GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe N° 0545-2009-GART

OBSERVACIONES AL ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO PRESENTADO

POR EL SUBCOMITÉ DE GENERADORES DEL COES-SINAC

PARA LA REGULACIÓN DE MAYO 2010

Lima, diciembre de 2009

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ÍNDICE

I. INTRODUCCIÓN ________________________________ 3

MODIFICACIONES DE LA LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS ____________________________________________ 3

PRESENTACIÓN DE LA PROPUESTA DEL SUBCOMITÉ DE GENERADORES DEL COES-SINAC Y OBSERVACIONES DE OSINERGMIN ____________________________________________ 4

II. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DEL SUBCOMITE ______ 5

GENERALES_____________________________________________ 5

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ____________________________ 6

1. Modelo de Proyección _________________________________________ 6 2. Revisión de Datos del Modelo de Proyección _______________________ 7 3. Pérdidas de Transmisión ______________________________________ 8 4. Pérdidas de Distribución _______________________________________ 8 5. Proyección de la Demanda de Cargas Incorporadas y Cargas

Especiales __________________________________________________ 8

CENTRALES EXISTENTES Y PROGRAMA DE OBRAS __________ 11

6. Evaluación de la Cartera de Proyectos de los Integrantes del COES-SINAC ____________________________________________________ 11

7. Evaluación de la Cartera de Proyectos de los No Integrantes del COES-SINAC ______________________________________________ 13

8. Programa de Obras de Transmisión _____________________________ 15

COSTOS VARIABLES DE CENTRALES TÉRMICAS ____________ 16

9. Tasa de Gastos Financieros por Stock de Combustibles _____________ 16 10. Consumos de Gas Natural ____________________________________ 16 11. Actualizacion de Precios de Gas Natural _________________________ 16 12. Información de C.T. El Faro ___________________________________ 16 13. Flete de C.T. Trujillo Norte ____________________________________ 16 14. Flete de C.T. Tumbes ________________________________________ 17 15. Modificaciones de Consumos Específicos ________________________ 17 16. Modificación de Poderes Caloríficos de la C.T. Ventanilla ____________ 17 17. Precios del Gas Natural de C.T. Malacas _________________________ 17 18. Prueba Efectiva de la C.T. Chilca 1 _____________________________ 17 19. Costo Variable No Combustible (CVNC) _________________________ 18

PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA __________________________ 19

20. Modificación en los Archivos de Datos del Modelo PERSEO __________ 19

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21. Representación de Congestión en el Ducto de Transporte de Gas Natural de Camisea _________________________________________ 20

22. Programa de Mantenimiento Mayor de Centrales Hidroeléctricas y Termoeléctricas ____________________________________________ 21

23. Modificación de Series Hidrológicas _____________________________ 25 24. Modificación de Capacidad de lineas de transmision ________________ 30

PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA _________________________ 31

25. Observación General ________________________________________ 31 26. Observaciones Específicas ____________________________________ 31

FACTORES DE PÉRDIDAS MARGINALES ____________________ 32

27. Factores de Pérdidas Marginales de Energía ______________________ 32

FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN ___________________________ 33

28. Fórmula de Actualización de los Precios Básicos de Energía y Potencia __________________________________________________ 33

III. ANEXO _______________________________ 34

A1: CARTA ALXT – 1225/09________________________________ 35

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I. INTRODUCCIÓN

MODIFICACIONES DE LA LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS

Mediante la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, publicada el 23 de julio de 2006, se modificó, entre otros, el Artículo 51° del Decreto Ley N° 258441, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”), el mismo que establece la oportunidad de presentación de los estudios técnico-económicos de las Propuestas de Precios en Barra, quiénes se encuentran autorizados a efectuar dicha presentación y el contenido de los mencionados estudios.

Por efecto de adecuarse a las referidas modificaciones del Artículo 51° de la LCE resultó necesario modificar el Procedimiento de Fijación de Tarifas en Barra, previsto en el Anexo A de la Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD, que aprueba la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, para lo cual se emitió el 13 de octubre de 2006 la Resolución

1 Artículo 51º.- Antes del 15 de noviembre de cada año el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, en la actividad que les corresponda, presentarán al OSINERG los correspondientes estudios técnico-económicos de las propuestas de Precios en Barra, que expliciten y justifiquen, entre otros aspectos, lo siguiente: a) La demanda de potencia y energía del sistema eléctrico para el período de estudio; b) El programa de obras de generación y transmisión; c) Los costos de combustibles, Costos de Racionamiento y otros costos variables de operación

pertinentes; d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos; e) Los costos marginales; f) Precios Básicos de la Potencia de Punta y de la Energía; g) Los factores nodales de energía; h) El Costo Total de Transmisión considerado; i) Los valores resultantes para los Precios en Barra; y, j) La fórmula de reajuste propuesta.

Asimismo el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, deberán entregar al COES toda la información relevante para los cálculos tarifarios, para ser puestos a disposición de los interesados que lo soliciten.

Para la aplicación del presente artículo OSINERG definirá los procedimientos necesarios.

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OSINERG N° 509-2006-OS/CD que dispuso la sustitución de dicho Anexo a fin de señalar que la presentación de los estudios técnico económicos de las propuestas de los Precios en Barra sea antes del 15 de noviembre de cada año; sustituir las referencias al COES por referencias al Subcomité de Generadores y Subcomité de Transmisores; y ampliar los plazos de las etapas iniciales e intermedias del procedimiento para la Fijación de Tarifas en Barra, sin afectarse el plazo final de publicación de dicha tarifa.

PRESENTACIÓN DE LA PROPUESTA DEL SUBCOMITÉ DE GENERADORES DEL COES-SINAC Y OBSERVACIONES DE OSINERGMIN

Con fecha 13 de noviembre de 2009, el Subcomité de Generadores del COES-SINAC (en adelante “SUBCOMITE”) presentó ante OSINERGMIN su Estudio Técnico – Económico para la determinación de los Precios en Barra correspondiente al período mayo 2010 – abril 2011 (en adelante el “Estudio”).

El presente documento contiene las Observaciones al Estudio efectuadas por OSINERGMIN, de conformidad con lo dispuesto por el Artículo 52º de la LCE2; por la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada por Resolución OSINERG N° 0001-2003-OS/CD; y por el principio de transparencia establecido en la Ley N° 27332 – Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos –.

Para el análisis del Estudio y la formulación del conjunto de observaciones que se desarrolla más adelante, se han empleado los criterios, modelos y metodología que se utilizarán para la fijación de las tarifas.

Este informe de observaciones está dirigido para ser respondido por el SUBCOMITE, e implicará una modificación en su propuesta, conforme la absolución que se realice de las observaciones aquí presentadas.

La respuesta a las observaciones que se formulan deberá ser remitida tanto en forma impresa como en medio magnético a fin de permitir su evaluación dentro de los límites de tiempo establecidos en las normas para el desarrollo del proceso3. De esta manera los cálculos justificatorios que se realicen deberán venir acompañados de las respectivas planillas de cálculo, en medio óptico o magnético, que le permitan a OSINERGMIN efectuar la rápida evaluación de las mismas.

2 Artículo 52º.- OSINERG efectuará sus observaciones, debidamente fundamentadas, a las propuestas de los Precios en Barra. Los responsables deberán absolver las observaciones y/o presentar un nuevo estudio, de ser necesario. Absueltas las observaciones o vencido el término sin que ello se produjera, OSINERG procederá a fijar y publicar las tarifas y sus fórmulas de reajuste mensuales, antes del 30 de abril de cada año.

3 Artículo 122º (RLCE).- En los casos en que la Comisión haya presentado observaciones a los estudios de costos presentados por el COES o los concesionarios para la fijación tarifaria, y éstas no hayan sido absueltas a satisfacción de la Comisión, corresponderá a la Comisión establecer los valores finales y fijar las tarifas dentro de los márgenes que señalan los Artículos 53º y 71º de la Ley.

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II. OBSERVACIONES AL ESTUDIO DEL SUBCOMITE

GENERALES

En el Estudio se tiene algunas diferencias entre la información que se presenta en la versión impresa con respecto a la información magnética que lo acompaña, siendo las más resaltantes las siguientes:

• La proyección de demanda indicada en el Cuadro Nº 3.3, folio 13 del Estudio, no coincide con lo indicado en el archivo “Modelo de Demanda Subcomite Generadores 2010.xls”.

• En el plan de obras de generación indicado en el Cuadro N° 4.3, folio 16 del Estudio, no se incluyen los proyectos C.H. Poechos II (10 MW), C.H. Roncador (3,8 MW), C.T. Paita GN (30 MW) de SDF y la C.T. Atocongo (40 MW) que, sin embargo, han sido descontados de la demanda en el archivo “Modelo de Demanda Subcomite Generadores 2010.xls”.

• El plan de obras de transmisión indicado en el Cuadro Nº 4.4, folio 17 del Estudio, no coincide con lo indicado en el archivo “Programa_Obras_T_2009-2012 30-10-09.xls”.

• En el folio 29 del Estudio, se menciona que la máxima demanda proyectada para el SEIN para el año 2010 es 4 695 MW, cuando este valor no coincide ni con el presentado en el Cuadro Nº 3.3, folio 13 del Estudio, ni con el proyectado para ese año en el archivo “Modelo de Demanda Subcomite Generadores 2010.xls”.

• Los cuadros del folio 9 y del folio 72 del Estudio, presentan valores diferentes de las potencias y las energías de los proyectos de nueva demanda.

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En este sentido, con la finalidad de tener una congruencia en la propuesta presentada por la SUBCOMITE, se debe verificar que la información que se presenta en el Estudio sea coherente con la información magnética que se adjunta; en ese sentido, corresponde efectuar las correcciones que sean pertinentes.

