El recurso de reconsideración de fecha 23 de abril de 2001, interpuesto por COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO - NORTE (en adelante COES-SICN, o COES), contra la Resolución N° 006-2001 P/CTE de la Comisión de Tarifas de Energía (en adelante "Comisión" o "CTE"), publicada en el diario oficial El Peruano con fecha 12 de abril de 2001, que fijó las Tarifas en Barra y las fórmulas de actualización para los suministros que se efectúen desde las subestaciones de generación - transporte a que se refiere el inciso c) del artículo 43° de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE).

El Informe Técnico SEG/CTE Nº 033-2001, el Informe Legal AL/CTE N° 016-2001 y el informe de la Asesoría Legal Externa AL-DC-047-2001, los mismos que se encuentran a disposición de las partes en el expediente respectivo.

El COES-SICN interpone recurso de reconsideración contra la Resolución N° 006-2001 P/CTE, en el que solicita se modifique la misma y se recalculen las tarifas en barra de energía y potencia y las fórmulas de reajuste correspondientes al Sistema Interconectado Nacional. El recurso de reconsideración se sustenta en diversas consideraciones de hecho y derecho que se detallan a continuación.

Haciendo referencia a la necesidad de contar con el programa fuente del modelo PERSEO, el COES-SICN señala que se requiere contar con el mismo para verificar si las restricciones del problema de optimización están adecuadamente construidas.

Luego de mencionar que no ha recibido el programa fuente y demás información requerida, el COES-SICN afirma, citando los artículos 55° y 81° de la LCE, que la Comisión no puede negarse a permitir una correcta evaluación técnica del modelo PERSEO, así como determinar la correcta sustentación matemática de los cálculos que el programa efectúa.

El COES-SICN cita el artículo 121° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, donde se establece que el COES deberá comunicar a la Comisión "los cambios que introduzca en los modelos matemáticos y programas destinados a la planificación de la operación y al cálculo de los costos marginales, ciñéndose a lo dispuesto en el Artículo 55° de la Ley"; que asimismo "...los modelos a aplicarse para el cálculo tarifario, serán aquellos que hayan sido presentados a la Comisión con una anticipación de 6 meses a las fechas señaladas en el Artículo 119° del Reglamento"; y que también dispone que "...la Comisión podrá definir los modelos matemáticos que el COES deberá usar en los cálculos de los precios de barra de potencia y energía, debiendo comunicarlos con la misma anticipación".

De lo mencionado en el párrafo anterior, el COES-SICN concluye, a su criterio, que debe existir reciprocidad entre el COES-SICN y la CTE en la obligación a entregar los programas fuente de los modelos matemáticos a utilizar para los cálculos de los precios de barra.

De lo expuesto, el COES-SICN considera que la CTE ha incumplido con el artículo 81° de la LCE y el artículo 121° de su Reglamento, al señalar lo siguiente: "...ya que si bien es cierto que nos comunicó con una antelación de 6 meses la utilización del modelo PERSEO, también lo es que: (i) dicho modelo no se nos ha remitido completo, con todos los elementos de juicio para su correcta evaluación y (ii) el modelo que se nos remitió inicialmente no es el mismo utilizado en la reciente fijación tarifaria, ya que ha sido objeto de modificaciones como lo probamos con el correo electrónico de 7 de febrero último, que adjuntamos en Anexo 1 y, esto no obstante, el modelo aún no ha sido perfeccionado como consta en nuestras observaciones al modelo presentadas por nuestra parte Anexo 2 y de la significativa desviación que arrojan sus resultados en relación al modelo JUNRED/JUNTAR que hemos venido utilizando".

El COES-SICN menciona que aún subsisten observaciones al modelo PERSEO relativas a la simulación del despacho de las centrales hidroeléctricas, los límites de los volúmenes de un embalse, la duración de los mantenimientos programados y los resultados del precio básico de la energía en la barra Santa Rosa 220 kV cuando el modelo se ejecuta en diferentes computadoras.

Seguidamente, el COES-SICN solicita postergar la utilización del modelo PERSEO para la próxima fijación de noviembre y hacer uso del modelo JUNRED/JUNTAR, el cual se viene utilizando desde 1994. Haciendo uso de este modelo propone, con los mismos datos utilizados por la CTE, el valor de 32,56 US$/MWh como precio básico de energía en la barra Santa Rosa. Acompaña en el Anexo 5 de su recurso y en medio magnético los archivos de datos del modelo JUNRED/JUNTAR.

El COES-SICN indica que la CTE no ha tomado en cuenta los factores de pérdidas marginales de energía propuestos por ellos e insiste en que estos se consideren señalando que "El despacho de generación empleado en las simulaciones de flujo de potencia, ha sido tomado de los resultados del modelo PERSEO, sin ningún cambio, y corresponden al despacho esperado. Las simulaciones realizadas de este modo por el COES, tienen como ventaja que emplea el referido despacho económico esperado, y una red de corriente alterna que representa mejor las condiciones reales del sistema".

Finalmente, el COES-SICN cuestiona el flujo de potencia determinado por el modelo PERSEO señalando que no representa la capacidad real de las líneas de transmisión debido a la componente reactiva.

El COES-SICN menciona que, a partir del estudio que realizó la CTE en la fijación de noviembre 2000 "...obtuvo un precio básico de 18,67 Soles/kW-mes (67,28 US$/kW-año), el mismo que fue actualizado al mes de marzo del 2001 obteniendo un valor de 18,79 Soles/kW-mes".

El COES-SICN afirma que la CTE no ha puesto a su disposición toda la información que se requiere para confirmar si el Precio Básico de Potencia es correcto, y el porqué se ha descartado la revisión de los costos de inversión sustentados por el COES-SICN en la parte correspondiente a la conexión de la unidad de punta al sistema. En consecuencia, el COES-SICN reitera que la CTE ha incumplido lo dispuesto por los artículos 55° y 81° de la LCE.

Asimismo, el COES-SICN considera que la determinación del precio básico de potencia "...sólo puede efectuarse de acuerdo: (i) al procedimiento básico establecido en el Art. 126° del Reglamento, habida cuenta de su modificación por D.S. N° 004-99-EM; (ii) al procedimiento de detalle que debió definir la CTE según dicha norma, el cual no ha sido publicado hasta la fecha...".

Finalmente, el COES-SICN se reafirma en su propuesta de la unidad de punta, conforme a su estudio presentado en la fijación tarifaria de noviembre 2000 y en su informe de mayo 2001, lo cual da como resultado que el precio básico sea igual a 78,05 US$/kW-año.

A.3.- Cargos por Transmisión en el Sistema Secundario de Transmisión (SST).

El COES-SICN, luego de citar los artículos 33° y 62° de la LCE, el artículo 139° de su Reglamento y la definición que sobre Sistema Secundario de Transmisión (en adelante SST) incluida en el Anexo de la LCE, pasa a argumentar su punto de vista en este extremo en el sentido que no puede la CTE establecer una nueva clase de sistemas secundarios de transmisión; basa su argumentación en torno a que los cargos por transmisión no pueden ser asignados en función a KWh producidos, es decir a producción de energía, sino en función al uso de las instalaciones y sólo cuando dicho uso sea en el sentido del flujo preponderante de energía; siendo fácil, según sostiene, identificar al generador y al cliente que utiliza el SST. Hacerlo de manera distinta significaría disponer el pago de compensaciones a los generadores por instalaciones que no utilizan y, por tanto, no se benefician con ellas.

Agrega que, en el Sistema Principal de Transmisión (en adelante SPT), los generadores sí están obligados al pago porque dichas instalaciones les permiten comercializar energía y potencia en cualquier punto del sistema interconectado y por lo tanto obtienen un beneficio, cosa contraria a lo que sucede en el SST.

