizouna selección de tipo y calibre de los conductores; como ya dije el calibre de losconductores obedeció a un cálculo de mínimo costo de inversión, operación ymantenimiento y pérdidas. La selección del tipo de estructuras correspondió a lascaracterísticas de zona geográfica. El aislamiento, igualmente el diseño de puesta

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a tierra, evidentemente, porque existen características diferentes entre costa,sierra y zona urbana.

En el caso de las sub estaciones se prestó atención a la configuración de barras,que como he dicho se ha utilizado la mayor parte en barras simples, el nivel deaislamiento sobre todo en la sierra que requiere un nivel de aislamiento más alto ylas características de los equipos correspondieron a las condiciones de medioambiente, ubicación geográfica, nivel de corto circuito y facilidades de ampliación yfactores económicos.

Los módulos estándares se costearon o calcularon con los costos estándar decada módulo. Este es el desagregado, que es un desagregado estándar, enpresupuestos de obras de instalaciones eléctricas, costos directos, indirectos, encaso de líneas incluye un porcentaje por derecho de servidumbre y en el caso desub estaciones el costo del terreno, instalaciones y obras comunes.

El cálculo de costo de operación y mantenimiento eficiente, los criterios básicosque se han tomado en cuenta es que el mantenimiento debe ser tal que se tratede obtener calidad del producto y calidad del servicio. Calidad del producto encuanto a número de fallas. Un buen mantenimiento indudablemente va a reducir elnúmero de fallas y va a mejorar la calidad del servicio en cuanto a nivel deatención o algunos otros índices de calidad.

El otro factor es que el mantenimiento tiene que asegurar que las instalacionesduren 30 años, quiere decir que tiene que haber un buen mantenimientopreventivo. Esto es importante porque evidentemente en el mantenimiento puedenhaber períodos en que el mantenimiento no se hace porque las condiciones delaño han sido buenas, o no ha habido muchos problemas o cada cierto número deaños, cada 2 ó 3 hay que hacer un mantenimiento mayor, entonces el costo quese utilice en operación y mantenimiento no es el costo del año inicial sino es unaespecie de costo medio para un período de vida de 30 años.

En el costo de operación y mantenimiento se tienen en cuenta todas lasactividades que se requieren. Se usan precios de mercado actual y para poderdesagregar y costear las actividades se utilizó el método de ABC que es tambiénya utilizado o reconocido por Osinerg en cálculos anteriores.

Finalmente, el cálculo del peaje es el procedimiento ya establecido. Hemos hechouna proyección de demanda y costos anuales para el período 2002 – 2011 quecorresponde al período de 10 años. Los costos de inversión se calculan laanualidad del costo medio de inversión y los demás factores que se han tomadoen cuenta son los oficialmente reconocidos de 12 por ciento de tasa descuento y30 años de vida útil.

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A la anualidad de inversión se agrega el costo de operación y mantenimientoanual para cada uno de los años. Se calcula el valor presente de la demanda y loscostos medios anuales y finalmente el peaje de acuerdo al artículo 139° delReglamento es igual al valor presente de los costos medios anuales entre valorpresente de la demanda media anual.

Como hemos indicado, hemos escogido un período de 10 años, un poco diferenteal que posiblemente han utilizado otras empresas, pero la evaluación que hemoshecho del efecto de poner períodos más largos no es significativo, sobre todopensando que la planificación razonable en una red de transmisión es 10 años;más allá es para los adivinos, entonces no se puede proyectar inversiones y nisiquiera proyectar la demanda por períodos mayores a 10 años.

Los peajes que se calcularon en términos de US Dólares por kW-año seexpresaron en soles por kW-mes, el factor de tasa de cambio fue de 3.464 y elfactor de mensualización que es conocido 0.079073 y tal como está establecido omás o menos reconocido por Osinerg se expresaron los valores, los peajes comoun cargo por energía transmitida, en céntimos de Sol por kWh.

En la segunda parte paso a ver los resultados que se han obtenido para cada unade las empresas.

Para Electro Nor Oeste.- Es la región norte del país. Comprende los sistemasPiura, El Arenal, Paita, Bajo Piura, Chulucanas, Talara, Tumbes y Tumbes rural.

En el siguiente mapa podemos apreciar la zona de Piura. Otra localidadimportante sería Paita. Como ven, estos ramales de línea es importante que setomen nota que son bastante largos. No hay una concentración como el caso de lazona de Lima donde la red secundaria básicamente está concentrada también a lazona urbana. En este caso, prácticamente las líneas están fuera de las zonasurbanas y están enlazando numerosas cargas y poblaciones de orden menor.

Igual ocurre en el sistema de Tumbes, Zorritos y en el caso de Talara queprácticamente no tiene una red secundaria porque Talara toma directamente elsuministro de las barras de Malacas.

La proyección de la demanda para la zona más o menos nos da una tasapromedio de crecimiento de 2.7 por ciento anual. Estamos partiendo de unademanda aproximada de 85 MW para el año 2001 a nivel de toda la empresa.

Estos gráficos nos muestran como está la dispersión de las cargas por subestaciones donde vemos que en la zona de Piura evidentemente está concentradatoda la mayor parte de la carga y tenemos sub estaciones donde la demanda esmuy pequeña comparada con la parte de Piura - Paita. Esto es importante anotar,

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porque eso después está haciendo que el uso de los sistemas de transmisión seabastante bajo.

Otra curva donde se ve siempre la mayor demanda que tienen los sistemas de lazona de Piura.

Este es un cuadro que posiblemente no se pueda entender muy rápido; pero loque queremos mostrar son todos los tramos de línea que se han considerado ypara cada línea se ha hecho una adaptación de la sección del conductor, tipo deestructura, incluso tipo de aislamiento. En este caso estamos utilizandopoliméricos y la valorización que se ha hecho para cada uno de los tramos, lomismo para las distintas sub estaciones de tamaños diferentes. Como ven, cadasub estación tiene tamaños relativamente pequeños de 1.5 MVA, en cambio de lazona son de tamaño más grande, lo que hace también que el costo unitario detransformación sea relativamente elevado si consideramos que cadatransformador tiene asociada algunas celdas de maniobra.

Algunos ejemplos de procesos de adaptación que son significativos resaltar parala consideración del costo medio, es como había mencionado, consistente con elcriterio que los sistemas sean radiales. No estamos incluyendo valorización en eltramo El Arenal – Sullana, que forma parte del anillo de El Arenal – Paita – Piura,entonces estamos considerando ese anillo como si fuera un anillo abierto y en elcaso de una pequeñas cargas que hay en la zona de Talara y El Alto, tienen unalínea que creo es de 33 kV y nosotros consideramos que estas cargas no justificany estamos pasando ese tramo como si fuera parte del sistema de media tensión.Esto por supuesto sólo para la valorización del costo medio de inversión.

Finalmente, los valores de costo medio que nos han resultado, líneas detransmisión 17. 8 millones, transformación 8.7, estamos agregando aquí elcomponente del centro de control. Esto es un proyecto que está desarrollando lascuatro empresas asociada a poder enlazarse a la red de control de COESnecesario para poder realizar la supervisión y telemedición de la sub estacionesprincipales.

Este centro de control no abarca la totalidad de sub estaciones, por supuesto, sinolas principales. Es un proyecto completo del cual se ha calculado que para el casode Electro Nor Oeste le correspondería el equivalente a 781 mil dólares por lotanto el costo total, costo medio de inversión calculado sería 27.3 millones dedólares.

