Aplicación de los Cargos por Transmisión y Distribución a … · 2011-07-05 · Con fecha 23.05.2001, se recibió el Oficio GC-01-28 de la empresa de distribución Luz del Sur

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA* AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA( 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

ANEXO C

Aplicación de los Cargos porTransmisión y Distribución a

Clientes Libres

Discusión de Comentarios Recibidos a laConsulta Ciudadana

Lima, 28 de junio del año 2001

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Discusión de Comentarios de la Consulta Ciudadana Página 2 de 34

CCOONNTTEENNIIDDOO

INTRODUCCIÓN.......................................................................................................................................................4

2. COMENTARIOS RECIBIDOS................................................................................................................................5

2.1. LUZ DEL SUR ................................................................................................................................................................52.1.1. Comentario 1......................................................................................................................................................62.1.2. Comentario 2......................................................................................................................................................62.1.3. Comentario 3......................................................................................................................................................62.1.4. Comentario 4......................................................................................................................................................62.1.5. Comentario 5......................................................................................................................................................72.1.6. Comentario 6......................................................................................................................................................7

2.2. EDELNOR .......................................................................................................................................................................72.2.1. Sugerencia 01: Peaje de Transmisión Secundaria .....................................................................................72.2.2. Sugerencia 02: Peaje de Energía Reactiva..................................................................................................8

2.3. ELECTROANDES...........................................................................................................................................................82.3.1. Cargos por Transmisión a Clientes Regulados...........................................................................................82.3.2. Expansión de Tarifas ........................................................................................................................................92.3.3. Suministros por Circuitos en Anillo o por Líneas Paralelas................................................................. 102.3.4. Circuitos con Baja Demanda ....................................................................................................................... 102.3.5. Cálculo de Energía y Potencia en cada Barra......................................................................................... 112.3.6. Casos Especiales ............................................................................................................................................ 11

2.4. HIDRANDINA ..............................................................................................................................................................122.4.1. Consulta 1........................................................................................................................................................ 122.4.2. Consulta 2........................................................................................................................................................ 122.4.3. Consulta 3........................................................................................................................................................ 122.4.4. Consulta 4........................................................................................................................................................ 13

2.5. ACIDE..........................................................................................................................................................................13

3. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS ................................................................................................................ 14

3.1. LUZ DEL SUR ..............................................................................................................................................................143.1.1. Análisis del Comentario 1 ............................................................................................................................ 143.1.2. Análisis del Comentario 2 ............................................................................................................................ 153.1.3. Análisis del Comentario 3 ............................................................................................................................ 183.1.4. Análisis del Comentario 4 ............................................................................................................................ 183.1.5. Análisis del Comentario 5 ............................................................................................................................ 183.1.6. Análisis del Comentario 6 ............................................................................................................................ 19

3.2. EDELNOR .....................................................................................................................................................................193.2.1. Sugerencia 01: Peaje de Transmisión Secundaria .................................................................................. 193.2.2. Sugerencia 02: Peaje de Energía Reactiva............................................................................................... 20

3.3. ELECTRO ANDES........................................................................................................................................................213.3.1. Cargos por Transmisión a Clientes Regulados........................................................................................ 213.3.2. Expansión de Tarifas ..................................................................................................................................... 213.3.3. Suministros por Circuitos en Anillo o por Líneas Paralelas................................................................. 233.3.4. Circuitos con Baja Demanda ....................................................................................................................... 243.3.5. Cálculo de Energía y Potencia en cada Barra......................................................................................... 253.3.6. Casos Especiales ............................................................................................................................................ 25

3.4. HIDRANDINA ..............................................................................................................................................................263.4.1. Consulta 1........................................................................................................................................................ 263.4.2. Consulta 2........................................................................................................................................................ 263.4.3. Consulta 3........................................................................................................................................................ 273.4.4. Consulta 4........................................................................................................................................................ 27

3.5. ACIDE..........................................................................................................................................................................27

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................................................... 29

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4.1. TARIFAS REGULADAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN .................................................................................294.2. COMPENSACIONES POR TRANSMISIÓN...................................................................................................................304.3. COMPENSACIONES POR DISTRIBUCIÓN .................................................................................................................314.4. MODALIDAD DE POTENCIA APLICABLE EN REDES DE DISTRIBUCIÓN............................................................314.5. ENERGÍA REACTIVA ..................................................................................................................................................324.6. INSTALACIONES DEL GRUPO GLORIA ....................................................................................................................324.7. TRATAMIENTO DE CASOS ESPECIALES..................................................................................................................334.8. TRATAMIENTO DE LAS PÉRDIDAS ELÉCTRICAS ..................................................................................................334.9. DETERMINACIÓN DE LA BRG..................................................................................................................................34

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1. Introducción

En la Sesión de Directorio N° 013 de la Comisión de Tarifas de Energía,hoy Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERG (en adelante“GART de OSINERG”) de fecha 08.05.2001 se aprobó el InformeSEG/CTE 024-2001 “Aplicación de los Cargos por Transmisión yDistribución para los Clientes Libres” y su publicación como SeparataEspecial para Consulta Ciudadana, en el Diario Oficial “El Peruano”, conla finalidad de que se reciban sugerencias para posteriormente aprobarla Resolución respectiva.

Con fecha 23 de mayo del año 2001, fecha límite para la presentación decomentarios al informe publicado para Consulta Ciudadana, la GART deOSINERG ha recibido documentos con los comentarioscorrespondientes de las empresas: Luz del Sur, Edelnor, ElectroAndes,Hidrandina y la Asociación de Consumidores Intensivos de Energía-ACIDE.

El presente informe presenta al Consejo Directivo de OSINERG elanálisis y discusión de los comentarios efectuados por las empresasmencionadas.

En la Sección 2 se resumen los comentarios y observacionespresentados por las empresas. En la Sección 3 se efectúa el análisis delos comentarios y en la Sección 4 se establecen las conclusiones alrespecto.

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2. Comentarios Recibidos

Hasta el 23 de mayo del año 2001, fecha límite para la presentación decomentarios al informe publicado para Consulta Ciudadana, La GerenciaAdjunta de Regulación Tarifaria de OSINERG ha recibido loscomentarios correspondientes a las siguientes empresas: Luz del Sur,Edelnor, ElectroAndes, Hidrandina y la Asociación de ConsumidoresIntensivos de Energía-ACIDE.

A continuación se detalla los comentarios recibidos por empresas.

2.1. Luz del Sur

Con fecha 23.05.2001, se recibió el Oficio GC-01-28 de la empresa dedistribución Luz del Sur con los comentarios, observaciones ysugerencias al Informe publicado para Consulta Ciudadana. Esta cartacontiene un Anexo con los comentarios y observaciones.

Con relación a los clientes libres, Luz del Sur plantea que “… al no sersimilar al conjunto de clientes regulados, la atención de estos clientes,por tratarse de grandes consumos, se hace necesario que se precisede manera individualizada las condiciones de prestación del servicioeléctrico por presentar los mismos mayores impactos en el nivel deinversiones y en el riesgo de las distribuidoras.”

Asimismo, Luz del Sur plantea que “al estar las compensacionescalculadas sobre las instalaciones físicas de un sistemaeconómicamente adaptado y costos eficientes para una empresa ideal,no se está dando una señal adecuada de precios, por no responder

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éstos a las condiciones reales de atención de estos clientes, ya que lasinversiones en la realidad son mucho mayores que las normalmenteconsideradas.”