Sostiene el COES-SICN que los casos excepcionales que no se ajusten al uso exclusivo serán tratados sobre la base del uso y/o beneficio económico (artículo 139° del Reglamento de la LCE) que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios y que es claro entonces que el "uso" es para los "generadores" y el "beneficio" para los "usuarios.

Haciendo referencia a la Resolución N° 004-2001 P/CTE sostiene que en la misma la CTE establece que la compensación que debe pagar un generador por el uso de las instalaciones secundarias debe ser pagada por el generador "en función al uso físico de las instalaciones" y, en la Resolución N° 006-2001 P/CTE cambia de criterio para sostener que para determinadas instalaciones del SST las compensaciones se pagarán, en un 50% por los generadores y en un 50% por los usuarios, sobre la base de una asunción de "beneficios" que es contraria a la ley.

Asimismo, el COES-SICN manifiesta que la Resolución impugnada establece distingos entre un generador y otro respecto al pago de compensaciones por el uso del SST, lo que transgrede el principio constitucional de igualdad consagrado en el artículo 60° de la Constitución.

A continuación, el COES-SICN sostiene que la "excepcionalidad" a la que se refiere el artículo 139° del Reglamento no puede implicar "...establecer compensaciones sobre una base distinta al uso de los respectivos sistemas secundarios de transmisión...", ni implicar "...que los generadores no puedan trasladar el costo que se le impone a los respectivos clientes quienes estarían obteniendo un beneficio sin causa a costa de los generadores".

El COES-SICN argumenta que no hay uniformidad en los criterios establecidos por la CTE para determinar los cargos por uso de la red en los sistemas secundarios de transmisión, señalando casos en los que se aplican metodologías distintas, acompañando como prueba el Anexo 6 de su Recurso.

Además, el COES-SICN menciona que la CTE no ha establecido los mecanismos de liquidación de los pagos de las compensaciones por la diferencia que ocasiona el cálculo ex-post de las mismas.

Finalmente, el COES-SICN considera que la Comisión ha introducido el concepto de Sistemas de Generación/Demanda que puede ser aplicado a cualquier línea del sistema, con lo que desnaturaliza los conceptos de Sistema Principal y Secundario de Transmisión.

A.4.- Factores de Pérdidas Marginales de Potencia.

El COES-SICN señala que la CTE no ha utilizado el despacho económico del sistema para la determinación de los factores de pérdidas de potencia, considerando que esto es contrario al artículo 42° de la LCE. Remarca que, en los archivos magnéticos remitidos por la CTE, se ha encontrado que los factores de pérdidas marginales de la simulación de flujo de potencia y la demanda total (2789 MW) son distintos a los factores de pérdidas marginales y la demanda total (2783 MW) que figuran en el informe mencionado al comienzo del presente extremo.

A.5.- No Inclusión del Impuesto Selectivo al Consumo dentro del Costo de los Combustibles a partir del Año 2004.

El COES-SICN solicita que el precio de los combustibles a utilizar para el cálculo de los precios en barra incluya el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) a partir del año 2004.

En este sentido, el COES-SICN señala que "El criterio básico de la Ley de Concesiones eléctricas es que las tarifas deben ser fijadas sobre la base de proyecciones de la oferta, la demanda y los costos de generación, estimados para un período que comprende los cuarentiocho meses siguientes a cada fijación tarifaria (Art. 47 de la Ley)". Agrega el recurrente que "...como las proyecciones a 48 meses deben traerse a valor actual a un mes determinado, la Ley establece que todos los costos que se utilicen en los cálculos deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o setiembre, según se trate de las fijaciones de precio de mayo o de noviembre, respectivamente (Art. 50 de la Ley). Dicho de otro modo, los costos deben proyectarse y luego actualizarse; vale decir expresar los precios proyectados a valor actual a un mes determinado".

El COES-SICN sostiene que el artículo 124° del Reglamento de la LCE originalmente dispuso que los costos serán tomados de las proyecciones que publique una entidad especializada y, que en su modificatoria dispone que los costos de los combustibles serán determinados utilizando los precios y condiciones que se señalan en el artículo 50° de la LCE, y que se tomarán los precios del mercado interno con el límite de los precios publicados por una entidad especializada, lo cual no ha alterado el criterio básico de la Ley, de proyección de costos a 48 meses.

Asimismo, el COES-SICN menciona que "Respecto de los costos proyectados de los combustibles, que ordena la Ley, es obvio que deben considerarse los costos totales de compra de combustibles para los próximos 48 meses; vale decir el precio de compra más cualquier tributo a cargo de las empresas generadoras que resulte aplicable en el período de 48 meses, ya que ambos elementos –precio de compra y tributos- integran los costos de combustibles para las empresas generadoras". Añade que este criterio está reconocido en el Reglamento de la LCE para la fijación de los precios básicos de la potencia (artículo 126°) y que no puede establecerse un criterio diferente para la energía.

Menciona que la CTE no ha tomado en cuenta el ISC como parte del costo proyectado de los combustibles que gravará el petróleo diesel 2 a partir del año 2004. Agrega que "Una cosa es proyectar el costo de los combustibles para los próximos 48 meses, en base a precios proyectados y traídos a valor actual a marzo del 2001, que es el criterio actual de la Ley y el Reglamento, y otra muy distinta es no efectuar proyección alguna, y sólo considerar a efecto del costo de combustibles el precio vigente al mes de marzo del 2001, que es el criterio que sostiene la CTE".

En conclusión, el COES-SICN solicita se revisen los criterios que determinaron la exclusión del ISC como un elemento que forma parte de la proyección de los costos de los combustibles a 48 meses, y se modifique en consecuencia la resolución impugnada.

Acompaña como prueba instrumental un informe de su asesoría legal.

A.6.- No Inclusión del Impuesto Selectivo al Consumo dentro del Costo de los Combustibles (Diesel 2) utilizados en las Centrales Termoeléctricas de Pacasmayo (unidad Man), Malacas (unidades TG 1, 2 y 3) y Verdún.

En este extremo de su recurso, el COES-SICN señala que la Ley N° 27216 establece la exoneración del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) a los combustibles diesel o residual utilizados para la generación; sin embargo, señala que dicha exoneración no es automática sino que debe ser autorizada por Decreto Supremo, exoneración que no ha sido concedida a las generadoras Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A. y Empresa Eléctrica de Piura, propietarias de las centrales termoeléctricas de Pacasmayo, Malacas y Verdún. A pesar de las gestiones iniciadas en abril del año 2000, la empresa Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A. no ha obtenido la respectiva exoneración.

En este sentido, el COES-SICN solicita que la CTE considere que los precios para la fijación tarifaria sean los precios de combustibles consignados en su estudio.

En el Anexo 10 de su recurso de reconsideración adjunta como prueba instrumental un informe de su asesoría legal, así como copia de la carta de la empresa CNP Energía S.A. dirigida al Ministerio de Economía y Finanzas.

• Imposibilidad de representar más de un embalse, lo cual se tuvo que admitir en el pasado debido a la falta de un modelo más adecuado. A raíz de la unión de los Sistemas Interconectados Centro, Norte y Sur, la aproximación de un solo embalse para representar el sistema no es aceptable, ya que se estaría ignorando en el despacho toda la capacidad de regulación del sistema, calculando mal lo costos marginales y trasladando dichas ineficiencias a la tarifa del consumidor final.
• No considera la red de transmisión y por tanto ignora las pérdidas y las restricciones de la capacidad de transmisión, impidiendo una determinación correcta de los costos marginales en las diferentes barras del sistema y por consiguiente de los correspondientes factores de pérdidas para la fijación de precios a las demás barra del sistema.
• Las centrales hidroeléctricas son pre-despachadas con métodos empíricos, debido a lo cual no se asegura que se optimice la operación económica integral del sistema.
• Representa el sistema de generación como conectado a un único nodo ficticio que se asume corresponde a las barras de Lima en 220 kv; con, la interconexión norte – sur, tal suposición sería muy discutible por lo que en la práctica tal nodo quedaría indefinido.