En caso de costo de operación y mantenimiento obtenemos un total de un millón100 mil que respecto al costo medio de inversión es 4.15 por ciento.

Finalmente, el cálculo de peaje, los cálculos intermedios, el valor presente de loscostos de inversión para líneas de alta tensión, para transformación alta

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tensión/media tensión, los valores presentes de la demanda en media tensión quees la demanda entregada a los secundarios de los transformadores y se agregauna pérdida por transformación para obtener cual es la potencia manejada por elsistema de transmisión y los peajes en términos de kW-año y los valores finales encéntimos de Sol por kWh para transmisión en alta tensión 1.85, paratransformación AT/MT 0.99, lo que nos da 2.84 céntimos de Sol por kWhtransmitido.

En el caso de Electro Norte, aquí es bueno indicar que propiedad de las empresasde Electro Norte solamente es el tramo Chichayo Oeste y Chiclayo Norte, sinembargo está utilizando para sus clientes de distribución las instalaciones de lalínea Chichayo – Lambayeque – Illimo - La Villa que son propiedades de Depolti ylos tramos Chiclayo – Pomalca – Tumán le corresponden a Adinelsa. Entonceshemos integrado todo debido a que sí bien son otras empresas propietarias deestas líneas la empresa Electro Norte está haciendo uso de ellas para atender asus redes de distribución.

Nuevamente aquí un mapa para que vean ustedes como la ciudad de Chiclayoconcentrada acá con una carga importante y las líneas que llegan prácticamente alos límites del departamento de Lambayeque por el Norte hasta Olmos y por el Surhasta Cayaltí. Estas son líneas en 60 kV.

La proyección de demanda, nuevamente, una demanda en el orden de 53 MW y latasa de crecimiento que se han utilizado en promedio son 3.3 por ciento anual.

Aquí nuevamente la dispersión de cargas. Prácticamente todas las demandasestán concentradas en Chiclayo, en las sub estaciones de Chiclayo Norte yChiclayo Oeste. Esta barra de aquí es la suma de las dos. Como ven, laproporción respecto al resto de cargas, Lambayeque que es la segunda ciudadimportante en la zona tiene una carga bastante pequeña. El resto: Illimo, Motupe,Tumán son prácticamente poblaciones menores que tienen un consumo muybajo. Aquí la proporción entre lo que es Chiclayo y todo el resto de cargas2.

Nuevamente la lista de líneas, igual que en el caso de Electro Nor Oeste, las subestaciones también con tamaños diferentes en cuanto a potencias unitarias.

Aquí el costo medio de inversión, líneas 11.2 millones, transformación 7.1millones, igual el centro de control la parte asignada a Electro Norte y el total es18.7 millones de dólares.

Costo de operación y mantenimiento, igual en este caso, resulta ligeramente másalta que el caso de la otra empresa debido principalmente a que hay una menor

2 Hace referencia al cuadro “Distribución de la Carga – Máxima Demanda por Subestación –

Electronorte – Sistema Eléctrico Chiclayo – Año 2001”

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inversión pero hay un rubro de costos de operación y mantenimiento que son fijospor lo tanto el porcentaje es ligeramente más alto.

También el procedimiento de cálculo de valores intermedios, y aquí los valoresfinales: transmisión, peaje para transmisión de alta tensión 2.03 céntimos de Sol,por transformación 1.14, lo que nos da un total de 3.17 céntimos de Sol por kWh.

En el caso de Electro Norte Medio, tenemos los sistemas de Ancash, Cajamarca,Chimbote, Guadalupe, Chepén Pacasmayo, Huarmey, Culebras y Trujillo, Motil yValle Chicama, distintos sistemas que se ven en el mapa siguiente.

La zona de Cajamarca, la sub estación Guadalupe, Pacasmayo y hacia Cajamarcay Cajabamba. La zona de Trujillo en una porción de líneas de 138 KV y variosramales en 60 ó 33 kV. El sistema de Chimbote básicamente en 138 kV. Elsistema de la sierra de Huaylas, Huaraz y el sistema de Huarmey – Culebras.

La tasa de crecimiento que se ha estimado en 3.5 por ciento, esto es el deHidrandina que es la que tiene mayor demanda, estamos en el orden de 140 MWde potencia.

Nuevamente la dispersión. Las demandas están concentradas en Trujillo,Chimbote y Cajamarca, las ciudades más importantes de la zona, y una serie decargas menores distribuidas a lo largo de toda el área de servicio.

Esto también a niveles de sistema. El sistema Trujillo es el más importante encuanto a consumo. Le sigue Chimbote, Ancash Sierra, Cajamarca, Guadalupe yHuarmey con un sistema muy pequeño.

Relación de líneas que no se aprecian muy bien. Cada línea con sus valoresadaptados.

Algunos comentarios sobre las adaptaciones que se han hecho, por ejemplo, en lazona de Guadalupe por cuestiones de desarrollo de la red hay dostransformadores. Uno que baja de 220 hasta 10 kV y después hay untransformador que sube de 10 a 34.5 kV. Nosotros estamos considerando que esodebe cambiarse por un transformador de 3 devanados directamente 220/60/33 kVa fin de evitar bajar la tensión y volverla a subir.

Después en el caso de la línea Trujillo – Santiago de Cahua es una línea en dobleterna. Nosotros estamos considerando que para el sistema adaptado solamentesea una terna. Lo mismo en el caso de la línea Chimbote 1 – Chimbote Norte. Enel caso de la línea Chimbote Sur – Peña, hemos visto que el nivel actual de 138kV no sería el más conveniente. Sería suficiente una tensión de 60 kV y en losramales que siguen aquí que son las líneas de Peña – Casma y de Peña – SanJacinto serían suficiente líneas en 33 kV.

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Estos son más o menos el resultado de los trabajos de adaptación que se hahecho en cuanto a las características de las líneas.

En resumen, aquí el costo medio de inversión, líneas 48 millones, transformación20.5, igual el centro de control, Hidrandina es el que tiene la mayor parte de losterminales y en total 69.5 millones de dólares.

El costo de operación y mantenimiento, 5.53 por ciento del costo medio deinversión, esto principalmente por las características difíciles que tienen las zonas,sobre todo en la parte de las líneas de la costa en Trujillo y Chimbote que tienentan alta contaminación salina y las frecuencias de mantenimiento deben sermayores.

El peaje secundario resultante para transmisión de alta tensión 3.59 céntimos deSol, transformación 1.28. En total da más o menos 4.9 céntimos de Sol por kWh.

Este valor, un poco más alto que el de las otras empresas, evidentemente sejustifica por la longitud total de las líneas de transmisión que posee Hidradina.

La última empresa, Electro Centro tiene los sistemas de Ayacucho – Huanta –Cangallo, Huancayo – Valle del Mantaro, el sistema de Pasco, Tarma –Chanchamayo, Pampas y Tablachaca.

Aquí es bueno indicar que el sistema de Tarma – Chanchamayo y Pasco estánbásicamente conectados a la red de Electro Andes, por lo tanto posiblementeElectro Andes esté definiendo cuál es su peaje. Nosotros para el cálculo deElectro Centro estamos considerando solamente las instalaciones que sonpropiedad de Electro Centro, sub estaciones transformadoras y algunos tramos delínea.

En el mapa se pueden apreciar cuáles son los sistemas. El sistema Huancayo, elsistema Chanchamayo, el sistema de Ayacucho que va desde Cobriza hastaCangallo, la longitud de líneas. Tablachaca. Arriba, las líneas se van a Oxapampa.