A continuación se transcribe literalmente los comentarios del Anexo de laCarta de Luz del Sur:

22..11..11.. CCoommeennttaarriioo 11

“Se observa en el cuadro N° 2 de Precios regulados que el factorFCPPMT es aplicado sólo en la etapa de distribución, sin embargo,corresponde aplicar dicho factor en la etapa de generación ytransmisión. Esta omisión trae como consecuencia que los descuentosa los precios asignados en la generación y transmisión se trasladen alfinal de la etapa de distribución en perjuicio de esta última.”


“Se observa que en la nota 1 del punto 4.3 y en el ejemplo aplicativo,se calculan las pérdidas medias de transmisión de la siguiente fórmula:Pérd=(FPM-1)/(2*FPM). Esto sería correcto si las pérdidas se aplicasena los consumos de ingreso a un sistema, pero como las pérdidas seaplican a los consumos en la salida del sistema (ventas), éstas debencalcularse de la siguiente fórmula: Pérd=(FPM-1)/2.”


“Para el cálculo de los factores FCPPMT, FCFPMT, FBP, FEE y PTP,usados en la fijación tarifaria vigente, sólo se consideraron lasinstalaciones que servían para el mercado regulado, no tomándose encuenta las instalaciones que abastecían el mercado libre. Por lo tanto,estos factores No pueden ni deben ser aplicados en esta oportunidad,así como ningún otro valor que derive de la anterior fijación tarifaria delVAD.”


“Teniendo en cuenta que la compensación de transmisión ydistribución está calculada a partir de la metodología regulada,consideramos por lo tanto que se debe aplicar, para el cálculo dedichas compensaciones, una potencia contratada equivalente a lamáxima demanda requerida por el usuario por el plazo mínimo de unaño y teniendo en cuenta una energía asociada calculada utilizando elfactor de carga de la distribuidora.”

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“Los valores de potencia y energía a facturar, así como las modalidadesde facturación en cada etapa del negocio de Generación, Transmisióny Distribución, deberían ser establecidas de común acuerdo, y con lasanticipaciones debidas, por los entes participantes. Por tratarse degrandes consumos, es necesario que se precise de maneraindividualizada las condiciones de prestación de servicio eléctrico. Adiferencia del mercado regulado, que se caracteriza por menoresdemandas e inversiones compartidas, el cliente libre presenta mayoresimpactos en el nivel de inversiones generando mayor riesgo en elnegocio de transmisión y distribución.”


“La tarifa regulada está basada sobre instalaciones de un sistemaeconómico adaptado y costos eficientes para una empresa ideal. Estaseñal de precios contrasta con las condiciones reales de atención delos clientes libres. En efecto, las inversiones reales son mucho máscostosas debido principalmente a que las grandes empresas se ubicanen zonas periféricas de la ciudad y que no cuentan en sus cercaníascon la infraestructura eléctrica necesaria.”

Finalmente, Luz del Sur solicita una reunión para poder exponer conmayor amplitud sus comentarios y sugerencias

2.2. Edelnor

Con fecha 23.05.2001, se recibió una carta de la empresa dedistribución Edelnor con las sugerencias siguientes:

22..22..11.. SSuuggeerreenncciiaa 0011:: PPeeaajjee ddee TTrraannssmmiissiióónn SSeeccuunnddaarriiaa

“Para que las empresas puedan recibir una real contribución de lasinversiones realizadas, debe establecerse un peaje de transmisiónmínimo. Este cargo debería estar afectado por el Factor de Carga delSistema de la Distribuidora y el Número de Horas Mensuales para queel ingreso refleje el pago de las inversiones por el sistema detransmisión.

La determinación de este ingreso es de la siguiente forma:

ImPSCL = CPSE*FC*PC*NHM

Donde:

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ImPSCL : Ingreso mínimo por Peaje Secundario para clientes libres.CPSE : Cargo por peaje secundarioFC : Factor de Carga del Sistema de la DistribuidoraPC : Potencia Máxima contratada a TransportarNHM : Número de Horas Mensuales.

El ingreso mínimo por peaje secundario para clientes libres (ImPSCL)debe ser como mínimo 12 meses.”

22..22..22.. SSuuggeerreenncciiaa 0022:: PPeeaajjee ddee EEnneerrggííaa RReeaaccttiivvaa

“Las empresas distribuidoras o de transmisión requieren un ingreso porenergía reactiva que cubra las inversiones que estas realizan paracompensar sus redes.

El paso de la energía reactiva para atender a los clientes libres generapérdidas y caídas de tensión que deben ser compensadas con lainstalación de bancos capacitivos que actualmente en el “documentopropuesto” no se establece.

Este cargo debería ser similar al pago realizado actualmente para losclientes regulados.

La determinación de este ingreso es de la siguiente forma:

Ingreso por Peaje Energía Reactiva = ER*CER

Donde:

ER : Energía ReactivaCER : Cargo por Energía reactiva.”

2.3. ElectroAndes

Con fecha 23.05.2001, se recibió la carta de la empresa de generaciónElectroandes con los comentarios siguientes.

Las sugerencias de Electroandes abarcan seis puntos, como se detalla acontinuación:

22..33..11.. CCaarrggooss ppoorr TTrraannssmmiissiióónn aa CClliieenntteess RReegguullaaddooss

Electroandes menciona que: “De acuerdo a lo establecido en el Artículo.44º de la Ley, las tarifas de transmisión y distribución son reguladas porla CTE independientemente de si éstas corresponden a ventas deelectricidad para el servicio público o para aquellos suministros que seefectúen en condiciones de competencia. En consecuencia la

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metodología planteada en el Informe también debe ser de aplicaciónpara aquellos suministros pertenecientes al mercado regulado”

Al respecto, Electroandes menciona que: “Nuestra apreciación sesustenta en el hecho de que una empresa distribuidora puede comprarenergía en una BRG y transportarla hasta sus puntos de suministrohaciendo uso del sistema secundario de transmisión de un tercero, porlo que es necesario establecer claramente la metodología paradeterminar las compensaciones por el uso de las redes detransmisión.”

22..33..22.. EExxppaannssiióónn ddee TTaarriiffaass

En este aspecto Electroandes plantea que:

“La expansión de tarifas empleada en el Informe para el cálculo de lascompensaciones de transmisión no es eficiente, debido a que puedeoriginar que el transmisor secundario obtenga mayores ingresos si eluso es en el sentido del flujo preponderante de energía o una mermaen sus ingresos si el uso es en el sentido contrario al flujopreponderante de energía.

Lo expuesto se basa en que para la expansión de tarifas, se consideracomo tarifa inicial un valor que incluye los peajes o cargos hasta esabarra, es decir, la componente de PCSPT, CPSEE y/o CBPSEE al sermultiplicado o dividido por el factor de pérdidas marginales incrementao reduce sus valores sin razón técnica alguna.

La expansión de tarifas así planteada, presenta una diversidad detarifas en una misma barra, dependiendo de la barra que se tome dereferencia para realizar la expansión. En el ejemplo del Informe, la tarifaen la Barra 4 sería distinta si la expansión fuera desde la Barra 3,situación que sería necesaria si el propietario de las instalaciones entrelas barras 2 y 3 fuera distinto al de las instalaciones entre las barras 3 y4. Por lo expuesto, esta expansión origina una mayor compensacióncuando el cálculo se realiza por tramos, situación que se presentacuando existe una diversidad de propietarios en la trayectoria de laexpansión.