1. El 12.01.98 el COES-SICN remitió a la CTE (hoy OSINERG) la comunicación COES-SICN/D-029-98 en la cual acepta participar en el desarrollo del modelo tarifario multiembalse y multinodal a ser ejecutado por la CTE (hoy OSINERG), el cual luego devino en el modelo PERSEO, comunicación que fue respondida el 21.01.98, remitiéndosele las especificaciones generales y términos de referencia y el primer informe parcial presentado por la empresa consultora.
2. El 11.02.2000 la CTE remitió al COES-SICN el Oficio SE/CTE-069-2000, "Modelo multinodal y multiembalse para la determinación de los costos marginales con fines tarifarios", en el cual se hace llegar los programas y manual de usuario del modelo para que sea sometido a prueba, a fin de alcanzar a la Comisión las observaciones pertinentes.
3. El 06.03.2000 el COES-SICN remitió a la CTE el Oficio D-148-2000 "Modelo para el cálculo de Tarifas propuesto por la CTE" en respuesta al Oficio SE/CTE-069-2000. En este documento, se solicita información acerca de la metodología, los módulos fuente, el manual del programa y el manual de operación del modelo.
4. El 30.05.2000 y el 27.06.2000 la CTE remitió al COES-SICN los oficios SE/CTE-0250-2000, "Presentación del Modelo para Determinación de Tarifas en Barra" y SE/CTE-0296-2000 "Programa de Capacitación del Modelo para la Determinación de Tarifas en Barra – Segunda Fase", a través de los cuales se invitó al COES-SICN a participar en procesos de capacitación y entrenamiento en el uso del modelo con un ciclo de tres actividades: 1. Introducción, principios, aplicaciones y generalidades del modelo; 2. Descripción en detalle de la metodología adoptada y capacitación en el uso del programa computacional; y 3. Taller de trabajo. Oficios similares fueron enviados a todas las empresas concesionarias de generación y transmisión de los sistemas interconectados del país.
5. El 11.09.2000 la CTE remitió al COES-SICN el Oficio SE/CTE-0394-2000, "Modelo para determinar los precios en barra de la energía a partir de la Fijación Tarifaria de mayo-2001", en el cual se comunica que la CTE ha aprobado el modelo para su utilización a partir del año 2001.
6. El 20.10.2000 el COES-SICN remitió a la CTE el Oficio D-631-2000, "Modelo para determinar los precios en barra de la energía", en respuesta al Oficio SE/CTE-0394-2000. En este documento, se solicitan datos para la representación del SINAC en el modelo, a fin de abreviar el tiempo de preparación de datos y poder realizar las pruebas en el más breve plazo posible.
7. El 26.10.2000 la CTE remitió al COES-SICN el Oficio SE/CTE-0514-2000, "Modelo para Determinación de Tarifas en Barra", en respuesta al Oficio SE/CTE-0514-2000. A este documento se adjuntan los archivos magnéticos requeridos, solicitando que oportunamente se haga llegar comentarios u observaciones sobre la información remitida.
8. El 14.03.2001 el COES-SICN remitió a la CTE el Oficio P-009-2001, "Estudio Técnico Económico de determinación de precios de potencia y energía en barras para la fijación tarifaria a partir del 01 de mayo de 2001", en el cual se adjunta el estudio indicado empleando el modelo PERSEO en el cálculo del precio básico de la energía para las tarifas en barra.
9. El COES-SICN no presentó observaciones de manera institucional, sino hasta la fecha en que sometió a consideración de la CTE su Estudio Técnico Económico señalado en el párrafo anterior. Mientras tanto, fueron intercambiadas comunicaciones vía correo electrónico entre los especialistas del COES-SICN (Ing. Arturo Olivera) y de la CTE, tal como lo demuestra la prueba instrumental presentada por el COES-SICN. Estos intercambios dieron lugar a mejoras y adiciones al modelo, pero no a la detección de errores en el programa. Estos intercambios asimismo sirvieron para aclarar dudas del COES-SICN sobre la instalación, el uso y los resultados obtenidos con el modelo PERSEO. Debe tenerse en cuenta que los modelos por su naturaleza se pueden mejorar de manera permanente, tal cual sucedió con los modelos JUNRED/JUNTAR (que justamente fueron una derivación del modelo Junín inicial desarrollado por la CTE) y CAMAC en el pasado, sin significar esto un motivo que invalidara las versiones previas.

Por lo expuesto, en los acápites B.1.1 a B.1.5 resulta infundado el pedido del COES-SICN para que en la presente regulación tarifaria se postergue el uso del modelo PERSEO y sea reemplazado por el modelo JUNRED/JUNTAR.

El precio básico de potencia para el Sistema Interconectado Nacional (SINAC) se determinó inicialmente mediante un estudio realizado por la CTE (hoy OSINERG) para la Fijación Tarifaria Mayo 2000. El resultado de los análisis efectuados estableció que la unidad más económica para abastecer la demanda de punta es una unidad W501D5A de 122,48 MW de potencia ISO ubicada en Lima (subestación San Juan 220 kV). El precio resultante en este caso fue de 66,64 US$/kW-año. El Margen de Reserva Firme Objetivo y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita utilizados fueron 19% y 5% respectivamente.

El 19 de abril de 2001, la CTE (hoy OSINERG) cumplió con remitir al COES-SICN el estudio "Revisión del Precio Básico de Potencia para el SINAC" correspondiente a la fijación tarifaria de noviembre 2000, solicitada por el COES-SICN mediante su comunicación COES-SINAC/D-292-2001 recibida el 18 de abril del mismo año.

El artículo 126° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas detalla el procedimiento que permite determinar el Precio Básico de la Potencia, procedimiento que es aplicado por la Comisión (hoy OSINERG) al efectuar los análisis y estudios de detalle para determinar los diferentes parámetros que conforman este precio.

Para la regulación tarifaria correspondiente a mayo 2001, el COES-SICN propuso la misma alternativa presentada para la fijación tarifaria de noviembre 2000 (unidad Alstom GT11N2 de 103,99 MW de potencia efectiva en Lima) pero con un ajuste de los costos de conexión con lo cual resulta un precio básico de 78,05 US$/kW-año.

Revisadas las premisas, costos y cálculos empleados por el COES-SICN para los Costos de Conexión en esta regulación, se encontró que los mismos no resultan amparables porl las siguientes consideraciones:

• El costo FOB considerado en el estudio del COES-SICN carece de sustento por estar basado en una sola cotización para unidades monofásicas y para tres arrollamientos 45/45/15 MVA, 210: Ö 3 ± 2x2.5%/13,8: Ö 3/10 kV, cuyo costo FOB es de US$ 1 645 920. Para obtener el costo de la unidad trifásica en el estudio del COES-SICN, éste aplicó los siguientes factores:

• Factor de corrección para unidad trifásica: 1,27
• Factor de corrección para dos arrollamientos: 1,08

• Factor de corrección para unidad trifásica: 1,60

• Aplicando el factor de corrección de 1,60 a la cotización obtenida por el COES-SICN, se obtiene un costo FOB de US$ 952 500 (= 1 645 920 / 1,6 / 1,08) que corresponde a US$ 247 500 menos de lo considerado por el COES-SICN en su propuesta de US$ 1 200 000.