En caso de la demanda estamos considerando una tasa de crecimiento promediode 3.1 por ciento al año y estamos partiendo de una demanda del orden de 56MW.

Nuevamente, típica la dispersión de cargas por sub estaciones. Hay unaconcentración en la zona de Huancayo y en las ciudades más importantes,Ayacucho, y todas las demás son cargas menores. Una gran cantidad de subestaciones con muy baja carga.

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Igual, Huancayo indicada por sistemas. Huancayo es la que consume o tienemayor cantidad de ventas. Ayacucho, Tarma, Pasco, Selva Central y Huancavelicaque es la carga menor.

La relación de líneas con sus características adaptadas, su sección, tipo de torres.Estamos considerando torres. En algunos casos se está considerando postes demaderas para las líneas de 33 kV.

Las sub estaciones, los distintos tamaños de sub estaciones se ven asociadas a ladispersión de los consumos.

Algunas adaptaciones importantes que se han considerado por ejemplo, un tramode línea que es entre Concepción – Alto Ingenio que está en 13.2 kV, que sinembargo enlaza a un ramal que está en 33 kV; por lo tanto, lo lógico es quedirectamente la línea se pase de 60 a 33 kV y se complete todo el ramal en 33 kV.

Igualmente había una duplicidad de transformadores en la sub estación PalpaIndustrial, hasta 3 transformadores habían. Bajan la tensión y la vuelven a subir.Nosotros estamos considerando que la adaptación debe corresponder a untransformador de 3 devanados y en el caso de la línea Yaupi – Oxapampa, resultótambién que 138 kV era una tensión elevada para la potencia que se transmite yestamos considerando que el adaptado sea en 60 kV.

Los resultados del costo medio de inversión en líneas 24.6 millones,Transformación 12.3, el centro de control 696 mil y un total de 37.6 millones dedólares para costo medio de inversión de Electro Centro.

El costo de operación y mantenimiento en este caso es de 4.64 por ciento delcosto de inversión.

En este caso resulta los peajes más altos de las cuatro empresas. En transmisión5.36, esto va asociado a la longitud de líneas y las diferentes cargas que transmitey la transformación 2.54, eso también debido a que por estandarización y el costode las celdas respecto a la carga que están transformando las sub estaciones detransformación.

Aquí termina la exposición de los resultados de las cuatro empresas y quisierahacer unos comentarios finales sobre los resultados que se han obtenido.

Aquí hay una comparación entre los peajes que se han calculado. EvidentementeElectro Nor Oeste y Electro Norte hemos visto que son sistemas un poco másconcentrados, están más alrededor de algunas ciudades importantes, las cargasno están muy dispersas y eso va asociado a que tengan un peaje más bajo. Encambio Electro Norte Medio y en particular Electro Centro tienen las cargas muy

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dispersas, requieren líneas de transmisión muy largas para poder enlazar susdotaciones de consumo lo cual se refleja en que tengan un peaje más alto.

Aquí una comparación ilustrativa de cómo se relacionan las ventas de las cuatroempresas que hemos visto respecto a las ventas de Edelnor y Luz del Sur. Comovemos hay una gran desproporción, incluso la suma de las cuatro empresas esmás o menos equivalente a la mitad de lo que vende Luz del Sur. En el siguientecuadro se compara como siendo ésta la empresa que tiene más ventas al final suscostos de inversión son menores.

El costo medio de inversión de Electro Centro, Hidrandina, Enosa, Edelnor, Luzdel Sur, pero en las cuatro empresas el costo medio de inversión es más alta queel de Edelnor o Luz del Sur, al contrario de las ventas. Tiene menos ventas sinembargo su costo de inversión total es más alta que cualquiera de estas dosempresas.

Otra comparación, otro indicador comparativo interesante es cuanto MWh/km delínea se utilizan. En el caso de las cuatro empresas, en particular de ElectroCentro, el indicador es solamente 0.5 MWh por cada kilómetro de línea acomparación de la empresa tomada como ejemplo para este caso, Luz del Sur,que estaría transmitiendo 12.54 MWh por kilómetro de línea, kilómetros físicos.

Eso evidencia porque entre las zonas de Lima y las zonas de estas cuatroempresas hay una diferencia importante en los peajes. El uso que se le estádando a las líneas por kilómetro de línea es muchísimo menor que lo que se estádando en la zona de Lima.

Otra comparación interesante es como resultarían las tarifas para los sistemas quees este caso son un poco más caros como Huancayo y Guadalupe si leagregamos a los precios en barra de energía y potencia este peaje secundario. Elresultado aun agregándole el peaje secundario, que posiblemente sea un pocoalto, es menor del que se ha fijado como tarifa vigente de los sistema aislados.

En el caso del sistema aislado A le corresponde sistemas con generacióneminentemente térmica.

El costo medio calculado para ciertas condiciones de carga, un factor de carga de0.5 en este caso, nos da 34, casi 35 céntimos de Sol por kWh.

Si en el sistema de Huancayo aplicásemos el peaje total de transmisiónsecundaria que hemos calculado estaríamos todavía a 23 céntimos. Estamos pordebajo de lo que es un sistema aislado.

El sistema aislado B que son cargas aisladas térmicas con generación térmica unpoco mayor tiene 26, todavía está por encima y, el sistema aislado C está en

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31.97, muy por encima de lo que resultaría para Huancayo que es el que tiene lospeajes más altos.

Esto para indicar, que pese a que en una evaluación individual, el precio detransmisión pudiese resultar un poco alto, todavía es mejor transmitir energía delsistema, en este caso, por supuesto, la configuración actual de las líneas es másbarato venderles energía del sistema que tener generación aislada.

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SESIÓN DE PREGUNTAS

Directivo de la Asociación de Vitarte

El pueblo en sí reclama que se debe estatizar las empresas eléctricas por suexorbitante costo de su operación. Hoy estamos viendo y también se contradice,que la empresa Osinerg no puede sacar una tarifa social, una tarifa técnica, sinosimplemente dice que según los proveedores.

Quiere decir, que el proveedor viene del extranjero y nos saca el alma al Perú, esees el negocio, sino no sería privatizada. Entonces estas empresas han sacado elojo en la cara. Lo que estamos viendo. Si vamos a ver el precio de unamonofásica domiciliaria hay cuatro tipos de tarifa. Si uno pasa esa línea ya quedapermanente y no lo puede bajar. Si sube otra línea más, esa tercera tarifa hay quepagarlo, entonces para una industria nacional es carísimo. En este caso ya seríatener en la línea de energía solar que en los países desarrollados se estáutilizando, porque la energía eléctrica en si es demasiado caro acá en Lima dondela situación es caótica, entonces que será en la sierra y la selva.

Otro tema es que la información es incompleta. Nosotros pagamos, no sabemosseguridad ni mantenimiento. Usted sabe que las empresas que han instalado aquihan hecho su tela de araña y con la instalación antigua americana ahí está botadoy hay que volver a pagar una instalación de medidores, se pierde, hay que volvera pagar, se pierde, hay que volver a pagar. No hay seguridad y no haymantenimiento, entonces esos dos rubros debería ser. Si hay un robo de unmedidor, debe asumir ese costo. Si hay un mantenimiento o reparación, hay quehacerlo, entonces para que está ese rubro de costo de mantenimiento y operación;a qué se debe.

Ingeniero Hernán Untiveros, Consultor.