MAT AT AT MT

1 2 3 4

BRG

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Para evitar las distorsiones planteadas, se recomienda realizar laexpansión de tarifas, para el cálculo de las compensaciones detransmisión, aplicando los factores de pérdidas marginales publicadospor la CTE sólo al PPM, PEMF y al PEMP. Con estas tarifasexpandidas a todas las barras se calcularía el Ingreso Tarifario,agregándose a los resultados los CBPSE correspondientes, paraobtener la compensación total del sistema de transmisión.”

22..33..33.. SSuummiinniissttrrooss ppoorr CCiirrccuuiittooss eenn AAnniilllloo oo ppoorr LLíínneeaassPPaarraalleellaass

Electroandes comenta que: “Se debe precisar la metodología paradeterminar la compensación por transmisión cuando la barra de retirodel cliente es parte de un circuito en anillo con diversas instalacionesde transporte y transformación, cuando se alimenta por dos líneas detransmisión en paralelo o cuando el cliente se encuentra físicamenteconectado y en forma permanente a dos BRG utilizando diferentessistemas de transmisión.

A B C D

BRG

A BC

BRG BRG

Entendemos que en estos casos el CBPSE a considerar deberíacalcularse para cada uno de los circuitos físicamente existentes, debidoa que esta configuración incrementa la confiabilidad del suministro.Estos tipos de situaciones son frecuentes en sistemas secundarios detransmisión.”

22..33..44.. CCiirrccuuiittooss ccoonn BBaajjaa DDeemmaannddaa

Electroandes afirma que: “De acuerdo con el Artículo 139° delReglamento, la compensación del sistema secundario de transmisióndeberá representar el 100% del Costo Medio anual de la respectivainstalación. La metodología planteada por la CTE es unacompensación variable en función a la energía transportada por elsistema de transmisión, lo cual ocasionaría que sistemas de

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transmisión que atienden cargas de bajo consumo no recuperen elCosto Medio en mención.

Este tipo de situaciones deberá salvarse regulando en forma específicalos sistemas secundarios de transmisión, debido a que el métodoplanteado es aplicable sólo a sistemas ideales.”

22..33..55.. CCáállccuulloo ddee EEnneerrggííaa yy PPootteenncciiaa eenn ccaaddaa BBaarrrraa

Sobre este tema, Electroandes señala que: “El Informe debe indicarclaramente que el factor de pérdidas medias, calculado a partir de losfactores de expansión de precios regulados, empleado para referir acada barra la potencia y energía medida al cliente en el punto desuministro, es exclusivamente para efectos de determinación decompensaciones de transmisión, mas no para efecto de facturación delsuministro de energía en la BRG. Lo contrario ocasionaría que laspérdidas reales en que se incurre para suministrar energía a estecliente, sean asumidas injustamente por otros clientes, por elsuministrador de estos clientes o por el suministrador que atiende alcliente para el cual se calculan las compensaciones.

Por otro lado, en el Resumen Ejecutivo del Informe se menciona queen caso se cuente con medición en ambos extremos de la instalación,se considerarán estos registros para referir a cada barra la potencia yenergía medida al cliente en el punto de suministro. Al respecto,entendemos que los CBPSE publicados por la CTE han sidocalculados descontando el ingreso tarifario obtenido de la evaluaciónen un Sistema Económicamente Adaptado, por lo que considerar laspérdidas medias reales podría ocasionar que se obtengan ingresostarifarios negativos lo cual no garantizará al transmisor recuperar el100% del Costo Medio de las instalaciones involucradas.

En consecuencia, a pesar de que pueda existir la medición en ambosextremos del sistema de transmisión, éstas no deben emplearse en ladeterminación de compensaciones, debiendo establecerse que paraefectos del cálculo de compensaciones siempre deberá usarse factoresde pérdidas medias calculados a partir de los factores de expansión deprecios regulados publicados por la CTE.”

22..33..66.. CCaassooss EEssppeecciiaalleess

En esta parte, Electroandes comenta “Entendemos que el cargo CBPSEde una línea de transmisión incluye la compensación por la líneapropiamente dicha y las respectivas celdas de interrupción. ¿Cómo secompensaría una instalación en la cual una empresa es propietariasólo de la celda de salida y otra empresa propietaria del resto de las

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instalaciones?. Este caso es frecuente en sistemas secundarios detransmisión.

PropietarioB

PropietarioA

…”.

2.4. Hidrandina

Con fecha 23.05.2001, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria deOSINERG ha recibido mediante correo electrónico los siguientescomentarios de Hidrandina al documento publicado para ConsultaCiudadana.

22..44..11.. CCoonnssuullttaa 11

Referente al Cuadro 2, teniendo en cuenta que un cliente libre absorbeuna demanda en horas punta de aprox. 1 MW y en horas fuera de punta10 MW, para la potencia adicional de 9 MW en horas fuera de punta,cual sería los precios en transmisión y generación.


Referente al Cuadro 3, para el mismo cliente libre, señalado en lapregunta 1, para la potencia adicional en horas fuera de punta, con quéfactores de expansión de perdidas, se refieren a la Barra deGeneración.


Precisar que los cobros por la penalización de la energía reactivaservirán para cubrir los costos de los equipos de compensación quedebe definir el COES para mejorar la operación de los sistemaseléctricos; por lo tanto, a las tarifas de la energía reactiva para facturarla penalización asignada al sector de venta libre, no se le debeadicionar ningún porcentaje como utilidad comercial.

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Precisar que en las mediciones de los parámetros eléctricosregistrados con fines de facturación, no se debe efectuar distinciónentre el sector regulado y el mercado libre.

2.5. ACIDE

Con fecha 22.05.2001, se recibió la carta de la Asociación deConsumidores Intensivos de Energía – ACIDE con los siguientescomentarios:

ACIDE plantea que “los Grandes Consumidores se dedicanexclusivamente a sus actividades específicas, incluyendo las laboresde ingeniería eléctrica y que no cuentan con personal especializado,que si es el caso de la Comisión”.

En tal razón plantea ACIDE que “la propuesta planteada, deviene endemasiada técnica y de difícil manejo, cuya correcta aplicación solopodrían realizarla especialistas del tema”.

Por lo que finalmente ACIDE propone que: “sea la Comisión la quecalcule las compensaciones por el uso de los sistemas de transmisióny distribución, mes a mes, de las empresas eléctricas concesionariasque cuenta con clientes No Regulados”.

Adicionalmente, ACIDE remite como un anexo de su carta un formatoque pudiera servir como modelo, desarrollado por la generadoraEGECEN.

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3. Análisis de los Comentarios

3.1. Luz del Sur

A continuación se analiza los comentarios hechos por Luz del Sur:

33..11..11.. AAnnáálliissiiss ddeell CCoommeennttaarriioo 11

La aplicación del Factor FCPPMT (factor de coincidencia parademandas de punta en media tensión) de acuerdo a la Resolución deDistribución, corresponde únicamente a las instalaciones de distribución.Sin embargo, el comentario de Luz del Sur en cuanto a que este factordebe también considerarse en la determinación de la potencia en la BRGes correcta, pero sólo cuando el punto de suministro se encuentre en lasredes de distribución.

Para los casos en que el suministro eléctrico al cliente libre involucrecompensación por distribución, para referir los valores de la potencia delcliente a la BRG se debe considerar, además de las pérdidas medias, elfactor de coincidencia aplicable en las redes de distribución. En elsiguiente gráfico se ilustra lo mencionado.