• En el estudio de la CTE (hoy OSINERG), para determinar los costos de los principales equipos, se ha tomado como referencia proyectos similares ejecutados en 1998 y 1999.
• En el estudio del COES-SICN, los costos considerados corresponden a precios basados en ofertas de cotizaciones sin competencia; además se continúan considerando los equipos auxiliares en corriente alterna 380 - 220 V y corriente continua 220 Vcc que representan un costo FOB adicional de US$ 54 500, los cuales no se requieren por que se considera que corresponden a la ampliación de una subestación existente en 220 kV y por estar, además, cercanos a la nueva central térmica.

• Se ha encontrado además una diferencia (exceso) en el costo de los equipos de maniobra, elementos de protección, medición control, etc., del orden de US$ 35 000.

• Una vez efectuadas las correcciones en los costos de suministros indicados anteriormente, se obtienen además los siguientes ajustes al aplicar los porcentajes correspondientes sobre los costos de suministros y costos directos en general: Planos para Obras Montaje Electromecánico y Pruebas (aprox. US$ 30 000), Repuestos (3% del FOB) y Gastos Generales (aprox. US$ 45 000), Gastos Indirectos (aprox. US$ 28 000).

En la propuesta definitiva remitida por el COES-SICN a la CTE (hoy OSINERG), en la parte correspondiente a los costos de conexión, existe un error en la determinación del Costo de la Supervisión del orden de US$ 430 000, valor que agregado a los montos a corregirse mencionados anteriormente, hacen una diferencia de aproximadamente US$ 870 000. Si esta cantidad se resta del monto propuesto por el COES-SICN de US$ 2 858 214, se obtiene un total neto de US$ 1 988 214, valor que resulta comparable con el que fuera empleado por la Comisión (hoy OSINERG) en su estudio para la determinación del Precio Básico de la Potencia.

Por las consideraciones antes mencionadas, resulta infundado el requerimiento de la recurrente de modificar el Precio Básico de la Potencia determinado por la CTE para la regulación de tarifas en barra de mayo 2001.

Por las consideraciones antes mencionadas, el recurso de reconsideración en este extremo debe ser declarado fundado en tanto no corresponde la determinación de las compensaciones del SST en función a la energía producida.

Debido a que distintas empresas generadoras y el COES-SICN han efectuado reclamos similares sobre el criterio utilizado por el ente regulador para establecer las compensaciones de las instalaciones secundarias de transmisión señaladas en el artículo Décimo Sétimo de la resolución impugnada, la CTE (hoy OSINERG) expedirá la resolución correspondiente que modifique el mencionado artículo y fije las citadas compensaciones sobre la base del beneficio económico.

En cuanto a la observación del COES de que no se ha utilizado el despacho económico del sistema para la determinación de los factores de pérdidas de potencia, el Informe SEG/CTE N° 019-2001, que sustenta la Resolución N° 006-2001 P/CTE debe señalarse que a diferencia de lo que interpreta el COES, el despacho efectuado por la CTE es un despacho económico pero con restricciones de seguridad, siguiendo los criterios indicados en el Artículo 39° de la LCE

Asimismo, se desprende de la lectura del Artículo 42° de la LCE, el cual dispone que "Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector", que éste no es contrario al espíritu de la Ley de Concesiones Eléctricas que, tal como lo menciona el COES-SICN "promueve la eficiencia y la seguridad", parámetros que no necesariamente son independientes en la determinación de los precios en barra;

Con relación al archivo "Flujo de potencia.zip" remitido, junto con otros archivos magnéticos, al COES-SICN con Oficio SE/CTE-182-2001, se debe indicar que, en efecto, el archivo mencionado no corresponde al caso que figura en el cuadro N° 3.4 del Informe SEG/CTE N° 019-2001. Esto no significa que los valores utilizados sean incorrectos sino únicamente que lo que se remitió no fueron los datos correspondientes al caso final, debido una confusión en la manipulación de los archivos magnéticos.

Por las razones señaladas la CTE (hoy OSINERG) considera apropiado mantener los factores de pérdidas marginales de potencia determinados para la regulación de precios en barra de mayo 2001, por lo que este extremo del recurso debe ser declarado infundado.

El argumento básico del COES-SICN en este punto consiste en sostener que la LCE prevé que "…las tarifas deben ser fijadas sobre la base de las proyecciones de la oferta, la demanda y los costos de generación, estimados para un período que comprende los cuarentiocho meses siguientes a cada fijación tarifaria...".

El artículo 47º de la LCE, en lo que se refiere al método para determinar los precios en barra, especifica claramente que las variables a proyectar serán la demanda y el programa de obras de generación y transmisión (inciso a), no haciendo referencia alguna a que también se debe proyectar el precio de los combustibles. Antes bien, el artículo 50º de la misma ley señala que "Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el Artículo 47 deberán ser expresados a precios vigentes en los meses de marzo o setiembre…", de donde se desprende que no es correcta la afirmación del COES-SICN en el sentido que la ley prevé una proyección de precios (ya sea por variaciones del mercado o por aplicación de impuestos) en el caso de los combustibles.

Los precios de los combustibles no deben ser proyectados, porque si así fuera, no sería correcto incluir fórmulas de reajuste en la regulación de las tarifas según manda la ley (artículos 46º y 51º inciso j) de la LCE). Dichas fórmulas de reajuste toman en cuenta, justamente, el impacto sobre las tarifas ocasionado por las variaciones que pudieran ocurrir en los precios de los combustibles, con respecto a la referencia utilizada al momento de determinar los precios en barra.

Según lo dispuesto por el Decreto Legislativo N° 821 y sus modificatorias, la utilización de combustibles para generación eléctrica se encuentra exonerada del ISC hasta el 31 de diciembre del año 2003.

Para el cálculo de los precios en barra se utilizan los costos marginales de corto plazo previstos para un período de 48 meses, que abarca hasta el 30 de abril del año 2005. Dichos costos marginales son utilizados para obtener un costo unitario equivalente estabilizado, al que se denomina precio básico de la energía para la barra de referencia.

Para el cálculo de los precios en barra correspondientes a la fijación tarifaria de mayo de 2001, la Comisión (hoy OSINERG) ha utilizado los precios vigentes en el mes de marzo de 2001, tal como lo dispone el artículo 50º de la LCE.

El objetivo fundamental de la LCE, al establecer el precio en barra de la energía, es estabilizar dichos precios que, de otra manera, estarían sujetos a la alta variabilidad a que se ven sometidos los costos marginales de corto plazo de la energía.

Desde el punto de vista económico es posible demostrar que no sería correcto incorporar en la fijación de Precios en Barra actual, el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) aplicable a los combustibles a partir del 1° de enero del año 2004 porque esto daría lugar a un sobre ingreso de la renta de los generadores, no previsto en la Ley, por cuanto los mismos recibirían un ingreso superior al que hubieran logrado sin el mecanismo de estabilización introducido por el precio en barra y se produciría, en consecuencia, un pago adelantado del efecto del ISC por parte de los consumidores.

Tal proceder significa cobrar en el precio en barra a partir de mayo de 2001, un impuesto que por Ley se encuentra exonerado hasta el 31 de diciembre del año 2003, en beneficio exclusivo de las empresas generadoras y en perjuicio del usuario final, contraviniéndose el objetivo principal de tal exoneración.

Por lo expuesto, este extremo del recurso debe ser declarado infundado.

La Ley N° 27216 dispone que se mantienen vigentes las inafectaciones, exoneraciones y demás beneficios del Impuesto Selectivo al Consumo a "La importación o venta de petróleo diesel o residual a las empresas de generación y a las empresas concesionarias de distribución de electricidad, hasta el 31 de diciembre del año 2003. En ambos casos, tanto las empresas de generación como las empresas concesionarias de distribución de electricidad deberán estar autorizadas por Decreto Supremo".