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

1. MODELO DE PROYECCIÓN

1.1 Modelo Econométrico utilizado en el Estudio

El SUBCOMITE ha procedido a realizar una proyección econométrica de un componente de la demanda de la siguiente forma: i) proyectar la demanda de los meses de noviembre y diciembre del año 2009 en base a un modelo ARIMA, y, ii) realizar las proyecciones para los años 2010–2012 utilizando las tasas de crecimiento obtenidas del Modelo de Corrección de Errores (MCE) aprobado para su aplicación a partir de la regulación de mayo de 2006.

Al respecto, se debe manifestar que dado que la demanda del año 2009 corresponde a demanda histórica, no es necesario aplicar modelo econométrico alguno para efectos de lo dispuesto en el Artículo 47° de la LCE4; y en este sentido, se entiende que el contenido de la propuesta del SUBCOMITE de utilizar un modelo ARIMA para “proyectar” dicho año responde al hecho de que su propuesta se presentó aproximadamente tres (3) meses antes de que finalice el presente año. Por tanto, el SUBCOMITE deberá considerar en su propuesta tarifaria definitiva la demanda histórica real y ejecutada en el año 2009 y no la obtenida del modelo ARIMA contenido en su propuesta.

Asimismo, en el MCE se debe tomar como información histórica los datos de los años 1981 a 2009 y no solamente de los años 1981 a 2008, como se ha considerado en su propuesta de demanda. Esto debido a que la información del año 2009 (PBI, Ventas y Tarifas) deberá corresponder a datos históricos reales disponibles al momento de la fijación de los Precios en Barra.

Adicionalmente, se han detectado errores o inconsistencias en la presentación de los coeficientes y estadísticos del modelo econométrico que se muestran en los folios 67 y 68 del Estudio; por ejemplo, para determinar la variable

4 Artículo. 47º.- Para determinar los Precios en Barra, el subcomité de Generadores y el subcomité de Transmisores, en la actividad que les corresponda, efectuarán los cálculos correspondientes en la siguiente forma:

(…) b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta: las series hidrológicas históricas, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refiere el artículo 79° de la presente Ley. El período de estudio comprenderá la proyección de veinticuatro (24) meses a que se refiere el inciso a) precedente y los doce (12) meses anteriores al 31 de marzo de cada año. Respecto de estos últimos se considerará la demanda y el programa de obras históricos. (…)

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“ERROR” dentro de la ecuación de corrección de error (Cuadro B-2b) no se toman los coeficientes de las variables explicativas obtenidas en el modelo de ecuación de error (Cuadro B-2a), por lo que se deberán revisar estos cálculos.

Cabe precisar, además, que el modelo deberá ser nuevamente ejecutado a fin de tomar en cuenta las observaciones indicadas en los numerales siguientes.

2. REVISIÓN DE DATOS DEL MODELO DE PROYECCIÓN

El SUBCOMITE deberá estimar nuevamente la proyección de demanda, considerando las siguientes observaciones.

2.1 Con relación al PBI

Para los años 2010 y 2011, el SUBCOMITE ha tomado la proyección del crecimiento del PBI del Reporte de Inflación elaborado por el Banco Central Reserva del Perú (BCRP) en el mes de setiembre de 20095; al respecto, es importante señalar que los supuestos del comportamiento de la economía local y mundial van cambiado periódicamente, debido a la evolución que va teniendo la actual crisis financiera mundial. En ese sentido, corresponderá actualizar las proyecciones de PBI en base a los informes más recientes del BCRP.

De otro lado, para el año 2012, el SUBCOMITE ha tomado la proyección del crecimiento del PBI igual a la del año 2011, al no tener otra referencia. En este caso, también se deberá actualizar esta proyección de acuerdo con los informes más recientes del BCRP.

Por lo expuesto, el SUBCOMITE deberá tomar la información de la referida publicación para la proyección del PBI de los años 2010 a 2012.

2.2 Con relación a la Tarifa del Año 2009

Se deberá actualizar el valor de la tarifa promedio considerada en el Estudio para el año 2009 y siguientes (8,08 ctvs US$/kWh), considerando el informe “Procesamiento y Análisis de la Información Comercial de las Empresas de Electricidad al Cuarto Trimestre de 2009”, que publicará OSINERGMIN en su página Web en los primeros meses del año 2010.

2.3 Con relación a la Participación de las Ventas por Nivel de Tensión

Se deberán modificar los factores a utilizar en la estimación de las ventas de los distribuidores en AT y MAT, las pérdidas por transmisión, el porcentaje de consumo propio de las centrales, las pérdidas de distribución y las de subtransmisión; así como, las ventas correspondientes a las cargas incorporadas y especiales para el año 2009, considerando el informe “Procesamiento y Análisis de la Información Comercial de las Empresas de

5 Expectativas macroeconómicas de crecimiento del PBI de los Analistas Económicos, Cuadro 4 de la Página 26 del Reporte de Inflación – Setiembre 2009

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Electricidad al Cuarto Trimestre de 2009”, que publicará OSINERGMIN en su página Web.

3. PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN

El SUBCOMITE deberá revisar el valor propuesto por pérdidas de transmisión, como consecuencia de las correcciones que impliquen, en el modelo de demanda del Estudio, la incorporación de las observaciones anteriores; en virtud de que las pérdidas de energía en el sistema de transmisión resultan de la diferencia entre las ventas medidas y la producción del sistema.

4. PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN

Los porcentajes de pérdidas de distribución para los años del 2009 al 2012 se han estimado en base a una tendencia lineal considerando los valores históricos de los últimos ocho años (2001-2008). Al respecto, se recomienda que, para fines de una mejor predicción, el tamaño de la serie considere, además, la pérdida de distribución real del año 2009.

Por otro lado, como resultado de la revisión del archivo de cálculo “Modelo de Demanda Subcomité Generadores 2010.xls”, se tiene que la proyección de los porcentajes de pérdidas se realiza con el modelo de regresión lineal -Tendencia 3 (y= -0,0016 * X + 3,2570), pero tomando directamente los porcentajes de pérdidas de los años 2009 – 2012, cuando lo correcto es que a partir de los resultados del modelo se tome el incremento o disminución para pronosticar las pérdidas de distribución; así por ejemplo, para obtener la proyección de los porcentajes de pérdidas del año 2009, al valor histórico de pérdidas del año 2008 (8,01%) se debe aplicar la disminución de -0,16% proyectada con el modelo de regresión (7,89% - 8,04%), obteniéndose así el porcentaje de pérdidas para ese año de 7,85% (8,01% - 0,16%).

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

5.1 Observación General

Como observación general en este punto, es necesario que el SUBCOMITE solicite información actualizada de los proyectos mineros que se encuentran en desarrollo, a las empresas que están a cargo de los mismos, no limitándose únicamente a pedir información a los integrantes del COES-SINAC. Tal es así que, en la carta ALXT-1225/09 de la empresa Xstrata Tintaya S.A. que se presenta en el Anexo A1 del presente informe, dicha empresa manifiesta tener proyectos mineros (Antapacay, Las Bambas y Coroccohuayco) que ingresaran en el horizonte de estudio (enero 2010 – diciembre 2012), pero que, sin embargo, no han sido considerados en el Estudio.

Asimismo, debe tenerse en cuenta que la viabilidad de un proyecto minero o industrial debe ser evaluada en forma similar a como se espera se sustente la viabilidad de ejecución de un proyecto de generación eléctrica que se estima se desarrolle en el horizonte de estudio.

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En concordancia con lo expuesto en el párrafo anterior, se recomienda que se evalúe el ingreso en el horizonte de estudio (enero 2010 – diciembre 2012), de los siguientes proyectos mineros:

� Proyecto Apurímac Ferrum de la empresa Apurímac Ferrum S.A. � Proyecto Bayóvar de la empresa Cía. Minera Misky Mayo S.A.C. � Proyecto Berenguela de la empresa Silver Standard Perú S.A. � Proyecto Conga de la empresa Minera Yanacocha S.R.L. � Proyecto Constancia de la empresa Norsemont Peru S.A.C. � Proyecto El Galeno de la empresa Lumina Copper S.A.C. � Proyecto Invicta de la empresa Invicta Mining Corp. S.A.C. � Proyecto La Zanja de la empresa Minera La Zanja S.R.L. � Proyecto Magistral de la empresa Inca Pacific S.A. � Proyecto Pucamarca de la empresa Minsur S.A. � Proyecto Toromocho de la empresa Chinalco Perú S.A.

En este caso, se deberá solicitar información acerca del estado de avance del proyecto (p.ej. estudio de ingeniería, financiamiento, construcción y producción), de los permisos necesarios para su puesta en operación (Impacto Ambiental para Explotación y Beneficio Minero, Convenio de Estabilidad Jurídica, Concesión de Beneficio, Concesión de Transporte Minero y Labor General, Autorización de Uso Minero o Servidumbre, Contrato de Estabilidad Tributaria, Certificado de Operación Minera, Autorización de Uso de Agua, Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos, Concesión de Transmisión Eléctrica, Licencia Municipal de Construcción, Autorización de Vertimientos, etc.), características técnicas, fuente de suministro eléctrico (contratada o no), factores que favorecen y desfavorecen la ejecución del proyecto, etapa de desarrollo, tipo de yacimiento, producción, reservas, entre otros.

5.2 Observaciones Específicas

Una vez verificada la presentación del sustento requerido en la Observación General, el SUBCOMITE deberá absolver, adicionalmente, las siguientes observaciones específicas:

• Con relación a la información de la Minera Cerro Verde, considerada dentro de las cargas especiales, no se presenta el sustento de las proyecciones de demanda y tampoco se considera la información reportada en los folios 88 y 199 del Estudio. En este sentido, se deberán sustentar los valores considerados en la proyección de demanda de esta carga especial.