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Barra de Referencia

Barra 3

Cliente Libre

X

Barra 1

( AT )

Barra 5 Punto suministro al Cliente ( MT )

Dis

trib

uci

ón

( AT )

( MT )

Tra

nsm

isió

n

Barra 2

Barra 4

reClienteLibPHPPHP =5

FCPPMTPPMTPHPPHP ⋅⋅= 54

)1(41 41EPerdPHPPHP −+⋅=( MAT )

Potencia en Horas Punta (PHP)Diagrama


Con relación a la determinación de las pérdidas medias, efectivamente lafórmula sugerida en el ejemplo aplicativo del documento de la consultaciudadana fue determinada considerando como referencia la demanda alingreso del sistema. Sin embargo esta fórmula deberá replantearse parael caso más usual, en que el consumo se conoce a la salida del sistema(consumo del cliente libre). En el siguiente esquema se ilustra unainstalación típica de transmisión para el cual se efectuará la formulaciónmatemática de las pérdidas medias. El consumo del cliente se ubica enla barra 2.

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∆P+ ∆L

12

∆P

Precio en 1= Pr1 Pérdidas∆L

Precio en 2= Pr2ClienteLibre

En el gráfico para un valor incremental del consumo se debe cumplir:

)(PrPr 12 LPP ∆+∆⋅=∆⋅

Despejando el precio en la Barra 2:

( ) )(Pr)1Pr1Pr)(Pr

Pr 1111

2 FPMgPMgPL

P

LP⋅=+⋅=

∆∆

+⋅=∆

∆+∆⋅=

Relación entre las pérdidas marginales y las pérdidas medias.

Para ello se utilizará el siguiente gráfico:

P = Potencia que circula en la línea

1 2

L =Pérdidas

Las pérdidas en el sistema eléctrico pueden ser establecidas como:

JouleFijas LLL +=

Se entiende como pérdidas fijas a las pérdidas por efecto corona en laslíneas de transmisión, pérdidas en el fierro en los transformadores,descargas disruptivas, pérdidas por corriente en vacío, etc. que nodependen del flujo de potencia. La ecuación de pérdidas puedeplantearse en función de la potencia:

)( 2PkaL += . . . . ( 1 )

Luego las pérdidas medias expresadas en por unidad (pu) serán:

+=

+== kP

Pa

PPka

PL

PMe)( 2

(pu)

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Por otro lado las pérdidas marginales se obtienen derivando la ecuación( 1 ) respecto de la potencia.

kPPkPa

PL

PMg 2)( 2

=∂+∂

=∂∂

= (pu)

Luego expresando la ecuación anterior en función de las pérdidasmedias:

Pa

PMePa

PMePMg2

22 −⋅=

−⋅=

En condiciones normales, el término “2a/P” resulta pequeño y puedeconsiderarse nulo. Entonces la relación entre las pérdidas marginales ypérdidas medias resulta:

PMePMg ⋅≅ 2

Bajo la consideración de que las pérdidas medias son iguales a la mitadde las pérdidas marginales, el factor de pérdidas marginales expresadoen términos de pérdidas medias será:

)21()1( PMePMgFPMg ⋅+=+=

Despejando las pérdidas medias:

−

=2

1FPMgPMe ( 2 )

Donde:FPMg : Factor de pérdidas marginales. Valor publicado por de la GART de OSINERG

en las resoluciones de fijación de precios.PMe : Pérdidas Medias (pu)PMg : Pérdidas Marginales (pu)∆P : Valor incremental del Consumo del Cliente Libre∆L : Valor incremental de las pérdidas debido a ∆P.

En consecuencia, las pérdidas medias de una instalación de transmisiónse determinarán a partir de los factores de pérdidas marginales que laGART de OSINERG publica en sus resoluciones de fijación de precios,con la fórmula planteada en la ecuación (2).

Los cargos de transmisión y las pérdidas respectivas se debendeterminar de una sola vez para el conjunto de instalaciones. En aquelloscasos en que esta regla general no sea factible de aplicar, las partesinteresadas podrán solicitar su determinación al OSINERG.

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El Artículo N° 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricasseñala que las compensaciones por el uso de las redes de distribuciónserán equivalentes al Valor Agregado de Distribución (VAD) del nivel detensión correspondiente, considerando los factores de simultaneidad ylas respectivas pérdidas. Al respecto el Artículo N° 73 de la Ley deConcesiones Eléctricas establece que las tarifas de distribución tienenuna vigencia de cuatro años. En consecuencia, el VAD y los parámetrosde cálculo FEE, PTP y los FCPPMT y FCFPMT se encuentran fijadosmediante la Resolución N° 023-97 P/CTE, para un periodo de cuatroaños, por lo que dichos valores deben aplicarse transitoriamente aexcepción de los factores FCPPMT y FCPFPMT debido a que en el casode clientes de alto consumo su factor puede ser distinto al de los usuariosde la opción MT2, en caso que la concesionaria o el cliente considereque se justifican valores distintos, estos deberán ser presentados por laparte interesada al OSINERG para su revisión y aprobación.


Para los suministros ubicados en las redes de distribución, el clientepagará el cargo de distribución eléctrica (VAD) de acuerdo a lamodalidad de facturación por potencia variable. La potencia variableserá determinada, para la hora de punta y fuera de punta, como elpromedio de las dos mayores demandas máximas del cliente, en losúltimos doce meses, incluido el mes que se factura.

Con la finalidad de garantizar el suministro en la distribución, se debereservar el uso de las instalaciones de distribución con el propietario,mediante un contrato de reserva de capacidad cuya duración debe sercomo mínimo de un año.

La potencia a contratar deberá ser como mínimo igual al promedio delas dos mayores demandas máximas del cliente o la que este requiera encaso de ser un cliente nuevo.


El planteamiento de Luz del Sur con relación a que los valores depotencia y energía a facturar, así como las modalidades de facturación encada etapa del negocio de Generación, Transmisión y Distribución,deberían ser establecidas de común acuerdo, y con las anticipacionesdebidas, por los entes participantes, sería ilegal. Esta propuesta de Luzdel Sur se contrapone con el artículo 44° de la Ley de ConcesionesEléctricas que establece que las tarifas de transmisión y distribuciónestán sujetos a regulación por parte de la CTE (hoy OSINERG)independientemente de si estas corresponden a ventas para el serviciopúblico o suministros que se efectúen en condiciones de competencia

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(clientes libres). También en este artículo se hace hincapié que para losclientes libres sólo los precios a nivel de generación están sujetos alacuerdo de partes.

En este sentido, no es aceptable el planteamiento de Luz del Sur de dejaral acuerdo de partes las tarifas de transmisión y distribución.

Con relación al planteamiento de que se precise de maneraindividualizada las condiciones de prestación del servicio de los clienteslibres debe señalarse que, debido a la naturaleza del procedimiento, lasreglas que aquí se establecen indican un tratamiento estandarizado parael conjunto de usuarios libres independiente de su tamaño. De existircasos que requieran de un tratamiento especial estos podrán ser motivode estudio por parte del regulador siempre que el interesado justifiquedebidamente las razones que lo sustentan. En todos los casos losrequerimientos o condiciones especiales de prestación del serviciodeberán haber sido requeridas de modo expreso por los clientes.