El COES-SICN argumenta que, de acuerdo al texto de dicha ley, la exoneración no es automática, sino que tiene una condición previa a cumplir que consiste en una autorización por Decreto Supremo, la misma que no poseen las generadoras Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A. y Empresa Eléctrica de Piura S.A., propietarias de las centrales termoeléctricas de Pacasmayo, Malacas y Verdún respectivamente.

La empresa CNP Energía S.A. gestionó en abril del año 2000 la exoneración respectiva, no habiendo a la fecha sido resuelta su solicitud. Considerar el ISC como parte del Costo del Combustible constituiría un costo ineficiente que no debe ser transferido al consumidor final a través de la tarifa eléctrica, más aún cuando queda claro, de la instrumental presentada por dicha empresa, que recién reiteró su solicitud, el 2 de abril de 2001, luego de recibidas las observaciones de la CTE (hoy OSINERG) al estudio técnico económico presentado por el COES-SICN el 14 de marzo de 2001.

Para el caso de la Empresa Eléctrica de Piura S.A., el COES-SICN no ha demostrado que se haya presentado solicitud de exoneración alguna ante los organismos competentes.

Por lo expuesto en los considerandos que anteceden, este extremo del recurso no resulta amparable.

Efectuado el análisis de cada uno de los fundamentos expuestos por el recurrente, contenido en los acápites B.1 al B.6 que anteceden, el recurso de reconsideración del COES-SICN resulta fundado sólo en lo que respecta a que las compensaciones no se deben fijar sobre la base de la producción, por lo cual deberán modificarse las compensaciones establecidas en el Artículo Décimo Sétimo de la Resolución N°006-2001 P/CTE, resultando infundados los demás extremos del recurso.

De conformidad con lo establecido en la Ley N°  27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N°054-2001-PCM y sus modificatorias; en el Artículo 74° del Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y en su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM y sus modificatorias; y

Teniendo en consideración que la CTE (hoy OSINERG), ha atendido el mandato constitucional contenido en el Artículo 139°, numeral 3 de la Carta Magna, habiendo observado el debido proceso asegurando al administrado el derecho a su justa defensa al poner a su disposición los medios necesarios y suficientes para ejercitarla y ha expedido su Resolución N° 006-2001 P/CTE determinando la fijación tarifaria correspondiente con total transparencia e imparcialidad, lo que constituye fundamento principal de su accionar.

Estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su Sesión N° 012-2001 de fecha 23 de mayo del año 2001;

Artículo 1°.- Declarar fundado el recurso de reconsideración del COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTE en lo referido a la modificación del método utilizado para la determinación de las compensaciones del Sistema Secundario de Transmisión señaladas en el Artículo Décimo Sétimo de la Resolución N° 006-2001 P/CTE, por los fundamentos expuestos en la parte considerativa, e infundado en lo demás que contiene.

Artículo 2°.- Mediante resolución complementaria se determinarán las compensaciones que pagarán las centrales de generación por las instalaciones secundarias de transmisión consideradas en el Artículo Décimo Sétimo de la Resolución N° 006-2001 P/CTE.

Artículo 3°.- La presente resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada en la página WEB de OSINERG.

En este Anexo se da respuesta a las observaciones planteadas al modelo PERSEO en el Recurso de Reconsideración del COES-SICN; en primer lugar, se absuelven las observaciones que, según el COES-SICN, aún subsisten; en segundo lugar, se absuelven las observaciones a que se hace referencia en el Anexo 2 de su Recurso de Reconsideración. En todos los casos se concluye que las observaciones no corresponden a un defecto del modelo PERSEO sino a una interpretación equivocada de sus resultados, o a un mal uso del mismo, por parte del COES-SICN:

"En los resultados de la simulación se ha encontrado que las Centrales Hidroeléctricas Huinco, Cahua, Cañón del Pato, Gallito Ciego, Carhuaquero, Mantaro, Restitución y Chimay, no empuntan adecuadamente su generación en algunos meses. La mayor parte de estos despachos irregulares se presentan en los meses de avenida".

Para explicar esta situación se tienen dos posibilidades:

1. En la mayoría de los casos identificados se ha detectado que este comportamiento se debe a los "mantenimientos declarados". La potencia máxima colocada por cada central corresponde a la potencia media máxima disponible por la central durante cada etapa y bloque, entonces no es posible esperar que una central que se halla en mantenimiento coloque su máxima potencia efectiva, puesto que al estar fuera de servicio durante parte del mes su potencia media disminuye. Así por ejemplo, para el caso de Huinco en el mes de abril del año 2001, se ha declarado que esta central está fuera de servicio durante 15 días, en los cuales 5 horas durante la punta y 19 durante la fuera de punta. De acuerdo con la metodología para representar el mantenimiento se tendrá:

Disponibilidad en horas punta = 0,3852

Disponibilidad en horas fuera de punta = 0,5234

O lo que es lo mismo, la máxima potencia disponible será de:

Disponibilidad en horas punta = 0,3852 ´ 217,34 = 83,72 MW

Disponibilidad en horas fuera de punta = 0,5234 ´ 217,34 = 113,76 MW

Por lo tanto, tomando en consideración el mantenimiento ingresado en el modelo para esta central y para este mes, es imposible que la C.H. Huinco coloque más potencia en el bloque de punta que en el de fuera punta, simplemente porque se tiene menor capacidad disponible. Lo mismo se comprueba para las centrales de Cahua, Cañón del Pato, Gallito Ciego, Carhuaquero, Restitución y Chimay.

Cabe resaltar que los mantenimientos mayores declarados por el COES-SICN para estas centrales han sido dispuestos en los meses de avenida, disminuyendo de esta manera la disponibilidad de las centrales. En consecuencia, el COES-SICN debe revisar sus programas de mantenimiento debido a que en un sistema que debe basarse en el despacho eficiente de su parque generador, se estaría considerando la salida completa de centrales hidroeléctricas por mantenimiento precisamente durante los meses de mayor afluencia de caudal en sus cuencas.

2. En otros casos, aunque con menor frecuencia, también se observa el comportamiento señalado "en ausencia de mantenimientos". Sin embargo, esta situación no es incoherente con un despacho económico, puesto que el plan de operación se obtiene como la solución esperada a un problema de mínimo costo operativo que satisface las restricciones del sistema.

"Con relación a los límites de los volúmenes de un embalse (máximo y mínimo), se entiende del manual de usuario del modelo que se refiere a los volúmenes extremos físicos (volumen bruto). Sin embargo al utilizar este concepto para el embalse Junín e intentar una simulación en condición de volumen de inicio igual a volumen final (del período de simulación) el modelo no converge".

Efectivamente, los volúmenes mínimo y máximo corresponden a los valores extremos físicos. El hecho de que el modelo no converja al colocar volumen final igual al inicial, en el caso particular del embalse del lago Junín, no se debe a algún defecto en el modelo PERSEO sino a la imposibilidad de alcanzar, para determinadas condiciones hidrológicas, dicha condición con los datos ingresados al modelo.

Cuando se ingresa la restricción volumen inicial igual a volumen final en el lago Junín, el modelo no necesariamente debe convergir. Si el volumen inicial considerado es el que se ha tenido para una hidrología húmeda, es posible que no se alcance el mismo volumen al final del período con una hidrología seca o con una serie de hidrologías de este tipo; específicamente se ha comprobado que el sistema detiene el proceso cuando evalúa la serie hidrológica 24 (años 1988 a 1992). En esta serie, la hidrología del último año es extremadamente seca; en el año 1992, tal como consta en los anuarios de operación del COES-SICN, el lago Junín terminó en diciembre con un volumen menor al mínimo utilizado en la simulación, específicamente en 1,5 MMC por debajo del volumen mínimo extremo físico.