• Con relación a la información de la Minera Antamina, considerada dentro de las cargas especiales, no se toman en cuenta en las proyecciones de demanda de los años 2011 y 2012, las probabilidades de ejecución de los proyectos reportadas en el folio 86 del Estudio. En este sentido, se deberán considerar estas probabilidades o, caso contrario, sustentar los motivos para su no consideración en la proyección.

• Con relación a la información de Yura - Cachimayo, considerada dentro de las cargas incorporadas, no se presenta el sustento de las proyecciones de demanda y tampoco se toma en cuenta la información reportada en el

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folio 123 del Estudio. En este sentido, se deberán sustentar los valores considerados en la proyección de demanda de esta carga incorporada.

• Con relación a los proyectos de ampliación de Cajamarquilla (2da Etapa) y Siderperú, en los folios 103 y 104 del Estudio se presenta la información de la empresa suministradora de energía pero no la información de las empresas encargadas del proyecto. Por esta razón, y dada su importancia, se debe solicitar de forma directa a las empresas encargadas de estos proyectos, la información en los formatos respectivos.

• Con relación a las cargas especiales, se deberá presentar el sustento de las siguientes cargas, dado que el SUBCOMITE solamente se ha limitado a considerar la información proporcionada en la fijación anterior:

� Demanda de ELECTROANDES (Ex – Centromín) � SHOUGANG S.A. � Minera Tintaya BHP � Cementos YURA S.A. � Minera Yanacocha

• Se deberá presentar el sustento de los aportes de la centrales termoeléctricas de La Pampilla, Oquendo y Atocongo, así como de las centrales hidroeléctricas Yauli- Sacsamarca, La Joya y Roncador.

• Para la demanda del sistema aislado Tarapoto – Moyobamba – Bellavista que se interconectará con el SEIN en el año 2010, el SUBCOMITE ha considerado las estimaciones de la fijación anterior. Por tal motivo, se debe solicitar información actualizada de la demanda correspondiente a la empresa Electro Oriente S.A. Asimismo, para el sistema aislado Bagua - Jaén no se ha encontrado en la propuesta del SUBCOMITE el sustento de la demanda, debido a que en el folio 253 del Estudio no se presentan los valores estimados de demanda de energía y potencia de dicho sistema.

• De otro lado, con relación a la información contenida en la hoja de cálculo que sustenta la proyección de la demanda “Modelo de Demanda Subcomite Generadores 2010.xls”, se tiene las siguientes observaciones:

o Explicar el motivo de la disminución del factor de simultaneidad en el año 2009, de 91% en la fijación anterior a 85% en el Estudio.

o En el folio 16 del Estudio se indica como fecha de ingreso de la C.T. Oquendo (29,38 MW) marzo 2009, sin embargo en la hoja de cálculo se está descontando de la demanda a partir de enero 2009 con una potencia de 28 MW. Asimismo, en esta misma hoja se indica la inclusión de la C.T. Paita cuyo ingreso es en marzo 2010, sin embargo esta central no ha sido considerada en los cálculos.

o En el folio 16 del Estudio se indica que la fecha de ingreso de la C.H. La Joya (9,6 MW) es octubre 2009, sin embargo en la hoja de cálculo, se está descontando de la demanda a partir de junio 2009.

o En la distribución de la demanda por barra, se ha considerado la demanda de Cutervo y Jaén desde enero 2009 cuando el ingreso de la línea se ha considerado en junio 2009.

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CENTRALES EXISTENTES Y PROGRAMA DE OBRAS

6. EVALUACIÓN DE LA CARTERA DE PROYECTOS DE LOS INTEGRANTES DEL COES-SINAC

6.1 Observación General

En cuanto al programa de obras de generación factibles de entrar en operación, a que se refiere el Artículo 47° de la LCE, se debe analizar la factibilidad técnico-económica de los proyectos que pudieran realizarse en el horizonte de análisis comprendido en el Estudio, lo que involucra considerar el período comprendido entre enero 2010 y diciembre 2012.

Considerando que el ingreso de nuevas unidades de generación tiene impacto en la reducción de los costos marginales esperados existe el incentivo para que los generadores tiendan a subdeclarar sus proyectos en cartera y, por tanto, para no informar sus proyectos nuevos de generación; como consecuencia, un estudio que se base, para este fin, únicamente en las declaraciones de la parte interesada resulta insuficiente. El Estudio adolece de este defecto ya que en esta parte incluye solamente consultas escritas efectuadas a los integrantes del COES-SINAC, sin realizar un análisis crítico de la información recibida ni mayor investigación al respecto.

Cabe señalar que, durante las regulaciones efectuadas luego de la promulgación del ya derogado Decreto Supremo N° 010-2004-EM y la Ley N° 28447, que modificara el periodo de proyección para el cálculo tarifario, se han dado casos de proyectos que no fueron informados oportunamente en las fijaciones de Precios en Barra, que demuestran que la metodología, que se observa, basada únicamente en declaraciones de parte interesada es insuficiente para los fines de la regulación y que ésta debe ser complementada por el SUBCOMITE con una mayor investigación y análisis de toda la información pertinente.

Por lo expuesto, es indispensable que se efectúe un análisis más completo de escenarios, es decir, que el Estudio no se limite a la presentación de una única posibilidad de evolución del sistema tanto en lo que se refiere a oferta como a demanda, sino a la evaluación crítica de posibilidades y a la proposición de un resultado que enfrente apropiadamente distintos escenarios posibles.

En resumen, el enfoque adoptado en el pasado para presentar los estudios de tarifas debe ser modificado para tener en cuenta las consideraciones antes mencionadas, que entre otros beneficios ayudará a reducir la discrecionalidad de los interesados en la selección de la demanda y el programa de obras. En caso no se modifique este enfoque, OSINERGMIN establecerá el programa de obras con la información complementaria de sustento que sea resultado de un análisis técnico dada la ineficacia para proyectar la oferta del enfoque utilizado por el SUBCOMITE.

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6.2 Observaciones Específicas

Es preciso señalar que en el programa de obras no se han considerado proyectos cuya ejecución está decidida y que tienen compromisos de inversión con el Estado Peruano y otros cuyos contratos de ejecución han sido ya suscritos. Al respecto, el SUBCOMITE deberá efectuar la correspondiente evaluación de factibilidad, presentando el análisis que incluya información técnica y económica, plazos de ejecución y diagnóstico de cada proyecto como parte del programa de obras, considerando especialmente la disponibilidad de centrales basadas en gas natural del proyecto Camisea, tanto en ciclo abierto como en ciclo combinado, de sus integrantes (EDEGEL, ENERSUR, KALLPA, etc.) como de nuevos actores, sobre todo teniendo en cuenta que la expectativa de crecimiento de la demanda eléctrica, no sería sostenible, ni viable, sin la expansión de la generación.

Con relación a la evaluación de la cartera de proyectos de los integrantes del COES-SINAC, se debe señalar lo siguiente:

6.2.1 C.T. Kallpa

La empresa Kallpa Generación S.A. está realizando trámites para la implementación del ciclo combinado en su Central Termoeléctrica Kallpa. Así se tiene que, el 11 de setiembre de 2009, mediante Resolución Directoral Nº 335-2009-MEM/AAE, se aprobó el Plan de Manejo Ambiental Conversión a Ciclo Combinado de esta central y el 01 de noviembre de 2009, se publicó la Resolución Ministerial Nº 463-2009-MEM/DM, mediante la cual se aprobó la modificación de la autorización de generación de esta central, incrementando su potencia instalada de 562,19 MW a 854,99 MW, a consecuencia de la futura instalación de un cuarto grupo (turbina a vapor), y otorgándole un plazo de construcción de treinta y cinco (35) meses, por lo que podría ingresar en el horizonte de análisis del presente Estudio (enero 2010 - diciembre 2012).

Por las razones expuestas, el SUBCOMITE deberá solicitar la información necesaria de este proyecto, a fin de determinar con el debido sustento su inclusión o no en el programa de obras de generación del Estudio.

6.2.2 C.T. El Faro

En los folios 210 a 211 del Estudio, la empresa SHOUGANG GENERACIÓN ELECTRICA S.A.A. informa que el proyecto Central Termoeléctrica “El Faro” tiene como etapas de desarrollo el ciclo simple con diesel en setiembre 2011, luego el ciclo simple con gas natural en julio 2012, para después pasar a ciclo combinado con gas natural en octubre 2012, pero en el Estudio únicamente se ha incluido su entrada en servicio como ciclo simple con diesel, y no su posterior operación a gas natural a pesar que estas etapas del proyecto están dentro del horizonte del presente Estudio. En ese sentido, se requiere sustentar las razones por las que no se tomaron en cuenta todas las etapas de este proyecto en el programa de obras de generación.

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6.2.3 Presa Corani

En el folio 202 del Estudio, la empresa SAN GABAN informa que, dentro de su planeamiento, tiene previsto el proyecto de embalse de las tres (3) lagunas en la cuenca del río Corani, estimándose como fecha de ingreso mayo de 2012, es decir, dentro del horizonte del presente Estudio. En ese sentido, se requiere sustentar las razones por las que el indicado proyecto no ha sido tomado en cuenta en el programa de obras.

6.2.4 C.T. Aguaytía

La empresa Termoselva S.R.L. está desarrollando el proyecto de ciclo combinado de la Central Termoeléctrica Aguaytía, que le permitirá aumentar en 100 MW adicionales la generación actual de esta central (176 MW). Al respecto, la empresa viene gestionando con la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del Ministerio de Energía y Minas, el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto, el cual ha hizo observado por esta dirección mediante el Oficio Nº 781-2009-MEM-AAE de fecha 30 de noviembre de 2009. De acuerdo con el cronograma de ejecución del proyecto, se tiene prevista como fecha de entrada en operación el año 2011, es decir, dentro del horizonte del presente Estudio.