Con relación a este comentario de Luz del Sur, es importante precisarque las compensaciones que se determina por el uso de lasinstalaciones de transmisión y distribución se efectúa bajo los principiosde eficiencia establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y suReglamento. Como se mencionó en el análisis del comentario N° 5,aquellos requerimientos de suministro mayores al estándar establecido,solicitado expresamente por los clientes libres, deberán ser afrontadosíntegramente por éstos, de acuerdo a los cargos regulados establecidospor la GART de OSINERG. En tal sentido, no es correcta la afirmación deLuz del Sur de que las compensaciones calculadas por el uso de lasinstalaciones físicas no da una señal adecuada de precios a los clienteslibres.

3.2. Edelnor

A continuación se analiza las sugerencias hechas por Edelnor:

33..22..11.. SSuuggeerreenncciiaa 0011:: PPeeaajjee ddee TTrraannssmmiissiióónn SSeeccuunnddaarriiaa

De acuerdo con la normatividad vigente, OSINERG fija únicamenteprecios máximos de transmisión. Las tarifas de transmisión vigentesfueron determinadas de acuerdo al procedimiento de cálculo de lascompensaciones y tarifas para los sistemas secundarios de transmisiónestablecido en el Artículo 139° del Reglamento de la Ley. En este sentidola sugerencia de Edelnor para establecer un peaje mínimo carece desustento legal y técnico.

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Se debe tener presente que en el documento publicado para consultaciudadana lo que se plantea es el procedimiento de cálculo de lascompensaciones para los clientes libres en base a los cargos reguladosde transmisión y distribución que fueron establecidos por lasresoluciones respectivas. En consecuencia, las observaciones a loscargos mismos de transmisión y distribución debieron ser planteadascomo recursos de reconsideración dentro del plazo que establece elartículo 74° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

33..22..22.. SSuuggeerreenncciiaa 0022:: PPeeaajjee ddee EEnneerrggííaa RReeaaccttiivvaa

Con relación a este punto, el planteamiento de Edelnor de que lascompensaciones por energía reactiva deben ser transferidos a lospropietarios de las instalaciones de transmisión y o distribución escorrecta.

Los cargos por energía reactiva son por el uso en exceso sobre el límitede referencia establecido. La compensación por este concepto debe sertransferido al propietario de las instalaciones de transmisión y/odistribución, de modo de cubrir las inversiones que permitan llegar alfactor de potencia objetivo del sistema.

El cargo por energía reactiva es igual al pago realizado a la fecha por losclientes regulados y forma parte del bloque de cargos por compensaciónque debe percibir el propietario por el uso de sus instalaciones detransmisión y/o distribución.

El ingreso por energía reactiva que debe percibir el propietario de lasinstalaciones de transmisión y/o distribución es:

)(Re CERERINGRESO activaEnergía ⋅=

Donde:

ER : Exceso de energía reactiva ( energía reactiva excedente al 30% de laenergía activa).

CER: Cargo regulado por excesos en consumo de energía reactiva

Por otro lado, en el documento publicado para consulta ciudadana, en elCapítulo “4.4 Compensaciones por Transmisión y Distribución” semenciona como una nota que adicionalmente a las facturaciones porenergía activa y potencia activa, se debe incluir la facturación por Energíareactiva y también un cargo fijo mensual; cargos establecidos por laResolución de Distribución.

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3.3. Electro Andes

33..33..11.. CCaarrggooss ppoorr TTrraannssmmiissiióónn aa CClliieenntteess RReegguullaaddooss

La metodología planteada en el documento de la consulta ciudadana esun procedimiento de aplicación de las Resoluciones de Transmisión yDistribución1, que establecen los cargos y procedimientos para ladeterminación de tarifas de transmisión y distribución, para ladeterminación de las compensaciones por el uso de las instalaciones detransmisión y distribución por parte de los clientes libres.

El objetivo de la aplicación mostrada en el documento de la consultaciudadana es plantear que para el cálculo de las tarifas de transmisión ydistribución se deben utilizar los precios regulados.

En lo pertinente, la metodología planteada en el documento de lareferencia, también es aplicable para el caso de los usuarios regulados.

En el caso particular descrito por Electroandes, si una empresadistribuidora compra energía en una BRG y hace uso de las instalacionesde transmisión secundaria hasta sus puntos de suministro; la empresadistribuidora deberá pagar una compensación al propietario de lasinstalaciones de transmisión de acuerdo a las tarifas reguladas y bajo losprocedimientos establecidos en la Resolución de Transmisión vigente.

33..33..22.. EExxppaannssiióónn ddee TTaarriiffaass

Las resoluciones de fijación de tarifas de generación y transmisiónestablecen Tarifas en Barra en un conjunto de Subestaciones deReferencia, cuya cantidad en la Resolución N° 006-2001 P/CTEcorrespondiente a la regulación tarifaria de mayo 2001, asciende a 54Subestaciones de Referencia. Para aquellas subestaciones diferentes alas Subestaciones de Referencia mencionadas, la Resolución estableceun procedimiento de expansión de precios.

El argumento de Electroandes para sostener como ineficiente elprocedimiento para determinar las tarifas en subestaciones distintas alas subestaciones base (expansión de tarifas), se basa en que en esteprocedimiento se incluye los peajes y cargos de transmisión con lo cualse aumenta o reduce las tarifas, sin embargo no se presenta la razóntécnica que justifica su afirmación. Además señalan que el procedimientoasí planteado presenta una diversidad de tarifas en la misma barra. Alrespecto, se debe mencionar en el documento publicado para consultaciudadana lo que se describe es el procedimiento general de cálculo de

1 Definido en la Sección 3.1 del Documento publicado para Consulta Ciudadana.

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las compensaciones para los clientes libres sobre la base de los cargosregulados por transmisión y distribución, así como sus respectivosprocedimientos de expansión de precios para clientes reguladosestablecidos por las resoluciones respectivas. Las observaciones a losprocedimientos de expansión de precios regulados debieron serplanteadas como recursos de reconsideración dentro del plazo queestablece el artículo 74° de la Ley de Concesiones Eléctricas y nopueden ser abordadas en esta oportunidad.

Sin embargo, es preciso aclarar que los argumentos de Electroandespara observar como ineficiente la expansión de precios, no tienensustento técnico, tal como se explica a continuación:

La inclusión de los cargos de transmisión en el procedimiento deexpansión de precios, tiene por finalidad de mantener el equilibriofinanciero a los propietarios de las instalaciones de transmisión y/odistribución. La exclusión crearía un desequilibrio financiero por efecto delas pérdidas eléctricas en las instalaciones eléctricas. Es decir, loscargos unitarios correspondientes a los Peajes de Transmisión en elSINAC (PCSPT, CPSEE y/o CBPSEE) se han determinado con unademanda al ingreso del sistema eléctrico correspondiente. Por tanto elprocedimiento establecido tiene como finalidad la de proporcionar altransmisor los ingresos por sus instalaciones de transmisión con lademanda al mismo nivel con la que se ha determinado los cargosunitarios por sus instalaciones. En este sentido, al incluir en las tarifasmarginales de energía y/o potencia, los cargos (peajes) de transmisiónse compensa la disminución de la demanda, por efecto de las pérdidas ala salida del sistema eléctrico. Es decir, los cargos de transmisión al sermultiplicado por el factor de pérdidas incrementan su valor, pero tambiénla demanda disminuye por efectos de la pérdida.