Quisiera recibir un comentario respecto a los costos de mantenimiento en zonascosteras. He observado que son relativamente mayores que el resto del promediopero se supone también, por otro lado, que el diseño adaptado de esas líneastienen que ser adaptadas para zonas costeras utilizando posiblemente aisladorespoliméricos, postes de madera y eventualmente hasta cobertura de cobre.

Podrían explicar porqué es esa aparente incompatibilidad.

Respuesta

Como se ha explicado, los criterios de diseño estándar consideran la tecnologíaactual. En este caso para zona de alta contaminación se han usado aisladorespoliméricos, conductores de aluminio y estructuras de madera. Para este tipo decaracterísticas es que se ha estimado el costo de operación y mantenimiento.

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Los detalles evidentemente de que si la frecuencia es un poco mayor o un pocomenor eso está de acuerdo a cual es la práctica de las empresas enmantenimiento para las condiciones particulares de las instalaciones. Si se hatomado en cuenta el diseño adaptado para las condiciones y de acuerdo a latecnología disponible ahora porque los poliméricos no estaban disponibles hacealgunos años. Es una cuestión reciente que se usa en instalaciones de altacontaminación para reducir precisamente el lavado en caliente de aisladores.

Sr. Herli Llerena de la Asociación de Consumidores y Usuarios

A través de la infraestructura que permite la transmisión, hablando de redessecundarias, más propiamente del sistema de postes y castillos que ustedesemplean, existen hoy por hoy de llegar con instalaciones también detelecomunicaciones con tendidos de fibra óptica a lo que se denomina la fibra gris.Esta es una práctica que está siendo muy bien utilizada en otros países parapoder llegar complementariamente con los dos servicios, tanto el de electricidadcomo para la transmisión de señales de telecomunicaciones. De este modo seoptimiza la infraestructura que hasta ahora solamente serviría para un servicio.

¿Ustedes no han considerado esa posibilidad dentro de vuestros estudios. Existedentro de sus planes la posibilidad también de poder brindar servicios detelecomunicaciones y por tanto abaratar estos costos de infraestructura quefinalmente favorecerían a los usuarios y consumidores de los lugares a los queustedes llegan y a los cuales más bien los prestadores de servicios detelecomunicaciones no pueden llegar por los altos costos de esta infraestructura?

Respuesta

Dentro de los planes de mejoramiento y crecimiento futuros de la empresa si sehan contemplado la utilización de la infraestructura eléctrica paratelecomunicaciones. Sin embargo esto no es en un período corto, es a un medianoy largo plazo. Por lo tanto el esquema que se ha presentado hoy es válido para laaplicación de nuevas tasas para peaje de este año.

Ingeniero Jaime Calmet de ACIDE

Yo recomendaría que el estudio preparado por los señores de las empresaseléctricas que se han mencionado, pase una copia al COPRI porque no entiendocomo van a privatizar estas empresas cuando sus costos son el doble y susventas son la mitad. Va a haber un buen problema político porque nadie va apagar más de lo que ha aparecido allí.

Los clientes en esas zonas son de consumos muy reducidos, 80 – 100 kWh pormes, mientras que en Lima son alrededor de 300 y los costos de ellos por la

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dispersión de sus centros de consumo son mucho más grandes que en la zona deLima que son muy concentrados, lo que hace que el tema de la fijación de preciospara al privatización sea un tema muy complejo. Entonces, como el estudio quenos han presentado es muy completo le sugeriría al señor Montes que le entregueuna copia a la COPRI para que se enteren del problema que tienen entre manos.

Ingeniero Angel Tito Huarayo de Electro Sur Medio

Dado su sistema secundario del grupo con redes extremadamente largas ypequeñas cargas, quisiera hacerle la consulta, si se produce el efecto capacitivoen sus líneas y si la adaptación considera algunos equipos que corrijan esteefecto.

Respuesta

Normalmente en líneas de 60 kV el efecto capacitivo no es muy pronunciado, nocausa problemas. En todo caso se han hecho simulaciones de flujo de potenciapara verificar que las variaciones de tensión no excedan la tolerancia de ± 5 porciento.

Lo que sí, al contrario en algunos casos, se ha tenido que poner compensadorescapacitivos para poder mantener o mejorar el perfil de tensiones, pero en cuanto aexcedentes de potencia reactiva no se presentan o no se presentan en este casopara líneas en 60 kV. Ese es un problema más notorio en líneas de 220 kV.

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Exposición de los representantes de Electro Andes, Ingeniero IsmaelRodríguez, Ingeniero Zenón Mariños, Ingeniero Juan Manuel López Teves yDoctor Eduardo Maldonado.

Voy a presentarles un abstracto de lo que ha sido la propuesta de compensacióndel sistema secundario de transmisión de Electro Andes.

Vamos a tomar algunas pequeñas realidades, una breve descripción de lasinstalaciones, como se ha llevado a cabo la asignación de responsabilidades, lavalorización de las instalaciones, sus costos de operación y mantenimiento; comose ha hecho el cálculo de compensaciones y unas conclusiones.

Generalidades.- Son tres que queremos resaltar:

1. El articulo 62° de la Ley de Concesiones Eléctricas que establece que lascompensaciones por el uso de los sistemas secundarios de transmisión seránreguladas por el Osinerg.

2. El artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas queestablece el procedimiento para la determinación de compensaciones detarifas del sistema secundario de transmisión y establece también que aquellasinstalaciones que se determinan donde el uso es exclusivo de la generación ode la demanda, el costo es absorbido en su totalidad por estas y en aquelloscasos que han sido denominados excepcionales donde no se da un usoexclusivo la compensación se determinará en base al uso y/o beneficioeconómico que cada instalación proporcione ya sea a la generación o a lademanda.

3. La resolución 003 del Osinerg donde se establece el procedimiento para lafijación de tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios detransmisión. Este se realiza anualmente siendo ésta la primera oportunidad enla cual se está llevando a cabo bajo esta modalidad.

Descripción de las instalaciones.- Aquí es muy importante resaltar que el sistemade transmisión de Electro Andes presenta características muy especiales,atravesando zonas muy difíciles donde se producen variaciones significativas enaltitud y temperatura, entre otros, y un sistema que está distribuido en tresdepartamentos.

Cuenta con un poco más de 700 kilómetros de líneas de transmisión en tresniveles de tensión. Para supervisión de este sistema se tiene un centro de controlde última generación y un sistema bastante complejo de telecomunicaciones.

Como último, quisiera resaltar que el sistema secundario de Electro Andes está

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diseñado especialmente para atender las cargas mineras ubicadas en la zonacentral del país y está adaptado.

Aquí podemos apreciar las centrales, las sub estaciones y los sistemas detransmisión.

Tenemos un diagrama unifilar, más que todo, lo que quiero es indicarles lacomplejidad del sistema secundario de transmisión de Electro Andes. Van aapreciar las distintas tensiones.

Asignación de responsabilidades.- Antes de entrar propiamente en cómo se haprocedido, hay cuatro consideraciones importantes que hacer:

Uno, es que las instalaciones de transmisión de Electro Andes para el período defijación tarifaria del 2002 al 2003 se califican como pertenecientes al sistemasecundario de transmisión. Esto es, si no se tiene en cuenta el tratamiento dado ala línea Pachachaca – La Oroya – Carhuamayo – Paragsha – derivación Antaminade ISA, porque dicho tratamiento implicaría una modificación de la interpretacióndel Osinerg del cumplimiento de las condiciones y criterios establecidos en elartículo 132° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Segundo, se utilizó el modelo Perseo, que como ustedes saben es el modelo queutiliza tanto el COES como el Osinerg, para el cálculo de flujo de energía. Estosflujos de energía fueron obtenidos como consecuencia del despacho óptimo degeneración.