Por las razones expuestas, el SUBCOMITE deberá solicitar la información necesaria de este proyecto, a fin de determinar con el debido sustento su inclusión o no en el programa de obras de generación del Estudio.

6.2.5 C.T. Chilca 1

La empresa Enersur S.A.A. está desarrollando el proyecto de ciclo combinado de la Central Termoeléctrica Chilca 1, para lo cual viene gestionando con la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) del Ministerio de Energía y Minas, el Plan de Manejo Ambiental del proyecto, según escrito Nº 1933200. En este sentido, el SUBCOMITE deberá solicitar la información necesaria de este proyecto, a fin de determinar con el debido sustento su inclusión o no en el programa de obras de generación del Estudio.

7. EVALUACIÓN DE LA CARTERA DE PROYECTOS DE LOS NO INTEGRANTES DEL COES-SINAC

El Estudio no incluye proyectos de generación cuyos propietarios autorizados o concesionarios no son integrantes del COES-SINAC, pero que de acuerdo con la información que es de conocimiento público, tienen contratos suscritos de construcción o avances en su implementación o son existentes. Estos proyectos deberán ser analizados en el Estudio y, en el caso de no ser considerados en el programa de obras de generación, se deberá incluir el respectivo sustento.

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Con relación a la evaluación de la cartera de proyectos de los no integrantes del COES-SINAC, se debe señalar lo siguiente:

7.1.1 C. T. Santo Domingo de los Olleros

La empresa Termochilca S.A. tiene a cargo el proyecto de la Central Termoeléctrica Santo Domingo de los Olleros, que se desarrollará en la zona de Chilca y que consta de tres etapas, siendo las dos primeras la operación en ciclo simple con 400 MW y la última la conversión a ciclo combinado con 600 MW. Al respecto, a través de la Resolución Directoral Nº 222-2009-MEM/AAE se aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para las dos primeras etapas del proyecto, y es de conocimiento público que: i) se han adquirido los terrenos donde se instalará la central; ii) la ingeniería básica de la central, desarrollada por GHD empresa australiana, se encuentra concluida; iii) la ingeniería básica para el gasoducto y la estación de regulación, ha sido concluida por la empresa consorciada Haug-Meip y está en revisión por Cálidda; iv) el estudio de preoperatividad para la conexión eléctrica, elaborado por ISA-Colombia, también está concluido y en revisión por el COES-SINAC; además que se prevé el ingreso de la primera etapa del proyecto (200 MW ciclo simple) en el 2011, es decir, dentro del horizonte del presente Estudio.

Por las razones expuestas, es necesario que el SUBCOMITE solicite la información pertinente y realice el análisis correspondiente para determinar la inclusión del presente proyecto en el programa de obras.

7.1.2 C.T. Pampa Melchorita

La empresa Perú LNG tiene a su cargo el proyecto Central Termoeléctrica Pampa Melchorita II de 77,40 MW con gas natural que se instalará en el distrito de San Vicente de Cañete. Al respecto, la Resolución Ministerial Nº 407-2009-MEM/DM publicada el 24 de setiembre de 2009, otorgó la autorización de generación de este proyecto, con un plazo de ejecución del mismo de tres (3) meses, por lo que se entendería que el mismo estaría entrando en operación a más tardar en el mes de enero de 2010, es decir, dentro del horizonte del presente Estudio.

Por las razones expuestas, es necesario que el SUBCOMITE solicite la información pertinente y realice el análisis correspondiente para determinar la inclusión del presente proyecto en el programa de obras.

7.1.3 C.T. Fénix

La empresa Fénix Power Perú S.A. recibió la autorización para la implementación de una central termoeléctrica de ciclo combinado en la zona de chilca (596,7 MW) a través de la Resolución Ministerial N° 476-2008-MEM/DM, estableciéndose un plazo de 36 meses para su ejecución. Al respecto, el principal problema de este proyecto es la falta de contrato de suministro de gas natural; sin embargo, tomando en cuenta la subasta de 80 MMPCD que realizará el Consorcio Camisea para centrales de ciclo combinado, conforme informa el Ministerio de Energía y Minas en su página Web, esto podría permitirle contar con el suministro de gas natural necesario e ingresar dentro del horizonte del presente Estudio.

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En ese sentido, el SUBCOMITE deberá solicitar la información correspondiente, a fin de determinar con el debido sustento su inclusión o no en el programa de obras de generación del Estudio.

8. PROGRAMA DE OBRAS DE TRANSMISIÓN

Con relación a la información del programa de obras de transmisión que se propone en el Cuadro N° 4.4 (folio 17 del Estudio), se requiere lo siguiente:

• No se han incluido los proyectos de la línea Mantaro – Caravelí – Moquegua en 500 kV y la línea Cotaruse – Machupicchu en 220 kV, que se encuentra desarrollando el Consorcio ISONOR TRANSMISION, de acuerdo con la buena pro otorgada por PROINVERSION. En este caso, se debe sustentar los motivos porque no se incluyeron estos proyectos dentro del programa de obras de transmisión.

• No se han incluido los proyectos de la Ampliación Nº 5 de REP que conforman: la ampliación de capacidad de transformación de las subestaciones Piura Oeste, Quencoro, Tingo María, Trujillo Norte y Azángaro y el proyecto de adecuación de la subestación Tocache previsto para diciembre 2010 de acuerdo a los folios 216 al 221 del Estudio, así como la ampliación de la barra de 60 kV de la subestación Independencia prevista para marzo 2010 de acuerdo al folio 222 del Estudio. Por esta razón, se debe sustentar la no inclusión de estos proyectos en el programa de obras.

• Se ha incluido la línea Chilca - Zapallal 500 kV; sin embargo, en las fichas técnicas del archivo “Carta Subcomité de Transmisores (1-2).pdf”, página 20, sólo se hace referencia a la línea Chilca - Carabayllo 500 kV, por lo cual se debe agregar la información faltante de la línea Chilca - Zapallal 500 kV.

• No se ha incluido la línea La Niña - Bayóvar 138 kV, pero se ha incluido información en las fichas técnicas del archivo “Carta Subcomite de Transmisores (2-2).pdf”, página 5, cuyo ingreso estaría previsto en abril 2010. Por esta razón, se debe sustentar su no inclusión en el programa de obras.

• No se han incluido, en los casos que corresponda, los proyectos de transmisión incomprendidos en el Plan de Inversiones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT), aprobado por OSINERGMIN a través de la Resolución OSINERGMIN N° 141-2009-OS/CD.

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COSTOS VARIABLES DE CENTRALES TÉRMICAS

9. TASA DE GASTOS FINANCIEROS POR STOCK DE COMBUSTIBLES

El SUBCOMITE no ha presentado el sustento de la tasa Libor considerada en el Estudio para la tasa de financiamiento a aplicarse para mantener el stock de combustibles. Por este motivo, se solicita al SUBCOMITE presentar el sustento correspondiente de la información de esta tasa; asimismo, es necesario precisar que el valor de esta tasa Libor será actualizado al mes de marzo de 2010, conforme al Artículo 50° de la LCE.

10. CONSUMOS DE GAS NATURAL

Para la estimación del precio de gas natural de mercado interno, conforme lo establece el Artículo 6° del Decreto Supremo N° 016-2000–EM, el SUBCOMITE ha considerado el consumo de gas natural del año 2008, cuando debe considerar el consumo para todo el año 2009. Por lo expuesto, se solicita al SUBCOMITE actualizar los consumos de gas natural.

11. ACTUALIZACION DE PRECIOS DE GAS NATURAL

El SUBCOMITE no ha actualizado los precios de gas natural en boca de pozo, ni los precios de transporte y distribución para las centrales térmicas que operan con gas de Camisea. Al respecto, se requiere efectuar la actualización que corresponda.

12. INFORMACIÓN DE C.T. EL FARO

El SUBCOMITE no ha presentado el sustento del consumo específico y costo variable no combustible de la Central Térmica El Faro operando con Diesel 2. Por este motivo, se requiere la presentación del sustento correspondiente a la información de esta central.

13. FLETE DE C.T. TRUJILLO NORTE

El SUBCOMITE ha modificado el flete de la Central Térmica Trujillo Norte en base al documento presentado en los folios 225 a 226 del Estudio. Al respecto, en este documento se hace referencia a que el flete corresponde al transporte del combustible desde la Planta Chimbote hasta Trujillo, por lo cual correspondería considerar el precio de combustible para esta central en la Planta Chimbote y no en la Planta Salaverry, para que sea congruente con el flete considerado en el Estudio.

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14. FLETE DE C.T. TUMBES

El SUBCOMITE ha modificado el flete de la Central Térmica Tumbes, pero ha considerado el flete para el transporte de Diesel 2, cuando esta central opera con combustible Residual 6, por esta razón se tendría que tomar el flete que aparece en los folios 230 a 233 del Estudio.

15. MODIFICACIONES DE CONSUMOS ESPECÍFICOS

El SUBCOMITE ha modificado los consumos específicos de las unidades TG2 de la C.T. Aguaytía y TG3 de la C.T. Chilca 1, pero sin presentar el sustento respectivo. Así mismo, se han modificado los consumos específicos de las unidades TG1 de la C.T. Aguaytía, TGN4 de la C.T. Malacas y Onan Cummins de la C.T. San Nicolás, como resultado de las pruebas efectivas que se presentan en los folios 130 a 132, 136 a 139 y 159 a 162 respectivamente, pero considerando valores diferentes a los consignados en estos folios.

Por esta razón, se solicita la presentación del sustento correspondiente a los valores de consumos específicos considerados en el Estudio.