La afirmación de ElectroAndes, según la cual el procedimiento deexpansión de precios establecido en las resoluciones de fijación detarifas origina varios precios para una misma barra no es cierta en todoslos casos. El procedimiento al que ElectroAndes alude es claro enseñalar que los precios se expanden desde una de las barras base enque se publica las tarifas en barra, hasta el punto de suministro, es decirlos cargos de transmisión, los factores de pérdidas marginales y laspérdidas respectivas se deben determinar de una sola vez para elconjunto de instalaciones (no por tramos). En aquellos casos en que estaregla general no sea factible de aplicar, las partes interesadas podránsolicitar al OSINERG su determinación de manera específica.

Para el caso de los clientes libres la Resolución N°006-2001 P/CTEestablece que dicha expansión se debe efectuar desde la Barra deReferencia de Generación que corresponde a la barra base que seencuentre más cerca del punto de entrega al cliente.

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En resumen, la recomendación propuesta por Electroandes para noincluir los cargos de transmisión en el procedimiento de expansión deprecios, no es aceptable y contraviene al procedimiento establecido enlas resoluciones de regulación tarifaria vigentes. Asimismo le originaríaun desequilibrio financiero al propietario de las instalaciones detransmisión, ya que se vería obligado a asumir pérdidas nopertenecientes a sus instalaciones.

33..33..33.. SSuummiinniissttrrooss ppoorr CCiirrccuuiittooss eenn AAnniilllloo oo ppoorr LLíínneeaassPPaarraalleellaass

En esta parte Electroandes señala que se debe precisar la metodologíapara determinar la compensación en circuitos en anillo o en paralelo,comentario que también está asociado a la determinación de la BRG eneste tipo de instalaciones.

Al respecto, la regla general para determinar la BRG, prevé que debe seraquella Subestación Base que se encuentre más cerca del punto deentrega al cliente. La determinación de la BRG más cercana, en caso deexistir varias barras base, se puede determinar empleando la trayectoriade mínimo costo. En caso de duda se puede solicitar al OSINERG laespecificación de la BRG que corresponde utilizar.

Los casos en que pudiera existir características especiales donde laaplicación del procedimiento general planteado en el procedimientogeneral no fuera posible; el tratamiento para la determinación de lascompensaciones podrá efectuarse de manera individualizada, siempreque se demuestre que el procedimiento general establecido nocontempla aquellas características y que las mismas requieren untratamiento especial.

OSINERG considera que podrían existir clientes libres con mayoresrequerimientos de calidad y confiabilidad que los establecidos en generalpara el servicio público y para los cuales se hace necesario untratamiento particular. En ese sentido este tratamiento particular seríaúnicamente para aquellos requerimientos adicionales solicitadosexpresamente por el cliente. Aún así, estos requerimientos adicionalestendrían que estar sujetos a regulación de modo de garantizar latransparencia del funcionamiento del mercado libre.

Sin embargo, no se puede generalizar este tratamiento especial a todoslos clientes, tal como pretende Electroandes cuando pretende que elcargo CBPSE sea calculado para cada uno de los circuitos físicamenteexistentes en el caso de líneas en paralelo. En cualquier caso debetenerse presente que las tarifas de transmisión se calculan tomando enconsideración un sistema de transmisión económicamente adaptado.

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33..33..44.. CCiirrccuuiittooss ccoonn BBaajjaa DDeemmaannddaa

En esta parte Electroandes señala que se regulen en forma específica lossistemas secundarios de transmisión, por que consideran que el métodoplanteado es aplicable sólo a sistemas ideales. También argumentanque la metodología planteada por la CTE es una compensación variableen función a la energía transportada por el sistema de transmisión, lo cualocasionaría que sistemas de transmisión que atienden cargas de bajoconsumo no recuperen el Costo Medio. Electroandes informó que el casotípico que este problema corresponde a las instalaciones eléctricas quealimentan a la compañía minera Yauliyacu, donde existen redes detransmisión con cargas muy bajas, cuyos cargos regulados no cubren elcosto de la transmisión de manera satisfactoria.

Al respecto, se debe mencionar que el procedimiento utilizado para ladeterminación de los Peajes Secundarios para instalaciones que sirvenexclusivamente a la demanda, está establecido de forma explícita en elliteral a) del Artículo 139° del Reglamento2 de la Ley de Concesiones

2 Artículo 139.- Las compensaciones a que se refiere el Artículo 62º de la Ley, así como lastarifas de transmisión y distribución a que se refiere el Artículo 44° de la Ley, seránestablecidas por la Comisión.

a) El procedimiento para la determinación de las compensaciones y tarifas para lossistemas secundarios de transmisión, será el siguiente:

• El generador servido por instalaciones exclusivas del sistema secundario detransmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anualde la respectiva instalación. El pago de esta compensación se efectuará en doce(12) cuotas iguales;

• La demanda servida exclusivamente por instalaciones del sistema secundario detransmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anualde las respectivas instalaciones. Esta compensación que representa el peajesecundario unitario que permite cubrir dicho Costo Medio anual, será agregada alos Precios en Barra de Potencia y/o de Energía, o al Precio de Generación pactadolibremente, según corresponda. El peaje secundario unitario es igual al cocientedel peaje secundario actualizado, entre la energía y/o potencia transportadaactualizada, según corresponda, para un horizonte de largo plazo.

b) Las compensaciones por el uso de las redes de distribución serán equivalentes alValor Agregado de Distribución del nivel de tensión correspondiente, considerando losfactores de simultaneidad y las respectivas pérdidas. El Valor Agregado deDistribución considerará la demanda total del sistema de distribución.

Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas generales establecidas

anteriormente, serán tratados de acuerdo con lo que determine la Comisión, sobre labase del uso y/o del beneficio económico que cada instalación proporcione a losgeneradores y/o usuarios.

La Comisión podrá emitir disposiciones complementarias para la aplicación delpresente artículo.

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Eléctricas. De acuerdo con este artículo, las compensaciones sedeterminan a través de costos medios, que corresponden a los costostotales de inversión, operación y mantenimiento para un sistemaeléctrico, en condiciones de eficiencia.

Por tanto, el procedimiento utilizado se ciñe estrictamente a loestablecido en la normatividad vigente y el planteamiento deElectroandes, de regular en forma específica los sistemas detransmisión, no es acorde con la legislación en esta materia.

El caso de las instalaciones de transmisión que alimentan a la compañíaminera Yauliyacu, puede representar un caso atípico, que merece untratamiento individual en la regulación de tarifas y compensaciones detransmisión. Este caso podría tratarse de manera individual previajustificación por parte de Electroandes.

33..33..55.. CCáállccuulloo ddee EEnneerrggííaa yy PPootteenncciiaa eenn ccaaddaa BBaarrrraa

En esta parte Electroandes plantea que se mencione explícitamente quelas pérdidas medias sean empleadas exclusivamente para efectos de ladeterminación de la compensaciones más no para la facturación delsuministro de potencia y energía.

Al respecto, el procedimiento para la determinación de lascompensaciones por transmisión, establece que la compensación sedebe efectuar empleando los precios regulados de la energía y potenciay se determina además como la diferencia de las facturaciones entre labarra de salida del sistema eléctrico y la barra de ingreso al mismo. Paraello se requiere conocer los consumos tanto al ingreso como a la salidadel sistema eléctrico. Para esta aplicación, los consumos del clientedeben ser reflejados de una barra a otra empleando pérdidas quecorrespondan a sistemas eficientes (pérdidas medias calculadas a partirde los factores de expansión de precios fijados por el OSINERG) desdela barra de entrega al cliente hasta la BRG.