Tercero, también se concluye que las instalaciones de transmisión de ElectroAndes son de niveles de alta y muy alta tensión.

Y cuarto, es que el criterio del Osinerg, es que la asignación de responsabilidadesse establece sobre la base de la definición número 17 del anexo de la Ley deConcesiones Eléctricas para aplicar el artículo 139° del Reglamento deConcesiones Eléctricas.

Ahora, este criterio es cuestionable, pues, este citado anexo 17 no define lo queson instalaciones exclusivas de generación y/o demanda y/o casos excepcionales.

Ya entrando en materia de lo que ha sido la asignación de responsabilidades, seha procedido en tres etapas:

Primero, aplicando el criterio de Osinerg, el que determina que las instalacionesnecesarias para entregar electricidad de una central al sistema principal detransmisión son consideradas como parte de un sistema secundario detransmisión.

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Esto quiere decir, que en el caso de la central hidroeléctrica de Yaupi las líneasYaupi – Carhuamayo – Paragsha son de uso exclusivo de generación, por lo tantola compensación estará a cargo de esta.

De manera análoga, la central hidroeléctrica de Huanchor, una vez que seinterconecte al sistema, deberá asumir las compensaciones por la línea detransmisión San Mateo – Pachachaca porque pasaría a ser de uso exclusivo de lademanda, en este caso de la generación de esta central

Podemos ver gráficamente la analogía, la central de Yaupi, los tramos Yaupi –Carhuamayo, Carhuamayo – Paragsha, la central Huanchor, San Mateo –Paragsha, son líneas e instalaciones de uso exclusivo de generación.

Segunda etapa.- Tiene que ver con la Resolución 006 que estableció el cargoCPSEE 01 con el cual se asignó a la demanda de los sistemas eléctricos Pasco yTarma – Chanchamayo las compensaciones por instalaciones entre las barras dePachachaca de ETECEN y Oroya Nueva de Electro Andes. Ahora bien, siconsideramos que a partir de mayo de este año la barra de Paragsha de ETECENpasa a ser parte del sistema principal de transmisión, vemos que se produce unaanalogía entre la configuración a partir de la barra de Carhuamayo y la barra dePachachaca de ETECEN.

En consecuencia, las compensaciones de las instalaciones comprendidas entrelas barras de Carhuamayo y Oroya Nueva de Electro Andes, deberán serasumidas por esta demanda, la del sistema eléctrico de Pasco y Tarma –Chanchamayo y su compensación deberá adicionarse al cargo CPSEE01.

Aquí pueden apreciar en forma gráfica la compensación que está incluida en estecargo la barra de Pachachaca – Oroya Nueva y esto una vez que la sub estaciónde Paragsha pasa a ser parte del sistema principal de transmisión se produce unaanalogía entre las instalaciones de Carhuamayo y Oroya Nueva.

Nuevamente como comenté, esto debe ser asumido al igual que estasinstalaciones por la demanda de Pasco y Tarma Chanchamayo y sucompensación debe ser agregada a lo que es el cargo CPSEE01.

Y como tercera etapa, en lo que ha sido nuestra asignación de responsabilidades,el restante de las instalaciones del sistema de transmisión de Electro Andes sedividió en tres zonas: Zona Oeste, Oroya y Norte.

Nuevamente, aplicando lo que ha sido el criterio utilizado por Osinerg sedeterminó que estas instalaciones son de uso exclusivo de la demanda, por lotanto las compensaciones deben estar a cargo de ésta, que en una maneraesquemática pueden apreciar lo que se ha determinado como zona Norte, Oeste,Oroya y las cargas de demanda asignadas a cada zona.

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En la zona Norte tenemos Cerro de Pasco, Huaron, El Brocal. En la zona Oestevemos Casapalca, Morococha, San Cristobal, Yauricocha y en la zona Oroya,Oroya.

Aquí pueden apreciar en un diagrama unifilar lo que ha sido la zonificación odemanda zonal que se ha hecho. En verde se indica la zona Norte, en rojo la zonaOeste, en violeta la zona Oroya y lo que está en azul que quizá es lo que másresalta, el cargo CPSEE01.

La diferencia entre este y el anterior es simplemente las modificaciones que seproducen una vez que la central hidroeléctrica de Huanchor se interconecte alsistema de Electro Andes.

La valorización de las instalaciones se ha realizado considerando costos reales deinversión. Es importante señalar que en el centro de control y telecomunicacionessólo se considera la parte atribuible al sistema de transmisión.

Obtenemos como monto para Valor Nuevo Reemplazo, 89 millones de dólares.

Pueden ver en forma desagregada lo que sería este Valor Nuevo Reemplaza deacuerdo al tipo de instalación y por zona de acuerdo a esta división que se hahecho y lo correspondiente al cargo CPSEE01.

Aquí, la nota corresponde a la configuración actual. Esto ya no se considera laincorporación de Huanchor o la interconexión de Huanchor a nuestro sistema.

Los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones fueron establecidosen función a costos eficientes y se han evaluado todas aquellas actividadesinvolucradas en el sistema de transmisión y obtenemos como monto por esteconcepto, aproximadamente 2.3 millones de dólares.

Cálculo de las compensaciones.- Figuran las siguientes consideraciones, loestablecido en el artículo 139° dice que la demanda servida exclusiva porinstalaciones de un sistema secundario de transmisión, deben asumir el 100 porciento de las compensaciones.

Para el cálculo de peaje unitario se determinó las inversiones asignables a cadauna de estas tres zonas que se están considerando y por tanto señalar que loscostos del centro de control de telecomunicaciones sólo representaron un 8 porciento de la valorización de las instalaciones de transmisión y transformación.

Se emplearon los consumos de energía al año 2001 con un crecimiento anualpromedio de 1.2 por ciento, que es bastante conservador.

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Se consideró un horizonte de 15 años como previamente lo manifestó el Osinerg yse utilizaron tasas de descuento de 12 por ciento anual.

Se descontó el ingreso tarifario y el peaje tarifario se calculó como el cocienteentre el valor actualizado del peaje secundario proyectado y el valor actualizadode la demanda proyectada.

En el caso de las instalaciones de uso exclusivo de generación, se calcula el peajesecundario más el correspondiente.Aquí pueden apreciar en estas dos tablas lo que sería las instalaciones dedemanda, las variables que se han considerado de acuerdo a la zonificación quese ha hecho y el cargo CPSEE01 y acá tendríamos lo que sería el peaje unitariode acuerdo a esta distribución.

En el caso de instalaciones de generación que aplicaría solamente para la centralhidroeléctrica de Huanchor, tenemos un costo anual y lo que sería lacompensación mensual.

Conclusiones.- Cuatro puntos:

Primero: El sistema secundario de transmisión de Electro Andes está diseñadopara atender las cargas mineras ubicadas en la zona central del país y estáadaptado para ello.

Segundo: Las compensaciones del sistema de Electro Andes deben serestablecidas en forma específica considerando el costo medio de las instalacionesy la demanda real de energía atendida por estos.

Tercero: Aplicando los criterios del Osinerg para la fijación de las compensacionesdel sistema de transmisión de Electro Andes, excepto aquellas instalaciones deYaupi – Carhuamayo – Paragsha, que ya se dijo que correspondenexclusivamente a la generación, todas las instalaciones del sistema de ElectroAndes son de uso exclusivo de la demanda, por lo tanto esta debe asumir el 100por ciento de las compensaciones.