16. MODIFICACIÓN DE PODERES CALORÍFICOS DE LA C.T. VENTANILLA

El SUBCOMITE ha modificado los poderes caloríficos superior e inferior de la Central Térmica Ventanilla, sin haber presentado el sustento respectivo; tomando en cuenta que, en el folio 240 del Estudio la empresa EDEGEL declara los poderes caloríficos para esta central, los cuales son diferentes a los considerados. Por este motivo, se solicita la presentación del sustento correspondiente a los valores considerados o. caso contrario, considerar los valores del folio 240 del Estudio.

17. PRECIOS DEL GAS NATURAL DE C.T. MALACAS

En el cálculo de los costos variables de las unidades de la central térmica Malacas, se han incluido precios diferentes a los declarados por la empresa EEPSA conforme se observa en los folios 243 a 244 del Estudio. Por este motivo, se solicita considerar los valores consignados en estos folios pero actualizados al mes de marzo de 2010, conforme al Artículo 50° de la LCE.

18. PRUEBA EFECTIVA DE LA C.T. CHILCA 1

En el documento del folio 177 del Estudio se menciona que el 27.10.09 se aprobó la prueba de potencia efectiva de la unidad TG3 de la central térmica de Chilca 1, pero la misma no se ha adjuntado al presente Estudio. En este sentido, se solicita presentar los resultados de esta prueba, con la finalidad de incluirlos en la presente regulación.

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19. COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE (CVNC)

19.1 Empleo de Procedimientos COES

El SUBCOMITE señala haber considerado los Costos Variables No Combustible (CVNC) calculados en aplicación de los Procedimientos N° 32 y 34 del COES-SINAC.

Al respecto, se debe manifestar que, tal como se señalara en regulaciones tarifarias anteriores, los procedimientos del COES-SINAC se establecen como parte de su funcionamiento y organización, para efectos de las transacciones a corto plazo que realizan sus integrantes en el denominado mercado spot. El fundamento legal para la elaboración y aprobación de dichos procedimientos se encontraba en el Título IV de la LCE y su Reglamento (“Comité de Operación Económica del Sistema”)6. Por ello, los procedimientos del COES-SINAC no determinan el Precio en Barra, sino que éste se fija en función de lo dispuesto para el Sistema de Precios de la Electricidad, cuyo fundamento legal se encuentra en el Título V de la LCE y su Reglamento (“Sistema de Precios de la Electricidad”).

Por tanto, no resultan aplicables para propósitos de regulación de tarifas, los costos variables de mantenimiento directamente obtenidos de la aplicación de los procedimientos del COES-SINAC, debiéndose mantener los procedimientos y principios utilizados en los procesos regulatorios previos. Así, por ejemplo, respecto de la determinación del CVNC sobre la base de un promedio ponderado por el número de arranques en el caso de turbinas a gas, se ha indicado reiteradamente en los procesos regulatorios anteriores que, ello conlleva a un sesgo implícito, toda vez que se estaría asignando a cada escenario una probabilidad de ocurrencia igual a su número de arranques entre la suma del número de arranques de todos los escenarios evaluados. Es decir, se estaría forzando a que se asuma como más probables los escenarios con mayor número de arranques lo cual no necesariamente es cierto.

Como consecuencia de lo anterior, se originaría que el CVNC se sesgue hacia valores más altos de lo que probablemente sería adecuado; por ello, lo más razonable es ponderar los escenarios por su probabilidad “real” de ocurrencia, la cual puede ser más difícil de probar aún. En este sentido, al carecerse de las probabilidades de cada escenario (los cuales además no necesariamente coinciden con los que el COES-SINAC ha asumido), la teoría demuestra que la mejor estimación se logra considerando valores promedio. Por tanto, esta consideración deberá tenerse en cuenta al determinar el CVNC de turbinas a gas.

Asimismo, la determinación del CVNC sin considerar precios eficientes promedio de mercado, ni las recomendaciones del boletín de servicio del fabricante, llevan a que para la determinación del CVNC de unidades de un mismo modelo se utilicen costos y frecuencias diferentes. Todo esto ha sido observado en anteriores regulaciones y más recientemente a través del Oficio N° 0881-2009-GART, de fecha 04.08.09, que se alcanzó al COES-SINAC

6 Cabe mencionar que la Ley N° 28832 derogó expresamente los Artículos 39°, 40° y 41° de la LCE; los cuales en su totalidad conformaban el mencionado Título IV de la LCE.

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conjuntamente con el Informe N° 0339-2009-GART, donde se sustenta la modificación de los Procedimientos N° 32 y 34, el cual a la fecha no ha sido respondido7.

Considerando lo anterior, se reitera que la determinación del CVNC debe efectuarse sobre la base de costos eficientes promedio de mercado y considerando las recomendaciones del boletín de servicio del fabricante, tal como fuera establecido en los procesos regulatorios previos. Por lo indicado, mientras no se realicen las mejoras necesarias a los Procedimientos N° 32 y 34 del COES-SINAC, se debe considerar los CVNC de las anteriores regulaciones.

PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA

20. MODIFICACIÓN EN LOS ARCHIVOS DE DATOS DEL MODELO PERSEO

20.1 Archivo GTT

El SUBCOMITE no ha considerado en la simulación la conversión a diesel de las unidades UTI 5 Y UTI 6 de la C.T. Santa Rosa, a pesar que estas unidades finalizaron su conversión a unidades duales (gas natural o diesel) a mediados del mes de junio 2009. Por este motivo, debe incluir en la simulación esta conversión a diesel.

20.2 Archivo CHH

El SUBCOMITE ha considerado marzo de 2009 como fecha de ingreso de la Central Hidroeléctrica Santa Cruz y enero 2012 como fecha de ingreso de la segunda etapa de la Central Hidroeléctrica Machupicchu, cuando las fechas deberían ser febrero 2009 y febrero 2012, respectivamente, de acuerdo con lo señalado en el folio 16 del Estudio. En ese sentido, corresponde corregir estos errores, o sustentar las razones de las diferencias señaladas.

Asimismo, se han modificado los coeficientes de producción (MW-seg/m3) de las centrales hidroeléctricas Pariac y Yaupi, así como del G4 de la central hidroeléctrica Carhuaquero, pero sin presentar el sustento respectivo. En este sentido, el SUBCOMITE deberá presentar el sustento de estas modificaciones.

20.3 Archivo LIN

El SUBCOMITE no ha considerado correctamente los siguientes proyectos que se encuentran en el programa de obras de transmisión que se propone en el Cuadro N° 4.4 (folio 17 del Estudio):

7 El plazo inicial otorgado para presentar su propuesta de procedimientos fue de 60 días hábiles, pero a través de la carta COES/D-1761-2009 solicitaron una ampliación de plazo de 30 días hábiles, debido a la cantidad de procedimientos que viene modificando, el cual fue aceptado a través del Oficio N° 1133-2009-GART del 04.11.09.

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• El ingreso de la línea Chilca - La Planicie - Zapallal en 220 kV está previsto en mayo 2010, sin embargo en el archivo “sinac.lin” se ha considerado de forma duplicada, en marzo 2011 (LNE-035/LNE-036 y LNX-037/LNX-038) y en enero 2010 (LLE-008/LLE-009 y LLE-010/LLE-011).

• El ingreso de la línea Conococha – Huallanca – Cajamarca en 220 kV está previsto en junio 2010, y si bien en el archivo “sinac.lin” la fecha de ingreso de primer tramo de la línea (Conococha – Huallanca) es en junio 2010, el segundo tramo de la línea (Huallanca – Cajamarca) está en junio 2011.

• No se ha considerado en el archivo “sinac.lin” el ingreso de la línea Independencia - Ica en 220 kV, que se encuentra previsto para abril 2011.

20.4 Archivo HID

El SUBCOMITE ha modificado, sin presentar el debido sustento, los valores de los siguientes afluentes naturales:

• Los valores de los años 2004 a 2007 del afluente a Viconga (QN-301).

• Los valores de los años 1992 a 2007 del afluente a Cahua (QN-304).

• Los valores de los años 1992 a 2007 del afluente a Jequetepeque (QN-501)

• Los valores de los años 1992 a 2007 de los afluentes a las cuencas de los ríos Misapuquio y Cailloma (QN-2501, QN-2502, QN-2601, QN-2602, QN-2603 y QN-2604)

• Los valores del año 2007 de los afluentes a las cuencas de los ríos Chira, Huaura y Cañete (QN-2701, QN-2801, QN-2901 y QN-2902)

20.5 Archivo TRY

El SUBCOMITE ha considerado mayo de 2010 como fecha de ingreso de los embalses Chalhuanca y Bamputañe de EGASA, de acuerdo con lo informado por la empresa en los folios 192 a 197 del Estudio, pero el modelamiento realizado de estos embalses en el archivo “sinac.try” no coincide dicha información. En ese sentido, corresponde sustentar los motivos por los cuales no se consideró el esquema informado por EGASA en el folio 197 del Estudio.

21. REPRESENTACIÓN DE CONGESTIÓN EN EL DUCTO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL DE CAMISEA

El SUBCOMITE ha implementado una representación de la congestión en el ducto de transporte del gas natural de Camisea dentro del programa de operación para el año 2012, dado que el Decreto de Urgencia N° 049-2008, que establece que los costos marginales se determinen sin restricciones en producción o transporte de gas natural, vence en diciembre de 2011; sin embargo, no se presenta el sustento ni el criterio de cómo se realizó esta representación, ni qué capacidad del ducto de transporte de gas natural de

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Camisea fue considerada para el año 2012, y si para ello, se tomó en cuenta las ampliaciones que se tiene previsto realizar en dicho ducto.

Por las razones expuestas, se debe sustentar debidamente la representación de la congestión en el ducto de transporte de gas natural de camisea, así como la capacidad considerada para dicho ducto en el año 2012.

22. PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MAYOR DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Y TERMOELÉCTRICAS

22.1 Observaciones Generales

Para el año 2009 (conocido como año n-1), el SUBCOMITE ha utilizado los mantenimientos realizados (ejecutados) durante este año. Sin embargo, tal como se estableció en el numeral E.1 del Anexo E del Informe N° 0113-2007-GART, que sustentó la Resolución OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD que fijó los Precios en Barra para el período mayo 2007- abril 2008; así como, en el numeral E.1 del Anexo E del Informe N° 0193-2008-GART, que sustentó la Resolución OSINERGMIN Nº 341-2008-OS/CD que fijó los Precios en Barra para el período mayo 2008 - abril 2009; así como también en el numeral E.1 del Anexo E del Informe N° 0151-2008-GART, que sustentó la Resolución OSINERGMIN Nº 053-2009-OS/CD que fijó los Precios en Barra para el período mayo 2009 - abril 2010, la inclusión del mantenimiento ejecutado no refleja la intención de la LCE y, en consecuencia, se debe considerar como programa de mantenimiento el Programa de Mantenimiento Mayor y no el ejecutado.

Adicionalmente a los argumentos expuestos en los citados informes, es preciso señalar lo siguiente:

• Dentro del proceso de planificación, las decisiones más importantes recaen en el largo y mediano plazo ya que es en este horizonte de tiempo donde se determina el régimen de utilización más adecuado de los embalses de regulación anual y estacional que, por su magnitud, son los susceptibles de producir los mayores ahorros económicos al sistema.

• Cuando el COES-SINAC elabora los programas de operación de largo y mediano plazo, lo hace bajo premisas previamente expuestas a fin de realizar una utilización eficiente de los recursos en los diferentes horizontes temporales que abarca la programación de la operación.

• Estrictamente asociado a la tarea de elaboración de los programas de operación de largo y mediano plazo, está la determinación del Programa de Mantenimiento Anual y Mayor. En efecto, la determinación y establecimiento de la secuencia cronológica más apropiada en que deben ser realizados los mantenimientos contribuye a lograr el menor costo operativo, sobre todo de las unidades más importantes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”). Si el COES-SINAC

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no realizara esta función estaría incumpliendo una de sus funciones más importantes asignadas por ley8.

De otro lado, sin perjuicio de lo señalado y como resultado de la revisión de los mantenimientos propuestos por el SUBCOMITE, cabe señalar lo siguiente:

• Dentro de los mantenimientos considerados para el año 2009, se han agregado como mantenimientos, las actividades de pruebas y de trabajos correctivos de las unidades de generación, los cuales por su naturaleza no deben ser incluidos dentro de estos mantenimientos. Como ejemplo se tiene las centrales térmicas San Nicolás, Tumbes, Chilina TV2, Ventanilla, etc.

• Tomando como referencia los factores de indisponibilidad que publica la National Energy Reliability Council (NERC), que también es utilizada por el COES-SINAC en sus diferentes procedimientos, los mantenimientos propuestos para el año 2010, no deberían superar los correspondientes estándares de la NERC ya que indisponibilidades mayores darían a entender que se ha incurrido en una ineficiente gestión de mantenimientos.

Debido a las razones expuestas, el SUBCOMITE, debe modificar el archivo de mantenimiento que sirve de entrada al modelo PERSEO para considerar el Programa de Mantenimiento Mayor y no el ejecutado para el año 2009.

22.2 Trabajos en la Central Hidroeléctrica Mantaro

En las hojas de cálculo “Mantenimiento Anual 2009_PERSEO_Mayor a 1 dia.xls” y “Mantenimiento Anual 2010_PERSEO_Mayor a 1 dia.xls”, en los factores de reducción de potencia que afectan a la Central Hidroeléctrica Mantaro debido a la indisponibilidad de cada uno de sus grupos, erróneamente se consigna reducciones mayores a las que han sido establecidas con anterioridad9.

8 Artículo 12º (Ley N° 28832).- Naturaleza del COES (…)

12.1 El COES tiene por finalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo.

(…) Este artículo sustituyó al Artículo 39° de la LCE que literalmente decía:

Artículo 39º (LCE).- Los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión, cuyas instalaciones se encuentren interconectadas conformarán un organismo técnico denominado Comité de Operación Económica del Sistema (COES) con la finalidad de coordinar su operación al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.

Para tal efecto, la operación de las centrales de generación y de los sistemas de transmisión se sujetarán a las disposiciones de este Comité.

9 Ejemplo: Fijación tarifaria de mayo de 2007, 2008, 2009.

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Mantaro G1 103,83 0,16 CH-0803Mantaro G2 104,88 0,16 CH-0803Mantaro G3 103,20 0,16 CH-0803Mantaro G4 107,44 0,17 CH-0803Mantaro G5 77,60 0,12 CH-0803Mantaro G6 75,76 0,12 CH-0803Mantaro G7 77,78 0,12 CH-0803Mantaro CENTRAL 650,48 1,00 CH-0803

Al respecto, dicha central posee la particularidad que, cuando se indispone alguno de sus grupos, la central en conjunto no sufre una reducción en su generación equivalente a la potencia del grupo indispuesto.

En este sentido, las salidas individuales de los grupos del 1 al 4 provocan una reducción aproximada de 48,5 MW10 de potencia en la central lo que equivale a considerar un factor de reducción de 0,074 (48,5/650,4) con la finalidad de expresar las horas de indisponibilidad individual de los grupos como una indisponibilidad de la central representada en el modelo PERSEO.

Asimismo, las indisponibilidades individuales de los grupos del 5 al 7 provocan una reducción aproximada de 22,5 MW11 de potencia en la central lo que equivale a considerar un factor de reducción de 0,034 (22,5/650,4) con la finalidad de expresar las horas de indisponibilidad individual de los grupos como una indisponibilidad de la central representada en el modelo PERSEO.

Cabe señalar que esta misma observación fue realizada en las anteriores fijaciones, mediante el Informe Técnico N° 0437-2007-GART “Observaciones al Informe Técnico Económico presentado por el COES-SINAC para la Regulación de Mayo 2008” y el Informe N° 0008-2009-GART “Observaciones a la Propuesta del Subcomité de Generadores del COES-SINAC Tarifas en Barra de Mayo 2009”, siendo aceptada en las absoluciones de observaciones a dichos Informes.

Consecuentemente, el SUBCOMITE deberá modificar su propuesta a fin de utilizar estos factores para la reducción de potencia de la central hidroeléctrica Mantaro por efecto de indisponibilidades de sus grupos.

22.3 Evaluación de las Actividades de Mantenimiento Propuestas para los años comprendidos entre el 2010 y el 2012

Se solicita al SUBCOMITE una mayor descripción de las tareas involucradas referidas en el programa de mantenimiento con la finalidad de que OSINERGMIN pueda evaluar su pertinencia, más aún para los trabajos programados en los años 2011 y 2012 donde no se ha presentado el sustento adecuado ni los cálculos que justifican la determinación del programa de mantenimiento para esos años, especialmente para las centrales hidroeléctricas.

Por esta razón, el SUBCOMITE deberá presentar dicho sustento a fin de ser analizado por el organismo regulador, en caso contrario OSINERGMIN establecerá estos mantenimientos con la información disponible.

10 La propuesta del SUBCOMITE considera 104 MW aproximadamente. 11 La propuesta del SUBCOMITE considera 77 MW aproximadamente.

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Dado que para la estimación de los mantenimientos considerados en los años 2011 y 2012 correspondientes a las centrales térmicas, se utiliza el despacho de estas unidades, y dicho despacho ha sido calculado sin considerar los límites de transporte en el gas natural de Camisea para los años 2009 a 2011 en aplicación del Decreto de Urgencia N° 049-2008, dicho resultado no debe ser utilizado para estimar los mantenimientos considerados en los años 2011 y 2012. A fin de estimar dichos mantenimientos, se debe utilizar los resultados del despacho sin considerar la aplicación de dicho Decreto, por lo que se solicita corregir los cálculos efectuados de acuerdo con lo señalado.

22.3.1 Archivo “Mantenimiento Anual 2010_PERSEO_Mayor a 1 dia.xls”

Respecto al archivo “Mantenimiento Anual 2010_PERSEO_Mayor a 1 dia.xls” (en adelante el “Archivo”), se han encontrado las siguientes observaciones:

1. Si bien en el Archivo se indica que el mantenimiento corresponde al año 2010; sin embargo, en forma interna las hojas señalan que se refiere al año 2009, e incluso en la hoja “CCHH Perseo” se indica que es para el año 2009 y los resultados están referidos a dicho año.

2. Las tablas dinámicas que sirven para crear el archivo “sinac.man” no están actualizadas por lo que los datos mostrados no corresponden a la información contenida en el Archivo.

3. Existen errores en las hojas “AÑO_2009_MES_(mes)”, para casi todos los meses, con valores “#NA” en los cuadros de factores de las unidades UTI 5, UTI6, TG7 y TG8 de la C.T. Santa Rosa, en la unidad TV de la C.T. Ventanilla, en la C.T Tumbes, entre otros.

4. Para los meses de enero a mayo de 2010, se han duplicado los mantenimientos de la C.H. Chimay, debido a que se está incluyendo tanto el mantenimiento de la central y el de los grupos 1 y 2 de la central que se realizarán el mismo día, considerándose como si se realizaran en distintos días. Esto mismo está ocurriendo, en el mes de diciembre 2010, para los trabajos de la central y de su grupo 1.

5. En el mes de febrero 2010 se ha duplicado el mantenimiento para la C.H. Moyopampa debido a que se está incluyendo el mantenimiento de la central y de sus grupos 1 y 2 que se realizan el mismo día, considerándose como si se realizaran en días distintos.