Se recomienda, a fin de superar esta posible situación, efectuar lo siguiente:

1. Modificar el valor del volumen final a un valor inferior al volumen inicial, tal como lo hizo el COES-SICN en su caso propuesto, o
2. Modificar el valor del porcentaje obligatorio de riego mínimo que debe atenderse en el lago Junín de 100% a 50% o menos, en el archivo de demanda de agua (SINAC.DAG) a fin de relajar la atención de la demanda de riego en los últimos meses del periodo evaluado para poder cumplir con la restricción implantada.

Es importante señalar que esta situación no ocurre en el modelo JUNRED/JUNTAR debido a que el volumen final no es dato del modelo y, en consecuencia, este valor es libre en las simulaciones, por lo que generalmente, estas finalizan con un volumen útil cercano a cero. Por lo tanto, con este modelo es probable que tampoco se convergiera con el caso simulado si existiera la posibilidad de ingresar la restricción volumen inicial igual a volumen final, restricción que, para este caso en particular, sería imposible de cumplir.

" Se ha verificado que el modelo no considera correctamente la duración de los mantenimientos programados de centrales especificada en los datos. Se acompaña como Anexo 3 en medio magnético hojas de cálculo respectivas".

Respuesta:

En el Anexo 3 del Recurso de Reconsideración se realiza una comparación de los resultados, a partir del archivo resumen RESUMSI.TXT generado por el modelo PERSEO luego de la lectura de los datos. Aún cuando el cálculo mostrado es correcto, la afirmación de que el programa no considera el total de horas de mantenimiento no es correcta tal como se puede verificar en los programas fuentes ya entregados al COES-SICN. El aparente error, al imprimir el número de horas, se debe a la utilización del comando INT( ) del lenguaje Fortran que es utilizado durante la impresión en el archivo resumen.

En otras palabras, la función INT( ) trunca el valor y no lo redondea, por lo cual si se tiene el valor 14.9999999999 se imprimirá 14 y no 15 aún cuando este último número sea el más próximo; por ello, como lo ha notado el COES-SICN, "aparentemente" en algunos casos se estaría considerando una hora menos de la señalada, debiéndose ello sólo al efecto de la función en cuestión que es utilizada durante la impresión del archivo RESUMSI.TXT.

En consecuencia, al realizar la función de impresión, debido a que los computadores sólo trabajan con cierto número de decimales se produce este malentendido, por lo que para evitarlo se debe realizar el siguiente cambio en las líneas 3195, 3197, 3281 y 3283 del archivo LEE.FOR reemplazando la sentencia:

INT(HORASAUX(K,1))

por la sentencia:

Esta modificación, que es intrascendente con respecto a los cálculos de optimización que efectúa el programa para la determinación de los costos marginales, simplemente corregirá el reporte de salida que crea confusión.

"Se ha encontrado que los resultados del precio básico de le energía en la barra Santa Rosa 220 kV, no son iguales al ejecutar el modelo PERSEO con los datos de la CTE en diferentes computadoras, como se aprecia en los resultados del siguiente cuadro. Se acompaña como Anexo 4 en medio magnético archivos de salida del modelo PERSEO".

Respuesta:

Las diferencias observadas (que no necesariamente son valores significativos) no son atribuibles a errores en el programa fuente, ni al hecho de ejecutarse el modelo en diferentes computadoras o con diferentes sistemas operativos, simplemente se debe a que en cada uno de los casos presentados se utilizaron módulos ejecutables del modelo PERSEO generados con diferentes compiladores o versiones de programa.

Para corroborar esta afirmación, se generaron módulos ejecutables del modelo JUNRED/JUNTAR con tres compiladores diferentes: Lahey Fortran 77, Lahey Fortran 90 y Microsoft Fortran Power Station V4.0. En la tabla adjunta se muestran los diferentes resultados obtenidos para el caso presentado por el COES-SICN en su Recurso de Reconsideración:

US$/MWh

En consecuencia, se verifica que cualquier modelo puede presentar resultados diferentes dependiendo del compilador y/o de la versión empleados en la generación del módulo ejecutable respectivo.

"El COES, así como las empresas integrantes, no ha participado en el estudio y elaboración del nuevo modelo tarifario. En este sentido, se desconoce la filosofía interna del programa y su correspondencia con las premisas establecidas en las comunicaciones efectuadas por la CTE".

Respuesta:

De acuerdo con lo señalado en el Artículo 55° de la LCE y Artículo 121° de su Reglamento, el COES-SICN está en la obligación de presentar los modelos a aplicarse para el cálculo tarifario con una anticipación de 6 meses, y en caso de no hacerlo, la Comisión (hoy OSINERG) podrá definir los modelos comunicándolos con la misma anticipación. Por tanto, el no haber participado en la elaboración del nuevo modelo tarifario no invalida su utilización de acuerdo con lo señalado en la LCE y su Reglamento.

Asimismo, la Comisión (hoy OSINERG) organizó programas de capacitación y entrenamiento en el uso del referido modelo durante los cuales se dio una descripción detallada de la metodología adoptada y se capacitó a personal del COES-SICN así como a representantes de sus empresas integrantes en el manejo del modelo a través de un taller de trabajo y la simulación de casos de estudio.

"Pese a la solicitud por parte del COES efectuada mediante carta COES-SICN/D-148-2000 de fecha 06 de marzo del 2000, y de empresas del sector, la CTE, a la fecha, no ha puesto a disposición de los involucrados los programas del nuevo modelo en su versión fuente. Es decir, es imposible realizar una evaluación integral y crítica ante el procesamiento de un escenario dado".

Respuesta:

En respuesta a esta observación, ver lo señalado en el acápite B.1 del análisis de la presente Resolución.

"El modelo al utilizar la metodología de flujos en corriente continua no considera las pérdidas transversales de las líneas de transmisión. Esta limitación del modelo PERSEO se traduce en menores pérdidas entre las barras de demanda y de generación. La deficiencia del modelo se trata de superar en la práctica considerando las pérdidas transversales incorporadas en las barras de carga, a fin de no subvaluar los cálculos de la generación y de los costos marginales resultantes.

Respuesta:

Se debe aclarar que en realidad las pérdidas transversales son menores a las indicadas por el COES-SICN en el cuadro precedente y su tratamiento es posible en el modelo PERSEO con una aproximación razonable; el sustento de esta afirmación se presenta a continuación:

• El modelo elemental de una sección de una línea de transmisión, en el supuesto de homogeneidad de distribución de sus características eléctricas (parámetros distribuidos) a lo largo de su extensión, es la siguiente:

• Alternativamente a la representación de las líneas con parámetros distribuidos (la cual generalmente no se utiliza en el cálculo de flujos de potencia), existe el modelo de parámetros concentrados, con el cual se obtienen resultados muy próximos a los del modelo con parámetros distribuidos y presenta la ventaja de evitar la confusión antes mencionada, además de permitir directamente el cálculo del circuito equivalente p mediante:

• El COES-SICN presentó los flujos de potencia considerando la opción de "parámetros distribuidos" y se verificaron varios casos como el señalado en el párrafo anterior que se atribuyeron como pérdidas "transversales" tal como aparecen en el reporte de flujos. Como se aprecia más adelante, esto es erróneo puesto que no todas las líneas tienen valores de g diferentes de cero; sin embargo, en dicho reporte aparecen contadas como pérdidas transversales parte de las pérdidas longitudinales de otras líneas de transmisión del SICN e incluso del SIS.

"Se han detectado resultados negativos de valor del agua para la C.H. Restitución. Esto no es lógico pues aun cuando se presente una condición de vertimiento este valor debería ser nulo".