Cuarto: El Valor Nuevo Reemplazo y los costos de operación y mantenimientopresentados reflejan los costos reales de inversión, operación y mantenimientopara un sistema eficiente.

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SESIÓN DE PREGUNTAS

Ingeniero Alfredo Lem de la Central Hidroeléctrica Huanchor

Únicamente quisiera dejar en claro que nuestra interconexión no esexclusivamente con Electro Andes sino en anillo cerrado con Luz del Sur, lo quequiere decir que los cálculos de peaje secundario tendrían que ser recalculadostomando en cuenta esa opción.

Señor Carlos Monforte de Yauliyacu

Vengo en representación de la Empresa Minera Yauliyacu, que es una usuaria delos servicios de transmisión y es un ejemplo de cómo un usuario puede usar elsistema de transmisión, en este caso de la empresa Electro Andes y tener contratocon otra empresa, la que en este caso actúa como generadora es San Gabán.

El motivo de nuestra intervención como empresa es que queremos aportar, através de nuestro problema, para que la audiencia tenga conocimiento de cómo sepuede corregir y cómo se puede actuar para que la Ley se cumpla en su espíritu.

Mi intervención y mi pregunta la voy a desdoblar en tres:

Para que la audiencia tenga una visión de esto, quiero indicar que nuestro sistematiene ocho suministros y por esta razón nosotros solicitamos a Osinerg que sefijasen las pérdidas y Osinerg según la resolución 1534-2001-05/CD dispone quelas pérdidas medias determinadas por los procedimientos son los siguientes(mencionaré algunos):

1. Oroya Nueva: 50 kV2. Casapalca Concentradora:

La Osinerg dice: Nos facturan:En energía es 2.53 por ciento. 14.27Potencia 3.16 9.06 por ciento

Otro caso:Antuquito La Oroya Nueva2.60 por ciento en energía 36.23 por ciento2.25 por potencia 38 por ciento

Nuestra pregunta sobre este rubro sería ¿Porqué nos cobran esa cantidad?

La segunda parte de nuestro tema es lo referido al sistema que debe ser o debeoperar en óptimas condiciones.

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La operación de doble terna en la línea central hidroeléctrica PachachacaCasapalca.

Nuestro retiro de energía de Yauliyacu se toma de las estaciones de generacióntransporte la Oroya Nueva 50 KV.

El 5 de julio de 1998, Yauliyacu solicita a Electro Andes conexión en paralelo desus líneas L532 y L 533 para mejorar la capacidad de corto circuito de la subestación Carlos Francisco. El 6 de julio de 1998 contesta Electro Andes laaceptación de esto.

El primero de octubre de 1998, envía Electro Andes comunicación a Yauliyacucomunicando que desde el 23 de setiembre de 1998 la línea en 50 kV número 1 ynúmero 2 Pachachaca – Morococha – Casapalca, están operando en paralelo, loque dará mayor confiabilidad al suministro de energía eléctrica.

El 8 de diciembre del 2001, a raíz de un corte total de la línea L 533 derivado de laruptura de un cuello muerto en dicha línea, EMYSA se entera de la desconexiónde la línea 532.

Sin mediar comunicación, unilateralmente, Electro Andes cambia radicalmente elcriterio técnico independizando la línea de transmisión L 532 y L533, alegando queen la resolución de Osinerg que valoriza las compensaciones por el uso delsistema secundario de transmisión de Electro Andes, no incluiría la puesta enparalelo de las dos líneas antes mencionadas.

EMYSA no se opone a que se facturen las dos líneas en paralelo, de forma deincrementar la potencia de corto circuito y evitar pérdidas de producción.

La pregunta es: ¿Es lícito que el operador de transmisión modifique el sistema dealimentación de un usuario sin comunicación alguna o por haber dejado de ser sucliente directo le esté permitido. O es acaso que Osinerg autorizó estamodificación sin aviso?

La tercera y última parte de nuestro problema es conexión de condensadores, esdecir, la tensión.

Electro Andes tiene un equipo de 6 MVAR en 50 kV.

A fines del año 1997, EMYSA instaló dos bancos de condensadores: 1125 kVARy 373 kVAR. Debido a ello Electro Andes se vio obligado a reducir la capacidad desus bancos de condensadores y así permaneció hasta mayo del 2001 en quefinalizó el contrato de suministro eléctrico con Yauliyacu, sin embargo,inconsultamente el banco de condensadores al que hice referencia es conectadoalegando Electro Andes, alegando que lo hace por órdenes del COES SINAC,

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basándose parcial y equivocadamente en los numerales 5.3.3 y 5.3.4 de la NormaTécnica de Operaciones en tiempo real, omitiendo los numerales 5.01 inciso B y5.3.5, produciendo esto sobre tensiones que desconectan automáticamente lossistemas de compensación, comprados e instalados por EMYSA, produciéndoseun consumo artificial de energía reactiva, derivado de la conexión de loscondensadores mencionados, se elevan las tensiones hasta niveles fuera de lanorma técnica de calidad de los servicios eléctricos que dispone el DecretoSupremo 020-97 EM y los contratos correspondientes habiéndose registrado en elsuministro de mina 4 mil 700 voltios, siendo la tensión nominal de 4 mil 160.

El transmisor, porque ya no factura directamente al client. ¿Debe operar porartículos de una norma a sabiendas del efecto y perjuicio que causará?. ¿El COESSINAC ordenó sin analizar el problema incumpliendo la norma 5.3.5?

Respuesta

Primero que nada lo que quiero señalar es que tengan en cuenta que nosotrosrecién hace tres meses hemos adquirido la empresa. Hay muchos de estos temasque se están evaluando y precisamente esperamos que bajo un esquemaadecuado de compensaciones mucho de estos problemas se puedan solucionar.

En primer lugar, en lo referido a lo de los cobros, me parece que hay gran parte deeso que los señores de Yauliyacu deben conversar con su generador y en lo queaplicaría particularmente a Electro Andes, es cuestión que veamos donde estánlos problemas.

Si bien esta es una Audiencia Pública para la fijación de tarifas, lo que son losproblemas individuales de Yauliyacu preferiríamos invitarlos a nuestras oficinas ydiscutamos eso, donde no tendríamos ningún problema en responderoportunamente y al detalle cada una de esas preguntas pero si me gustaría teneruna copia del documento que le dieron los señores de Yauliyacu para poderresponder con detalles y adecuadamente a cada una de sus inquietudes.

Directivo de la Asociación de Vitarte

Soy representante de una asociación aquí en Lima, mi nombre es Alvino Barragany con lo que se está viendo que la empresa Electro Andes tiene una gama ampliapara el desarrollo nacional. No solamente vivir de la tarifa, sacarle el ancho a losempresarios, sino desarrollar.

Por ejemplo, cuando viene el niño debe ser el premio mayor para Electro Andesporque ese es el momento en que llega la plata al bolsillo. Hacer represas cuantasveces el río esté inundándose. Esa es la plata latente y pujante, ese es eldesarrollo porque esa agua no se pierde, va para la agricultura y que se puedeproducirse la energía en ese instante así sea poco pero ya es algo. Cuanta agua

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se manda al mar y no se recupera. Yo quisiera comprometer a los señoresrepresentantes tanto del Estado como del Osinerg hacer estos proyectos. No senecesita la inversión inmediata sino a concesión. Cuantas transnacionales estánahí que quieren hacerse concesionarias, hay que darles esa oportunidad, y laplata ahí está señores de Electro Andes, porqué no lo hacen, con eso estaremosagradecidos y su servicio será óptimo. No necesitan mucha inversión.