6. Se presentan valores contradictorios en la potencia de las unidades en mantenimiento; por ejemplo, en el cuadro de potencias para la C.H. Moyopampa se considera un valor de 64,71 MW, sin embargo, en el mantenimiento se considera para la central un valor de 67 MW, mientras que, de la suma de potencia de los tres grupos de la central resulta un valor de 60 MW.

7. En el mes de mayo 2010 se considera el mantenimiento para la C.H. Misapuquio de 15 días y en ese mismo periodo se considera el mantenimiento de su grupo 1 por 3 días, pero acumulando dichos mantenimientos como si fuese en periodos diferentes. Por lo señalado,

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se debe incluir el mantenimiento del grupo 1 dentro del periodo del mantenimiento de la central y no considerarse en periodos separados.

8. En el mes de mayo de 2010 se considera el mantenimiento de la C.H. Huampaní, por 5 días y durante ese mismo periodo se ha considerado el mantenimiento para los grupos 1 y 2 de esta central por 6 días cada uno en periodos diferentes; no obstante, se debe considerar el mantenimiento de la central junto con los mantenimientos de sus grupos 1 y 2.

9. En el mes de mayo de 2010 se ha duplicado el mantenimiento de la C.H. Matucana, debido a que se ha considerado el mantenimiento de la central y de los grupos 1 y 2, que se realizan el mismo día, como si se realizaran en días distintos.

10. En el mes de mayo de 2010 se ha duplicado el mantenimiento de la C.H. Huinco, debido a que se ha considerado el mantenimiento de la central y de sus grupos 2 y 3, que se realizan el mismo día, como si se realizaran en días distintos.

11. En el mes de noviembre 2010 se ha duplicado el mantenimiento para la C.H. Misapuquio, ya que se ha considerado el mantenimiento de la central y de su grupo 1, que se realizan el mismo día, como si se realizaran en días distintos.

12. El mantenimiento de los grupos G1, G2 y G3 de la C.H. Charcani V presenta un periodo de duración considerable; sin embargo, no se presenta el sustento de los trabajos que se llevarán a cabo.

22.3.2 Otras Observaciones

1. El SUBCOMITE ha adjuntado la carta C-136-2009/Egemsa donde se indica la indisponibilidad de la C.H. Machupicchu del 27/06/2010 al 04/09/2010 (70 días) y del 07/04/2011 al 28/04/2011 (22 días), por trabajos de rehabilitación de la segunda fase de la central; sin embargo, ésta no ha sido considerada dentro del plan de mantenimiento del año 2010, por lo cual no debe ser incluida en el archivo “sinac.man”, al no tener la aprobación de la Dirección de Operaciones del COES-SINAC, que es requisito indispensable a fin de evaluar su impacto en el sistema.

2. El archivo “G3 programa Mantenimiento 2010.xls” sólo contiene información hasta setiembre 2010.

23. MODIFICACIÓN DE SERIES HIDROLÓGICAS

Con relación a las series hidrológicas, el SUBCOMITE en el Estudio propone: actualizar la información hidrológica hasta el año 2008, establecer los costos variables por sólidos en suspensión de la C.H. Cañón de Pato y reducir las series de caudales naturales del periodo 1965-2008 a 1992-2008. Al respecto, se observa que el Estudio no presenta el debido sustento que permita a OSINERGMIN evaluar, en su conjunto, las modificaciones propuestas. En

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consecuencia, en la medida en que las observaciones efectuadas en este acápite sean absueltas por el SUBCOMITE, OSINERGMIN evaluará la consistencia de la propuesta para la modificación de las series hidrológicas.

23.1 Actualización de la Serie Hidrológica del año 2008

23.1.1 Observaciones a la “Naturalización de Caudales de Ingreso a la Laguna Aricota – Año 2008”

Con relación al Estudio Hidrológico de “Naturalización de Caudales de Ingreso a la Laguna Aricota – Año 2008”, en la página 16 del mismo, se indica que los criterios adoptados para la estimación de los caudales de ingreso a esta laguna son los siguientes:

(a) Si los resultados mensuales del balance son superiores a los ingresados por los ríos, entonces los caudales calculados mediante el balance se asumen como representativos;

(b) Cuando los resultados del balance sean inferiores a los ingresos vía río, se adoptarán los aforados en los ríos como resultados; y

(c) Los valores asumidos deberán conservar los parámetros estadísticos de las serie de caudales naturales 1965 – 2007.

Sin embargo, estos criterios no han sido tomados en cuenta en el referido estudio para la época de avenidas del año 2008, específicamente en el mes de enero, tal como se puede apreciar en los resultados expuestos en la página 16 del informe señalado.

En este sentido, el SUBCOMITE deberá indicar el porqué de la aplicación de criterios diferentes para los meses de las épocas de avenida y estiaje.

23.1.2 Inclusión de nuevos afluentes.

En el Estudio se ha incluido nuevos afluentes y/o puntos de interés dentro de algunas cuencas hidrográficas del SEIN, tal como se puede apreciar en el siguiente cuadro, que obedecen a la inclusión de nuevos proyectos hidroeléctricos, pero que no han sido incluidos en los estudios hidrológicos de las cuencas donde se ubican.

SERIE NOMBRE CUENCA / RIO PERIODO

QN-3000 Santa Cruz 1992 – 2008

QN-2202 Bamputañe Chili - Alto Colca 1992 – 2008

QN-2010 Chalhuanca Chili - Alto Colca 1992 – 2008

QN-2404 Pumamayo San Gabán 1992 – 2008

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En este sentido, el SUBCOMITE deberá incluir en los estudios hidrológicos los afluentes y/o puntos de interés que incluyen en el Estudio.

23.2 Reducción las series históricas del periodo 1965-2008 a 1992-2008

23.2.1 Observaciones Generales

En el folio 26 del Estudio, el SUBCOMITE propone reducir las series históricas del periodo 1965-2008 al período 1992-2008 basado en el informe del Anexo F4, denominado: “Análisis de Series Históricas de Caudales utilizados para la producción hidroenergética del Perú” (en adelante “Informe F4”), elaborado por el Dr. Wilson Suárez.

Al respecto, el Informe F4 hace un análisis estadístico sobre datos de caudales, así como su relación con fluctuaciones del clima. Para esto se tomaron datos de caudales mensuales de 13 ríos (Tabla 1), de los cuales 8 son de la vertiente del Pacifico y 5 de la vertiente del Atlántico. Los datos son naturalizados y fueron proporcionados por el COES-SINAC. Nueve de las 13 estaciones tienen datos para el periodo 1965-2008 pero las otras 4 son más largas, siendo la de Jequetepeque (desde 1936) la más larga. A partir de los caudales mensuales se obtuvieron las siguientes variables: caudal promedio anual (Set-Ago); caudales promedios para los meses de SON, DEF, MAM, y JJA; y caudales máximos y mínimos mensuales (Tabla 2). En cuanto a las variables climáticas se tomaron las temperaturas mensuales de la superficie del mar (TSM) en las zonas denominadas Niño1+2, Niño3, Niño4, Niño3.4 (Pacifico), las TSM en el Atlántico Norte NATL y Atlántico Sur SATL, y el gradiente de los dos anteriores. Por último se tomaron los datos de la PDO.

El análisis estadístico del estudio referido incluye: prueba de tendencia, prueba de aleatoriedad, pruebas de cambios bruscos (rupturas o quiebres). Además se utilizó el análisis de ondaletas (wavelets) para encontrar las relaciones entre caudales y variables climáticas. El Informe F4 da una serie de resultados en forma de tablas y gráficos y termina con algunas conclusiones y una recomendación. El Informe F4 también contiene un Apéndice donde se hace referencia a resultados obtenidos en la literatura y por el autor del informe sobre las variaciones del área de los glaciares en las cuencas del Santa, Mantaro, y Rímac, la relación entre la temperatura del aire a aproximadamente 5 500 msnm en la cuenca de Llanganuco con los caudales observados, y la relación entre el coeficiente de cobertura glaciar y el escurrimiento en subcuencas del Rio Santa. Por último, el Informe F4 incluye las tablas de los caudales mensuales utilizados así como las tablas de los resultados de las varias pruebas estadísticas utilizadas en el estudio.

Con respecto al estudio presentado en el Informe F4, sólo se dan algunas observaciones breves. No se ha verificado ni las ecuaciones ni los procedimientos empleados aunque se asume que los resultados presentados son correctos debido a que el autor aparentemente ha utilizado algún tipo de software estadístico. Esto no exime que en el futuro OSINERGMIN haga alguna revisión más detallada de estos aspectos.

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Finalmente, con respecto al ítem 6.2 Recorte de Series Hidrológicas (folio 26 del Estudio) se indica que, el hecho de que las fluctuaciones que se observan en las precipitaciones y caudales de los ríos sean consecuencia del clima (como es lógico suponer), no justifica el recortar las series de caudales para estimar de manera adecuada los Precios en Barra que tengan en cuenta las fluctuaciones climáticas.

Al respecto, se tiene las siguientes observaciones generales:

i. En el Informe F4, no se han presentado los archivos que sustentan los cálculos y los resultados del análisis, por lo cual no se puede verificar ni las ecuaciones ni los procedimientos empleados aunque se observa que el autor aparentemente ha utilizado algún tipo de software estadístico. En este sentido, se debe presentar el informe con el debido sustento.

ii. El hecho de que las fluctuaciones que se observan en las precipitaciones y caudales de los ríos sean consecuencia del cambio climático, como se puede suponer, no justificaría el recortar las series de caudales, como propone el SUBCOMITE, para representarlo en el cálculo de los Precios en Barra dado que, como ya se mencionó en anteriores fijaciones, se debe utilizar métodos más sofisticados para estimar los caudales de los ríos, tomando la información oceanográfico – atmosférica así como toda la información hidrológica.