El valor del agua se entiende como la razón entre la variación del costo total de operación con respecto a la variación de la disponibilidad de agua por parte de una central hidroeléctrica, puesto que a través de ella adquiere valor y no sólo a través de los embalses como se suele afirmar, ya que de nada sirve tener energía almacenada (agua) si no existe un elemento que la convierta en energía eléctrica.

Tomando en consideración la aclaración previa, se procederá a explicar bajo qué circunstancias se producen los valores positivos, negativos y nulos en el caso de la C.H. Restitución (en adelante "Restitución"), de acuerdo al modelo propuesto por el COES-SICN, que corresponde a la configuración mostrada a la izquierda. Esta configuración implica que Restitución turbina sólo lo que la C.H. Santiago Antúnez de Mayolo (en adelante "SAM") le permita (lo cual es correcto) y a la vez condiciona el turbinamiento de SAM al caudal que pueda turbinar Restitución (lo cual es incorrecto):

• Cuando SAM esté en mantenimiento o turbine menos de su máxima capacidad, restringiendo el aprovechamiento de Restitución, se producirá en esta última un valor del agua "positivo" que significa que si pudiera turbinar una unidad adicional los costos disminuirían pero no lo hace puesto que no dispone del agua aún cuando sí dispone de capacidad para hacerlo (nótese que toda el agua de Restitución viene de SAM).
• El valor del agua "cero" ocurriría cuando, tanto SAM como Restitución, turbinasen a su máxima capacidad y aún hubiese agua disponible, pero que desafortunadamente se debe verter, puesto que ya no hay posibilidad de aprovecharla (condición de vertimiento).
• Finalmente, cuando Restitución se halle en mantenimiento, ocasionará que SAM turbine menos de lo que realmente debería, originando un desperdicio de agua (puesto que el agua que utiliza SAM viene de la represa Tablachaca); esta situación se advertiría como un valor del agua "negativo" en Restitución y se debe interpretar como la existencia de agua para turbinar y la capacidad para hacerlo en SAM pero que se desecha a causa del mantenimiento de Restitución; es decir, que aún cuando Restitución pudiera turbinar un valor adicional, éste no compensa el costo del desperdicio de energía que ocasiona en SAM.

De acuerdo con información que se tiene del comportamiento real del Complejo Mantaro, fue preciso corregir la configuración incorrecta propuesta por el COES-SICN a fin de reproducir este comportamiento.

El modelamiento de la configuración correcta permite que los mantenimientos de Restitución no afecten la generación de SAM, como ocurre en la realidad, mediante la existencia de un vertimiento a la salida de SAM (ver figura adjunta), evitando de este modo, que se produzcan desperdicios de energía en una central como consecuencia del mantenimiento en la otra. Este vertimiento se modela en el sistema PERSEO como una trayectoria adicional que sale de la central SAM.

Finalmente se concluye lo siguiente: "El valor del agua sirve como un indicador del impacto del uso que hace de dicho recurso algún elemento del sistema, siendo positivo cuando es aprovechable, nulo cuando no es posible hacerlo y negativo cuando se produce desperdicio del recurso por causa de una externalidad".

"En el modelo no se tiene la posibilidad de representar situaciones de menor generación para centrales hidráulicas del SINAC (tales como Cañón del Pato, Cahua, Charcani V, Yanango) cuando ocurren altas concentraciones de sólidos en el agua a turbinar. Esta situación se presenta (en la realidad) en algunas centrales hidráulicas donde por efecto de altas concentraciones de sólidos se debe disminuir la generación de tales plantas. Este efecto se podría considerar en el modelo si tuviese la posibilidad de considerar costos variables en dichas centrales, sustentados en el alto desgaste de las turbinas por los sólidos en suspensión, conforme está previsto en el Artículo 106° del Reglamento. La única forma de representar la mencionada limitación es mediante ajuste del mantenimiento programado".

El modelo PERSEO permite representar los costos de generación hidroeléctrica; dicho campo es utilizado actualmente para el canon del agua. Se tiene entendido que aquellas centrales que turbinan agua con alta concentración de sólidos incurren en mayores gastos, los cuales se deben al aumento en el costo de reposición de sus activos de generación, por ejemplo, rodetes. Sin embargo, antes de ampliar las capacidades del modelo PERSEO para incluir dicho efecto, se deberá establecer un procedimiento para determinar dichos costos de manera estandarizada.

"En la salida de costos marginales de varias barras se ha verificado que la distribución de esos costos no se corresponde con los bloques respectivos, tan así es que hay valores muy superiores en base que en la punta inclusive entre dos etapas consecutivas de un período de estiaje (por ejemplo en la barra Excelsior en el mes de julio del 2002). Estos resultados deben ser explicados".

Los costos marginales de energía, de manera similar que el valor del agua, representan una sensibilidad. El costo marginal de energía representa la razón entre la variación del costo total y la variación de la demanda en un punto del sistema y en un determinado instante en el tiempo. Generalmente, los costos marginales son mayores en las horas de mayor demanda; sin embargo, esta no es una verdad absoluta.

Como se recordará, hasta la fijación tarifaria de noviembre 2000 inclusive, se ha venido utilizando un modelo uninodal para determinar los costos marginales de energía, modelo que no considera los efectos que produce la red de transmisión. En cambio, en el modelo PERSEO, al representar la red de transmisión, es factible que un incremento de la demanda en horas de base cause un impacto mayor sobre los costos totales que un incremento de la demanda en horas de punta; esto ocurre debido a que se puede producir una redistribución de flujos que cause mayores pérdidas o simplemente se produce una congestión que separa económicamente parte del sistema durante ciertos momentos, efecto que se desvanece una vez desaparecida la congestión. En estos casos, la señal económica estaría indicando que sería conveniente en ciertas barras (localidades) disminuir más aún la demanda en las horas de base.

Es preciso mencionar también que si el modelo JUNRED/JUNTAR no produce costos marginales mayores en horas de menor demanda que en horas de punta se debe a un manejo artificial del mismo en la subrutina "cmgter" y no a los resultados propios de la optimización que produce dicho modelo; este manejo está implementado en las líneas de código, pertenecientes a la subrutina indicada, que se señalan a continuación:

De manera similar al caso que es materia de observación, es posible también la existencia de "costos marginales negativos" en modelos como el PERSEO que representan la red de transmisión; esto implica que un aumento en la demanda de una barra beneficia al sistema disminuyendo los costos totales de operación. Mayor explicación sobre estos hechos puede encontrarse en las siguientes referencias:

"También se han detectado algunos casos en los cuales el despacho de centrales hidráulicas con regulación, en los cuales el modelo no coloca la máxima potencia en el bloque de punta sino en otro bloque, lo cual no es coherente con un despacho económico (por ejemplo la C.H. Huinco en el mes de abril del 2001; Cahua en los meses de enero, febrero y marzo del 2002)".

Le es aplicable la respuesta a la Observación 1 del presente Anexo.

"Con relación a los límites de los volúmenes de un embalse (máximo y mínimo), se entiende del manual de usuario que se refiere a los volúmenes extremos físicos (volumen bruto). Sin embargo, al utilizar este concepto para el embalse Junín e intentar una simulación en condición de volumen de inicio igual a volumen final (del periodo de simulación) el modelo no converge".

Le es aplicable la respuesta a la Observación 2 del presente Anexo.

"En relación al canon del agua, en el manual de usuario se menciona que si este valor es inferior a uno (1,0) el modelo ignorará este valor y se asumirá igual a cero (0,0). No se conoce cómo se ha determinado este valor umbral para el canon del agua. El canon del agua actual es de 0,266 US$/MWh y es asumido como cero en el modelo PERSEO, lo cual no es aceptable".