Estamos viendo por la televisión como se desarrolla, como se domina el río, porfavor señores Electro Andes, piensen un poco más, hagan esta inversión, estaconcesión y estaremos agradecidos. Cuanto el desarrollo del Perú necesitasolamente la propuesta de ustedes.

Respuesta

Agradecemos mucho su comentario y ciertamente Electro Andes tiene muchopotencial y hay una cartera de inversiones a largo plazo que esperemos puedacontribuir a muchos de los puntos que usted ha planteado y también esperemosque el sistema que hemos .......... de tarifas que nos permita llevar a cabo estosproyectos.

Ingeniero Guillermo Castillo

Yo no tengo realmente una pregunta para Electro Andes sino es un comentariocon el que quería contribuir en relación con los sub sistemas secundarios de lasempresas de distribución.

La magnifica exposición del ingeniero Aragón creo que pone de manifiesto unhecho muy natural en la geografía del Perú. Si uno trata de atender cargas a partirde las sub estaciones de potencia, digamos ligadas al sistema principal detransmisión, tiene que realizar grandes recorridos de líneas.

Si un pueblo demanda 2000 kW y está a 10 kilómetros es una cosa y si está a 60kilómetros es otra cosa. Es decir, hay un inherente costo alto en llegar con lossistemas secundarios. Electro Centro, Hidrandina, son excelentes demostracionesde eso. Aquí creo que se tiene que tomar una decisión mucho más radical.

Yo tuve la suerte de representar, designado por el Ministerio de Energía y Minas,para ir a una conferencia en marzo del año pasado en Santiago sobre reforma ysubsidio en el sistema eléctrico y la gran mayoría de expositores incidimos en quellevar servicio eléctrico a zonas o áreas como en las que se distribuye la zona delPerú, es caro. Nosotros no somos Suiza, un país pequeño y muy agrupado. Y sivamos a poner sobre los hombros de los usuarios la totalidad del costo porque lasempresas no son las que deben subsidiar a los usuarios, esta es una idea muycomún y que es usualmente manejada por personas de mayor que hacer político,

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que la empresa aguante el peso cuando ninguna empresa debe hacerlo. El pesolo debe aguantar el Estado Peruano en todo caso, que somos todos nosotros.

Las empresas de distribución salvo las de Lima y Sur Medio están en manos delEstado y por privatizarse.

Si se tomara la decisión de hundir y esto con cargo a que lo explique y espero queno me lo manipule políticamente nadie, de hundir el costo de inversión en su granmayoría o casi en su totalidad, se puede llegar a prestar este servicio poniéndolelos costos de mantenimiento y operación y quizá algún adicional pararecuperación hundiendo lo mayor y el costo.

Esta es una decisión que no está para esta Audiencia ni para esta regulación, peroes algo en lo que deberíamos empezar a pensar muy seriamente sobre todo sivamos a continuar privatizando empresas de distribución.

Esta decisión si hay que tomarla antes de privatizarlas y me parece que estaba yoleyendo entre líneas que el ingeniero Calmet conceptúa esto mismo y lo estabadiciendo en romance.

El estado tiene que tomar la seria posición de hundir las inversiones que ha hechosin discutir si fueron bien hechas o mal hechas. Hundirlas para poder llegar concostos razonables y quien tome las empresas en privatización no se vaya a versorprendido más tarde en que en la tarifa le están haciendo esto. Eso hay quehacerlo antes y de todas maneras.

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Exposición de los señores representantes de la empresa ETESELVA, Sr.Dante Lagatta, Ingeniero Oscar Cachay, Ingeniero Edilberto Parra y DoctorEduardo Maldonado.

Quisiera agradecer al Osinerg por tener el privilegio de exponer y crear un diálogosobre transmisión.

En efecto, quisiéramos hacer un diálogo de varios problemas que hay entransmisión y buscar una manera de promover la inversión privada, mejorar laeficiencia, dando al inversor la oportunidad de recuperar su inversión en base a laLey de 12 por ciento en 30 años.

Vamos a hablar sobre la responsabilidad de pago de peajes y la valorización en uncosto medio.

Nuestro sistema comienza en la ciudad de Aguaytía en el departamento deUcayali a 300 metros de altura, sube a Vizcarra en Ancash a 4, 700 y llega anivelación a Cero en Paramonga que conecta con la selva de ETECEN.

Tiene interconexiones en Tingo María con ETECEN e interconexiones conAntamina. Somos el único transmisor de la energía para Antamina.

Nosotros tenemos tres barras o tres sistemas. El primero que viene de Aguaytíahasta Tingo María que se llama L-251, es un sistema secundario. El sistema de L-252 que interconecta aquí con ETECEN que tiene el principal y nosotrossecundaria y el último tramo de Vizcarra hasta Paramonga es L-253 comoprincipal.

El agregado es que ISA está construyendo una línea desde Aguaytia hastaPucallpa para abastecer el sistema que hoy en día es aislado. Este sistema essecundario pero garantiza al inversor ISA un ingreso fijo, entonces es secundariaque es principal y por supuesto principal es ETECEN en L-221 y en esta zona queviene de Paragsha 2.

Como se sabe hay dos sistemas de transmisión: principal y secundaria. Principalgarantiza los ingresos independientemente del uso y secundaria es en base deuso y son garantizados en función a la demanda o el generador, siempre ycuando sea preponderante. Obviamente la compensación es regulada por laComisión de Tarifas que es hoy en día GART.

Compensación por el uso del principal es asumida por toda la demanda, mientrasque el sistema secundario por generadores, la demanda o en ciertos casos comoexcepcionales.

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Nosotros creemos que este es un sistema principal porque está enlazado en tressistemas que actúan como principal.

Nuestro L-253 que viene de Paramonga Vizcarra, ETECEN que viene deParagsha 2 a Tingo María e ISA BOOT de Aguaytía-Pucalpa y en esos casosobviamente Osinerg propone y la MEM califica y procede a la definición deacuerdo con el reglamento. Si ese no es válido vamos a tratar de demostrar que sies válido, este debe ser una línea de excepción que paga mayormente lademanda.

Hemos solicitado en el año 2000, la redefinición de L-252 a principal. Concluyóque no cumplía los requisitos porque no tenía direccionalidad que es uno de loscriterios, sin embargo en los sistemas de ISA no cumple en parte a labidireccionalidad pero se ha recomendado que sea principal. Creo que se hahecho esto en función que ellos creen que era necesario de hacerlo. Noencontramos una forma de directiva de nadie de hacerlo, entonces por su voluntadse han creado este precedente.

Nosotros consideramos que es principal por los criterios y para no serdiscriminado en función de la decisión unilateral de dar principal al programa deISA en BOOT y si no fuera principal debe ser excepcional y debe ser en función dequien se beneficia debe pagar los peajes.

Creemos que este asunto es, que se ve muy claro, en cuanto a sino opera poralguna razón esta línea, tendría que tomar energía de Lima que essustancialmente más caro.

Como hemos dicho, este tratamiento es discriminatorio en cuanto a Eteselva pueslas otras líneas definidas como casos excepcionales, Osinerg determinó sucompensación será asumido por los generadores y la demanda en función delbeneficio económico.