De acuerdo con el análisis de la problemática expresada porElectroAndes, en el sentido de que se podría originar traslados injustosde pérdidas entre agentes, se concluye que el procedimiento debeaplicarse exclusivamente para fines de determinar las compensacionespor el uso de las instalaciones de transmisión y distribución.

33..33..66.. CCaassooss EEssppeecciiaalleess

El procedimiento general de cálculo de tarifas no establece los cargos enfunción a los propietarios, sino en función a las instalaciones. En el caso

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específico de una línea de transmisión asume que tanto la línea con lasceldas corresponden a un mismo propietario.

Sin embargo, en aquellos casos especiales como los que mencionaElectroandes, las partes pueden solicitar de manera específica ladeterminación de las respectivas compensaciones.

3.4. Hidrandina


Con relación a esta consulta, se debe tener presente que las tarifas detransmisión en los sistemas secundarios están reguladas en unidades deenergía. En consecuencia, la compensación que debe recibir elpropietario de las instalaciones de transmisión está en función de laenergía que se ha transmitido por la misma y no por la potencia. Sinembargo en lo que concierne a las instalaciones pertenecientes aHidrandina, Electro Norte, Electro Nor Oeste y Electrocentro los cargosde transmisión secundaria de líneas y subestaciones son losestablecidos por la Resolución N° 008-98 P/CTE. En esta resolución, alestar expresado los cargos unitarios de transmisión en función de lapotencia es necesario aclarar el procedimiento a seguir para determinarlas compensaciones en la transmisión.

Para las empresas mencionadas en el párrafo anterior, se deberáadicionar una compensación por potencia en horas fuera de punta por eluso del sistema secundario de transmisión en horas fuera de punta, estacompensación será determinada con el mismo procedimientoestablecido. En este caso únicamente, para determinar la compensaciónpor transmisión, el precio de la potencia en horas fuera de punta seráigual al Cargo Base de Peaje Secundario por transmisión (CBPSE)correspondiente a las instalaciones respectivas.

Por otro lado, los precios de generación, para aquellos suministros conlibertad de precios no están sujetos a regulación. Estos precios serán elresultado del acuerdo entre las partes. Por tanto, no corresponde aOSINERG la determinación del precio de potencia en horas fuera depunta a que hace mención Hidrandina.


Hidrandina consulta qué factor se debe utilizar para reflejar la potenciaadicional del cliente libre en horas fuera de punta a la Barra deReferencia de Generación. Al respecto, cabe señalar que las pérdidasmedias a utilizar deberán ser las mismas que se utilizaron para reflejar lapotencia en hora de punta.

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La tarifa establecida por concepto de la energía reactiva es un cargo porel uso en exceso de la energía reactiva. La compensación por energíareactiva que deben pagar todos los usuarios, sin distinción, se debecalcular con los cargos regulados y debe ser transferido al propietario delas instalaciones de transmisión y/o distribución, de modo de cubrir lasinversiones que permitan llegar al factor de potencia objetivo del sistema.

En consecuencia, los cargos que deben aplicarse por concepto deenergía reactiva a los clientes libres, son los mismos cargos establecidospara el mercado regulado.


Con relación a esta consulta, si bien es cierto que las tarifas que regulaOSINERG son aplicables exclusivamente para el Servicio Público deElectricidad. Sin embargo, es necesario destacar que para ladeterminación de los precios del mercado regulado no puede separarsela demanda del mercado regulado de la demanda del mercado libre. Dehecho el cálculo de las tarifas en barra de energía o de la potencia no sehacen excluyendo del cálculo al mercado libre.

Tal exclusión sería artificial y podría dar lugar a resultados impredeciblespor cuanto también habría que separar a la generación que abastece almercado libre, lo cual obviamente sería totalmente arbitrario. Por estarazón el cálculo de los precios del mercado regulado se efectúaconsiderando el total tanto de la demanda como de la capacidad degeneración del sistema.

Por lo señalado se recomienda que para efectos de establecer lasmediciones de los consumos no se debe efectuar distinción entre elmercado libre y el mercado regulado.

Debe tenerse en cuenta que esta medida no constituye una intervenciónen la fijación de precios en el mercado libre, por cuanto no son losprecios lo que se estarían regulando sino únicamente la forma en que sedeben medir las variables de la electricidad que se consume.

3.5. ACIDECon relación al comentario de ACIDE de que la metodología planteadaen el documento de la consulta ciudadana resulta demasiado técnico ycomplicada, cuya correcta aplicación sólo podría realizar especialistascarece de verdad. Al respecto se debe dejar en claro que elprocedimiento planteado es similar al procedimiento como se determina

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las compensaciones para el mercado regulado. Como ya se mencionóanteriormente, el objetivo del documento publicado para consultaciudadana es dar a conocer a todos los agentes del mercado elprocedimiento que debe seguirse para determinar el pago que debenefectuar por el uso de las instalaciones de transmisión y distribución.

El procedimiento puede resumirse en los siguientes conceptos:

- Las compensaciones de transmisión se deben determinar empleandolos precios regulados de generación y,

- Estas compensaciones se determinan como la diferencia de lasfacturaciones (a precios regulados de energía y potencia) entre labarra de salida y la barra de ingreso del sistema eléctrico. Para ellose requiere sólo conocer los consumos a facturar tanto al ingresocomo en la salida del sistema.

En siguiente esquema ilustra lo mencionado.

Sistema de

Transmisión

Facturación Salida

Facturación Ingreso

Compensación =Facturación

Salida - FacturaciónIngreso

En estos términos, la aplicación del procedimiento planteado en eldocumento de la consulta ciudadana deberá resultar sencilla y de fácilimplementación.

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4. Conclusiones yRecomendaciones

De acuerdo con el análisis realizado se concluye que:

4.1. Tarifas Reguladas de Transmisión yDistribución

Las tarifas de transmisión, así como los procedimientos para determinarlas compensaciones por el uso de estos sistemas eléctricos se fijananualmente durante la regulación tarifaria de mayo.

Por otro lado, las tarifas de distribución, así como los procedimientos yparámetros de cálculo del cargo de distribución eléctrica (VAD) se fijancada 4 años en la regulación tarifaria del mes de noviembre.

En consecuencia, las observaciones a los cargos mismos de transmisióny distribución fijadas en la regulaciones mencionadas líneas arriba,deben ser planteadas como recursos de reconsideración dentro delplazo que establece el artículo 74° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Se debe tener presente que en el documento publicado para consultaciudadana lo que se plantea no son nuevos cargos y/o parámetros decálculo para tarifas de transmisión y/o distribución, sino únicamente elprocedimiento de cálculo de las compensaciones para los clientes libres,cuyos precios a nivel de generación están sujetos a la libre negociacióncon el suministrador. Los cargos regulados de transmisión y distribuciónfueron establecidos por las resoluciones respectivas.

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4.2. Compensaciones por TransmisiónLa determinación de las compensaciones por el uso de las instalacionesde transmisión se debe efectuar con los precios regulados de potencia yenergía.

Las compensaciones por transmisión, planteadas en el documento de laconsulta ciudadana, se determinan como la diferencia de lasfacturaciones entre la barra de salida del sistema de transmisión y labarra de ingreso del mismo. Para ello es necesario determinar losconsumos, así como los precios regulados de energía y potencia en lasbarras de ingreso y salida del sistema de transmisión. El siguientegráfico ilustra lo mencionado.