23.2.2 Observaciones Específicas

Al respecto, se tiene las siguientes observaciones:

i. Para poder apreciar mejor los resultados obtenidos, el autor debe mejorar la presentación de los mismos, debido a que varios de los gráficos presentados no tienen la dimensión ni la resolución necesaria para observar los detalles que el autor del estudio trata de explicar. Por ejemplo, en la página 10 (folio 300 del Estudio) dentro del primer párrafo se dice textualmente que “….la Fig.6 muestra el comportamiento de los caudales mensuales sobre todos nuestros ríos analizados observándose en la mayoría de ellos la recurrencia del ciclo anual (año hidrológico) con los picos….”. Desafortunadamente las 13 series de caudales mensuales que se presentan en la Fig. 6 están a una escala muy pequeña para observar alguna particularidad de las series que el autor menciona, a tal punto que cuando se dice “….observándose en la mayoría de ellos la recurrencia del ciclo anual…” implica que algunas series no presentan el ciclo anual lo que no es cierto como se observa en la Fig. 7. Otros casos también son las Figs. 10 y 11 e igualmente varias de las ecuaciones que se dan en el informe están ilegibles (folios 304, 305 y 309 del Estudio).

ii. Varias de las pruebas estadísticas utilizadas asumen que la serie dada es aleatoria (independiente). En la página 23 (folio 313 del Estudio) el autor dice “….por este motivo aplicamos el test de aleatoriedad sobre el rango, los resultados nos dan que nuestras series son aleatorias…”; sin embargo, las tablas de resultados que se muestran en el Apéndice (folios 341 a 441 de Estudio) indican que en numerosos casos, como

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por ejemplo el presentado en el folio 439 del Estudio, el resultado es contrario o sea indican que “no son aleatorias”. Asimismo, se sabe que los caudales anuales (por ejemplo) tienen auto correlación debido al efecto de almacenamiento ya sea superficial como subterráneo. Entonces ¿cuál es el efecto de la auto correlación en los resultados de pruebas que asumen que los datos son aleatorios?, esto por lo menos debería discutirse en el Informe F4 ¿no hay pruebas para detectar cambios que tengan en cuenta la auto correlación?

iii. Los resultados presentados en la Tabla 3 (folio 314 del Estudio) no son muy claros, además que se debe aclarar el significado de los resultados que se presentan, como por ejemplo: 1) Para VIL ¿qué significa que todo esté en blanco?; 2) Para PAU, ¿qué significa que Q,prom sea 2006-2007?

iv. En la discusión sobre el Rímac (folio 320 del Estudio) se sugiere que un quiebre significativo ocurre para el periodo JJA y para los mínimos, diciéndose textualmente: “…los cuales presentan tendencias positivas, considerando que las precipitaciones que alimentan el Rímac son las mismas que el Mantaro que presenta una tendencia negativa, la bibliografía demuestra que en 1994 entró en funcionamiento la represa de Yuracmayo y 1998 el sistema Marca III y viendo que las descargas y reservorios se realizan en los meses de JJA principalmente, este quiebre podría estar ligado a estos procesos (lo cual no representaría de manera correcta).” Al respecto, se tienen dos preguntas: (a) Si el incremento de caudales en esa época es consecuencia de la operación de algunas estructuras (como se menciona arriba), pero entonces ¿no se están usando caudales naturalizados? y; (b) no será el motivo de las “tendencias positivas” aludidas arriba, que en ese periodo 1997-98 ocurrió otro Niño extremo (la Tabla 6 de correlaciones confirma el efecto de El Niño con los caudales máximos y medios del Rímac) y que el Rímac trajo tanta agua que una buena parte también sirvió para recargar el acuífero, debido a que se sabe que el agua subterránea es la fuente principal del escurrimiento del río en la época seca.

v. En la tercera conclusión (folio 320 del Estudio) se dice: “todas las series analizadas son aleatorias ya que el test usado para analizar estos casos acepta la hipótesis de aleatoriedad”. Sin embargo, como se indicó en el punto ii) no todas son aleatorias, por lo que se tendría que explicar esta incongruencia.

vi. La cuarta conclusión (folio 320 del Estudio) aparentemente se refiere a cambio (rupturas), pero la explicación no es clara, por lo cual se solicita aclarar dicha conclusión.

vii. La quinta conclusión (folios 320 y 321 del Estudio) se refiere a las tendencias negativas aparentemente encontradas para el río Mantaro. Con relación a esto, el marco conceptual climático descrito al principio del Informe F4 muestra fluctuaciones climáticas de varias décadas como la PDO, entonces es lógico que tales fluctuaciones climáticas se reflejen en las precipitaciones y consecuentemente en los caudales, además que en la Tabla 6 (folio 317 del Estudio) se indica que el Mantaro tiene influencia tanto del Pacifico como del Atlántico, por ello,

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el gran problema es la incertidumbre de cómo estos cambios (llámese rupturas o tendencias) van a aparecer en el futuro, aspecto que no se analiza claramente en el Informe F4.

viii. La recomendación dada al final del Informe F4 (folio 321 del Estudio) es una lógica preocupación del efecto que pueden causar las manipulaciones que generalmente se hacen con los datos de los caudales al naturalizarlos, luego de completar los datos faltantes, y luego al hacer extensiones, en los resultados (por ejemplo en los resultados del estudio materia del Informe), por lo que el autor del Informe F4 sugiere entonces complementar los estudios realizados analizando los datos de precipitación. Al respecto, se considera que tiene toda la razón, con la salvedad de que también los datos de precipitación están sujetos a manipulaciones similares (excepto de la naturalización).

24. MODIFICACIÓN DE CAPACIDAD DE LINEAS DE TRANSMISION

El SUBCOMITE menciona que ha considerado en el Estudio, a partir de enero de 2012, las capacidades de las instalaciones de transmisión utilizadas por el COES-SINAC debido a que la vigencia del Decreto de Urgencia N° 049-2008, que establece que los costos marginales se determinen sin restricciones en la transmisión eléctrica, vence en diciembre de 2011; sin embargo, no se adjunta en el Estudio las capacidades que el COES-SINAC utiliza, ni en base a qué criterios se definieron las mismas.

Al respecto, en anteriores regulaciones se observó, entre otras cosas, que se consideraba como capacidades de las instalaciones de transmisión de Red de Energía del Perú S.A. las indicadas en las cláusulas de su Contrato de Concesión, cuando para efectos de la fijación de tarifas las instalaciones se deben considerar las capacidades reales del sistema y no aquellas que se establezcan para la “no aplicación de compensaciones” cuando se produzca interrupciones con flujos mayores a las capacidades establecidas en un contrato.

Adicionalmente, el SUBCOMITE ha considerado como sustento para las capacidades de las líneas de transmisión Mantaro - Socabaya y Paramonga - Chimbote los estudios COES-SINAC/DEV-194-2007 y COES-SINAC/DEV-186-2006 respectivamente, pero visto que esos estudios no son recientes y se tiene previsto el ingreso de proyectos de transmisión que modificarán la topología del SEIN y, por consiguiente, las capacidades de transporte de estas líneas para el año 2012, se requiere actualizar los estudios considerando lo señalado

Por las razones expuestas, es necesario que el SUBCOMITE presente el sustento de la forma cómo estableció las capacidades de las instalaciones de transmisión, así como utilice estudios más actualizados que consideren el ingreso de los proyectos de transmisión.

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PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA

25. OBSERVACIÓN GENERAL

El SUBCOMITE deberá seguir estrictamente el “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”, aprobado mediante Resolución OSINERG N° 260-2004-OS/CD12, considerando las modificaciones que introduzcan las observaciones 1 al 5 en la proyección de demanda del Estudio y la información disponible hasta el momento en que se fijen las tarifas eléctricas.

Asimismo, se debe tener en cuenta lo indicado en el numeral 5.9 del “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”.

26. OBSERVACIONES ESPECÍFICAS

26.1 Capacidad de las unidades y costo FOB de la turbina a gas

El SUBCOMITE ha considerado como la unidad turbogas de mayor capacidad que opera en el sistema para el momento en que se presenta la propuesta, la TG2 de la C.T. Kallpa, indicando el valor de 195,918 MW en el folio 28 de su Estudio, el cual difiere del valor contenido en el folio 15 del mismo (194,7 MW). Al respecto, se deberá corregir lo que corresponda para la adecuada aplicación del numeral 6.3.2 del “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”.

El SUBCOMITE no ha presentado documentación sustentatoria de los precios y capacidades de las turbinas a gas empleadas para determinar la capacidad CEISO y el precio promedio FOB. Al respecto, el SUBCOMITE debe presentar la información de las publicaciones de la revista GAS TURBINE WORLD HANDBOOK, que sustente los valores empleados de CCBGNISO y los precios FOB de las turbinas empleadas para determinar los valores que señala el “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia” en su numeral 6.3.

26.2 Actualización de Costos

El SUBCOMITE no ha presentado la documentación sustentatoria de los costos de la Central Termoeléctrica a los hace referencia en los folios 29 y 30 y que detalla en el Anexo H del Estudio, razón por la cual no es posible profundizar y efectuar un análisis adecuado de la propuesta. Por ello, deberá remitir toda la información relacionada con las unidades TG8 de Santa Rosa y TG2 y TG3 de Kallpa a fin de se pueda efectuar una evaluación adecuada de su propuesta para lo cual deberá explicar, además, sustentadamente la metodología utilizada para desagregar la información contenida en los contratos de suministro y construcción a los que hace referencia.

12 Así como las modificaciones de los Artículos 4°, 5°, 6° y 7° del Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobadas mediante