Este garantiza el pago de una compensación al transmisor lo que no ocurre en elcaso de Eteselva. Pensamos que debe ser una política universal de todas laslíneas para que no haya discriminación y cada uno reciba lo mismo en función deuna norma universal.

A partir de la entrada de la línea Aguaytia - Pucallpa en agosto del 2000 nopermite exclusivamente la entrega de la central hidroeléctrica de la centraltermoeléctrica de termoselva que se llama Aguaytia a la estación Tingo María sinque también permita la transferencia de energía de dicha barra al distribuidor yconsumidores finales ubicados en la ciudad. Mejor dicho, esta es una línea deservicio público que lleva energía de la sierra central hasta Pucallpa cuando noestá operando la unidad de Termoselva.

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Por lo tanto, 252 no es una línea exclusiva de generación y su compensación debeser fijada como un caso excepcional y su compensación debe ser asumido por losgeneradores y la demanda en función del beneficio económico.

Los argumentos contra nuestra posición son ingresos de energía y potenciaincluye los costos de redes de transmisión. Simplemente dicho, Eteselva es unatransmisora, no tiene generación y no tiene potencia y no se puede vincular otratar de trasladar los ingresos y los costos de generación a transmisión.

En principio, se tendría un gran problema con Sunat de comenzar a tratar costosde ingresos de energía y potencia en una compañía de transmisión.

El segundo argumento es que L-252 surgió de la evacuación de energía generalen este caso, de Termoselva.

La fijación de responsabilidad de pago no tiene nada que ver quien construyó lalínea originalmente y creo que hay un déficit o una aclaración legal sobre eseefecto. Porque un tercero lo construyó no quiere decir que no debe ser justamentepagado o compensado.

En el punto 6, beneficio económico no es aplicable. Nosotros decimos que esto esuna arbitrariedad y debe ser una política de forma universal para que todas seantratadas en la misma forma.

Precedente de casos similares, nosotros estamos en frente de dos barrasprincipales. Una secundaria que actúa como principal y no es lo mismo que laconexión de barras secundarias que es el caso de Mantaro - Lima.

Si L-251 y L-252 no son definidos como parte del sistema principal de transmisióninclusive aplicando la interpretación o los criterios de Osinerg o en tanto no sedefina en la Ley Eléctrica los sistemas secundarios de uso exclusivo degeneración, demanda y casos excepcionales generación-demanda, Eteselvaconsidera que estos L-252 y L-251 deben tratarse como casos excepcionales. Lacompensación de su uso debe ser asumido por los generadores y la demandasobre la base del beneficio económico como hemos hablado.

Lo que se tiene que tratar aquí es tener un criterio económico. Si esta línea osistema de transmisión que evacua energía a Paramonga no existiera o nopudiera funcionar por fuerza mayor o por cualquier otra razón, el costo de energíairía 30 dólares más por mega watt hora por lo menos.

En consecuencia, el generador que usa esta línea tiene capacidad disponible opotencia firme disponible de más de un millón de mega watts, tendría que pagar elsistema 30 millones de dólares al año y ese es el efecto del beneficio de estalínea; esta línea reduce los costos en total de por lo menos 30 millones de dólares

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al año y consecuencia de eso es que mayormente deben ser pagados por los quese benefician, es la demanda. El 96.6% y 95% del costo de estosrespectivamente3 deben ser asumidos por la demanda y el resto por lageneración. Esta ecuación se puede determinar en función de quien estadespachando. Si la generación en Lima es despachada paga 30 dólares más pormega watt hora

Ese determina quien es la parte que paga. Ahora, en el costo medio de inversiónde Eteselva, se fijó el costo medio de inversión de estas líneas en 45 por cientomenos que el costo real y entre 48 y 51 por ciento de lo que se ha reconocido encontratos de BOOT.

El artículo 139 dispone que dichas compensaciones deben ser equivalentes al 100por ciento del costo medio anual de inversión de las respectivas transmisiones. Nodice 45 por ciento, dice 100.

El costo medio se define con los costos totales de compensación de inversión,operación y mantenimiento en un sistema eficiente. Este sistema ha sidoconstruido por ABB, tiene cuatro años de uso. Creemos que no hay un sistemamás eficiente para el medio donde trabajamos; Antamina lo usa y es esencial paragarantizar el buen funcionamiento de mina Antamina. Sin este sistema eficiente nopodría funcionar Antamina.

La sub devaluación se rige en un análisis teórico y no necesariamente en unanálisis de costos reales o que alguien quisiera ponerlo en reposición donde está ycomo está.

Hemos conseguido varias tasaciones de este sistema. Uno que hemos contratadode V&M y 48 millones que es nuestra posición. Otro consultor peruano y unointernacional y como se ve son sustancialmente lo que dice el regulador.

Este es en línea L-253 y el auto transformador en Tingo María que es el costo realque hemos invertido. En secundaria L-251 y L-252, son 48 millones. El total es 79millones, sin embargo está valorizado en 46, o sea, el 59%.

Perdemos en costos de recuperación en función de 12 por ciento al año a 30años, 32 millones de dólares. Nunca vamos a recuperar este remanente,simplemente es una pérdida y obviamente no se goza de pagar impuesto a larenta tampoco. Este equivale más o menos a 4 millones de dólares al año queperdemos por la sub valorización.

En relación de los BOOTS, nuestras líneas por kilómetro costaron 106 mil dólares.Oroya-Paragsha-Vizcarra 223. Vizcarra-Paramonga, que es nuestro, 114. Hay una 3 Se refiere a las líneas 251 y 252

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disparidad entre estas cifras. Si nuestro sistema cuesta la mitad, como es que nose reconoce su valor. Creo que se debe reconocer el valor real que essustancialmente menos que el BOOT y en condiciones más difíciles de construir.Si alguien ha transitado por automóvil de Huánuco a Tingo María Aguaytia sepueden notar las diferencias.

¿Cuáles son los efectos en tarifa? L-253, con el auto transformador que esprincipal, si hoy se le pone al costo real aumenta la tarifa 0.21%. Pero se tiene quetomar en cuenta la diferencia en el costo de generación entre Aguaytia y lageneración en Lima. Depende de cómo quiera calcularlo, es 20 ó 30 dólares dediferencia.

La generación en Lima, como ustedes saben, es diesel y ese tiene un costo de 60$/MWh. En Aguaytia, dependiendo de cómo quiera calcularlo, es por lo menos 25y esa diferencia de 40 dólares, llámelos 30 dólares, ese aumentando la tarifa aquíbaja a la otra.

En L-253 y L-252 con costo real aumentaría 0.63 por ciento y si se hace todo conbase costo real, aumenta la tarifa 1.04% con la respectiva reducción de costo degeneración.

Conclusiones

El sector transmisión necesita mejoras para buscar más eficiencia y promovernuevas inversiones para lograr esta meta.

Las inversiones deben tener un tratamiento en forma a costos reales y equitativosentre inversionistas para promover la inversión en el sector.

Osinerg ha subvaluado injustamente L-252. Sólo reconoce el 55 por ciento de sucosto real, alrededor del 50 por ciento del valor reconocido en los BOOT.

Impacto tarifario, alrededor de 1 por ciento.

Con base en la nueva interpretación de Osinerg, en su artículo 132, 251 y 252debe ser definido como parte principal. Si la L-251 y L-252 no son definidos comoprincipal, inclusive aplicando los criterios de interpretación de Osinerg o en tantono se define la Ley El