Sistema de

Transmisión

Facturación Salida

Facturación Ingreso

Compensación =Facturación

Salida - FacturaciónIngreso

El procedimiento para la determinación de los consumos de energía ypotencia del cliente libre en la BRG (reflejo con las pérdidas medias) losvalores de energía y potencia en la BRG es únicamente para efectos decalcular las compensaciones por el uso de las instalaciones detransmisión. En caso de que el suministro también involucrecompensación por distribución, para referir los valores de la potencia sedebe incluir, además de las pérdidas medias, el factor de coincidenciaaplicable en las redes de distribución.

En ese sentido, se debe dejar claro que el procedimiento planteado esexclusivamente para fines de determinar las compensaciones por el usode las instalaciones de transmisión y distribución.

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4.3. Compensaciones por Distribución

Los cargos tarifarios y parámetros de cálculo a aplicar para ladeterminación del cargo de distribución eléctrica (VAD) vigentes a lafecha de elaboración del presente informe, son los establecidos por laResolución N° 023-97 P/CTE publicado el 14 de octubre de 1997.

El Artículo N° 73 de la Ley de Concesiones Eléctricas establece que lastarifas de distribución tienen una vigencia de cuatro años. Enconsecuencia, hasta el mes de noviembre del año 2001, fecha en que sefijará las nuevas tarifas de distribución, todas las compensaciones por eluso de las instalaciones de distribución, sin distinción alguna, deberánser determinados con las tarifas de distribución vigentes, establecidaspor la Resolución N° 023-97 P/CTE.

Sobre lo anterior, se debe precisar que el VAD y los parámetros decálculo FEE, PTP y los FCPPMT y FCFPMT se encuentran fijadosmediante la Resolución N° 023-97 P/CTE, para un periodo de cuatroaños, por lo que dichos valores deben aplicarse momentáneamente aexcepción de los factores FCPPMT y FCPFPMT debido a que en el casode clientes de alto consumo su factor puede ser distinto al de los usuariosde la opción MT2. En caso que la concesionaria o el cliente considereque se justifican valores distintos, estos deberán ser presentados por laparte interesada al OSINERG para su aprobación.

4.4. Modalidad de Potencia aplicable en redes dedistribución.

Para los suministros ubicados en las redes de distribución, el clientepagará el cargo de distribución eléctrica (VAD) de acuerdo a lamodalidad de facturación por potencia variable. La potencia variableserá determinada, para la hora de punta y fuera de punta, como elpromedio de las dos mayores demandas máximas del cliente, en losúltimos doce meses, incluido el mes que se factura.

Con la finalidad de garantizar el suministro, se debe reservar el uso delas instalaciones de distribución con el propietario, mediante un contratode reserva de capacidad cuya duración será como mínimo un año.

El ingreso por energía reactiva que debe percibir el propietario de lasinstalaciones de transmisión y/o distribución es:

)(Re CERERINGRESO activaEnergía ⋅=

Donde:

GART-GT


ER : Exceso de energía reactiva ( energía reactiva excedente al 30% de laenergía activa).

CER: Cargo regulado por energía reactiva

4.5. Energía Reactiva

La tarifa establecida por OSINERG por concepto de energía reactiva esun cargo por el uso en exceso de la misma. La compensación porenergía reactiva que deben pagar todos los usuarios, sean regulados olibres, se debe calcular con los cargos regulados y debe ser transferido alpropietario de las instalaciones de transmisión y/o distribución.

En consecuencia, los cargos que deben aplicarse por concepto deenergía reactiva a los clientes libres, son los mismos que para elmercado regulado. Bajo ningún argumento podrá establecerse un cargodistinto a lo establecido.

Se recomienda que en el documento final sobre el procedimiento decálculo de compensaciones para clientes libres se debe mencionar enforma explícita la compensación por energía reactiva.

4.6. Instalaciones del Grupo Gloria

Con relación a las instalaciones pertenecientes a las empresas dedistribución Hidrandina, Electro Norte, Electro Nor Oeste y Electrocentro,los cargos de transmisión secundaria de líneas y subestaciones son losestablecidos por la Resolución N° 008-98 P/CTE. En esta resolución, alestar expresado los cargos unitarios de transmisión en función de lapotencia es necesario aclarar el procedimiento a seguir para determinarlas compensaciones en la transmisión.

En este caso, las compensaciones de transmisión y distribución sedeben efectuar por potencia variable. La potencia variable serádeterminada, para la hora de punta y fuera de punta, como el promediode las dos mayores demandas máximas del cliente, en los últimos docemeses, incluido el mes que se factura.

Para las instalaciones de las empresas mencionadas, en caso de existirconsumidores con máxima demanda en horas fuera de punta se deberáadicionar una compensación por transmisión por potencia en horas fuerade punta determinadas con el mismo procedimiento establecido para lacompensación por otras variables. En este caso únicamente, paradeterminar la compensación por transmisión, el precio de la potencia enhoras fuera de punta será igual al Cargo Base de Peaje Secundario portransmisión (CBPSE) correspondiente a las instalaciones respectivas.

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4.7. Tratamiento de Casos Especiales

En aquellos casos en que el procedimiento general planteado paradeterminar las compensaciones por transmisión y distribución requirieramayores precisiones, ya sea por que existen mayores requerimientos decalidad y confiabilidad que hayan sido solicitados de manera expresa porparte de los clientes libres, o porque existen configuraciones especialesde las instalaciones de transmisión y/o distribución que hace necesarioun tratamiento particular, las partes interesadas podrán solicitar alOrganismo Supervisión de la Inversión en Energía (OSINERG) ladeterminación individualizada de las compensaciones de transmisión y/odistribución.

4.8. Tratamiento de las Pérdidas Eléctricas

Los cargos de transmisión y las pérdidas respectivas se debendeterminar de una sola vez para el conjunto de instalaciones (no portramos). En aquellos casos en que esta regla general no sea factible deaplicar, las partes interesadas podrán solicitar su determinación alOSINERG.

Con relación a la determinación de las pérdidas medias, éstas deben sercalculadas con la siguiente fórmula:

−

=2

1FPMgPMe

Donde:FPMg : Factor de pérdidas marginales. Valor publicado por de la GART de OSINERG

en las resoluciones de fijación de precios.PMe : Pérdidas Medias (pu)

Las premisas asumidas para la determinación de esta fórmula son lassiguientes:

• Se considera como referencia la demanda a la salida del sistemaeléctrico (consumo del cliente libre).

• Las pérdidas fijas, para condiciones normales de operación ysistemas eléctricos eficientes se consideran aproximadamente iguala cero.

GART-GT


Se recomienda corregir la formulación matemática propuesta en eldocumento publicado para consulta ciudadana, para el cálculo depérdidas medias, por la fórmula que se indica en esta conclusión.

4.9. Determinación de la BRG

La regla general para determinar la BRG para aplicación de los cargosde transmisión para un cliente libre, prevé que debe ser aquellaSubestación Base que se encuentre más cerca del punto de entrega alcliente. La determinación de la BRG más cercana, en caso de existirvarias barras base, se puede determinar empleando la trayectoria demínimo costo.

En caso de duda se puede solicitar al OSINERG la especificación de laBRG que corresponde utilizar.

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Aplicación de los Cargos por Transmisión y Distribución a … · 2011-07-05 · Con fecha 23.05.2001, se recibió el Oficio GC-01-28 de la empresa de distribución Luz del Sur