Esta afirmación que aparece en el manual de usuario original que fuera entregado inicialmente a las empresas, no es cierta y fue aclarada y corregida con ocasión de las dos sesiones que se realizaron para presentar el modelo PERSEO. En estas sesiones se señaló que dicha afirmación debía ignorarse y que, por el contrario, el modelo "sí" reconoce el canon del agua sin importar si el valor ingresado al modelo es inferior a la unidad.

Para verificar esto, se propone utilizar el "CasoE1" del manual de usuario (se hace esta recomendación por la simplicidad del caso), fijando un canon menor que uno y ajustando la demanda de modo que pueda ser atendida en ciertos momentos sólo por la central hidroeléctrica, entonces se verá que el costo marginal iguala al canon del agua en ciertos instantes.

"En el modelo la evaporación de los embalses no se maneja asociándola al volumen de los mismos (que corresponde a un equivalente de superficie), sino se le asocia a una trayectoria de demanda de agua para riego. Esta forma de tratar a la evaporación de embalses supone que es constante todos los años de la simulación, lo cual no corresponde a la realidad. La evaporación de los embalses (sobre todo de aquellos ubicados a gran altura sobre el nivel del mar) depende de la superficie expuesta y la misma varía, tanto por razones de la hidrología que se presenta, como por el uso que se haga del agua embalsada (operación del embalse). Por lo tanto el tratamiento de la evaporación que se ha dado en el modelo da lugar a un inadecuado cálculo de la trayectoria de los embalses, en los cuales se considera este parámetro".

Es importante precisar que la evaporación no se representa sólo como una constante dentro del modelo PERSEO ya que adicionalmente, se tiene definido un campo en el archivo de embalses del modelo que es llamado porcentaje de pérdidas por evaporación, respecto al volumen almacenado (o también factor de evaporación).

En consecuencia, la ecuación de la evaporación en el modelo PERSEO está compuesta de una parte constante y una parte variable (factor de evaporación) que multiplica al volumen almacenado. Por lo que se concluye que el tratamiento de la evaporación que se da en el modelo PERSEO es correcto.

A continuación se presenta el procedimiento que verifica la formulación correcta de la evaporación en el modelo PERSEO:

• Asumiendo que la fórmula de evaporación del lago Junín utilizada en el modelo JUNRED/JUNTAR es correcta, ésta debe ser llevada al modelo PERSEO de la siguiente manera:

a = 5,55 m³/seg

b = 0,02 m³/(seg ´ MMC)

V_útil = Volumen útil medio de la etapa en Millones de Metros Cúbicos.

Evaporación Modelo PERSEO = x t + y V_ini..... (MMC)

t = Duración de la etapa en millones de segundos.

x = Parte constante de la ecuación de evaporación (5,55 m³/s)

y = Factor de evaporación (adimensional).

V_ini = Volumen inicial de la etapa en Millones de Metros Cúbicos.

• A partir de dicha ecuación se estimó el equivalente a introducir en el modelo PERSEO con el siguiente procedimiento:

1. Debido a que el modelo JUNRED/JUNTAR considera volumen útil para calcular la evaporación, se trabajó con dicho volumen en el modelo PERSEO.
2. Se calculó la parte variable de la evaporación que se obtendría con el modelo JUNRED/JUNTAR.
3. Se aproximó la curva de evaporación mediante una recta con desplazamiento cero para capturar el valor medio en función del volumen almacenado, la pendiente de dicha curva es el valor del parámetro "y".

• Se puede observar, a base de lo que se muestra en las figuras anteriores, que la formulación correcta de la ecuación de evaporación en el modelo PERSEO para el lago Junín es:

• Se puede verificar fácilmente que esta ecuación produce valores muy próximos a los obtenidos utilizando la ecuación del modelo JUNRED/JUNTAR y muy distintas a la ecuación propuesta inicialmente por el COES-SICN:

Cabe señalar que los valores propuestos inicialmente por el COES-SICN, para la fórmula de la evaporación, fueron posteriormente reemplazados por los valores correctos como respuesta a la absolución de observaciones de la CTE (hoy OSINERG) al estudio técnico-económico correspondiente a la fijación tarifaria mayo 2001.

"El tiempo de cálculo del modelo es aproximadamente 215 minutos simulando la red del SINAC, lo cual dificulta considerablemente el efectuar pruebas o casos adicionales (por ejemplo los necesarios para construir la fórmula de reajuste del precio básico de la energía). En los datos recibidos de la CTE en octubre-2000, se tenía una red representada con 87 barras. Debido a la importancia de las pérdidas mencionadas en el Sistema de Transmisión, no se consideró conveniente reducir el mencionado sistema de transmisión considerado en los datos recibidos, pues tal reducción tendría como consecuencia representar las pérdidas de transmisión de la red no representada en las cargas (pues al disminuir la cantidad de líneas de transmisión el modelo calculará las pérdidas para esta red de menor tamaño, ignorando las pérdidas de las líneas que se eliminen por simplificación). La versión del modelo recibida permite simular sólo 90 barras. A pesar de que el COES desearía que la red de transmisión sea representada de la manera más real posible (actualmente se representa 390 barras en los flujos de potencia del SINAC), por la limitación del numero de barras, no se ha podido ampliar la red de transmisión representada del modelo. Sólo se ha podido agregar dos nuevas barras correspondientes a la carga de Pucallpa. Como los flujos de potencia en las líneas dependen del despacho, la evaluación de las pérdidas (longitudinales) en el período de simulación deben ser calculadas por el modelo, el cual tendrá en cuenta también el ingreso de nuevas instalaciones de transmisión".

El tiempo de procesamiento depende de la complejidad del sistema a analizar; así, si se considera un caso uninodal en el modelo PERSEO, el tiempo de procesamiento es comparable al del modelo JUNRED/JUNTAR, aún cuando debe satisfacer muchas más restricciones para representar el sistema multiembalse.

Por otro lado, el COES-SICN, de acuerdo a lo expresado en su observación, juzgó conveniente utilizar un modelo de la red de transmisión de más de 90 barras y 140 líneas en el PERSEO. Sin embargo, en su oportunidad, la CTE (hoy OSINERG) señaló que para estudios tarifarios ello no resultaba necesario, por lo cual no puede responsabilizarse de dicho efecto a la CTE (hoy OSINERG) siendo, además, contradictoria la observación del tiempo de procesamiento con el deseo de una versión para 390 barras que obviamente incrementaría por mucho el tiempo de cálculo con la implementación actual.

Sin embargo, se acepta que sería posible, eventualmente, aumentar la velocidad del modelo mediante el desarrollo de metodologías de programación que simplifiquen el procesamiento de las matrices utilizadas por el modelo.

Es importante mencionar que el modelo JUNRED/JUNTAR en su etapa de desarrollo inicial también tomaba un tiempo de procesamiento extremadamente largo para la ejecución de las simulaciones, requiriéndose además de sistemas de cómputo tipo "mainframe" para poder efectuar las corridas con el modelo, lo cual no fue obstáculo para su empleo en las primeras fijaciones tarifarias. Con el avance de la tecnología en pocos años se pudo mejorar el tiempo de procesamiento de este modelo uninodal que en promedio toma actualmente 5 minutos por simulación.

"Dada la incertidumbre de la modalidad de procesamiento del presente modelo, su utilización para el presente estudio tarifario dejará muchas dudas que desmerecerán la intención de mejoramiento de lo correspondiente al modelo Junín".

La incertidumbre mencionada ha sido consecuencia de las observaciones previas, las cuales a su vez se deben principalmente a la falta de práctica en el uso del modelo. El levantamiento de las observaciones previas ha tenido por objeto reducir dicha incertidumbre y permitir al COES una mayor confianza en el uso del modelo PERSEO. Finalmente, se debe señalar que OSINERG estará siempre dispuesto a brindar la asistencia y facilidades que sean necesarias para un mejor entendimiento y uso del modelo.