Informe Final - osinergmin.gob.pe · Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión Informe Final 22 de Mayo de 2008 Preparado para: OSINERGMIN GERENCIA

Metodología y Procedimiento

para la Asignación

de Cargos de Transmisión

Informe Final

22 de Mayo de 2008

Preparado para:

OSINERGMIN GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

Av. Canadá 1460

San Borja, Lima 41, Perú

Ing. Raúl Cornelio Bastidas Traverso Jefe de Estudio

Preparado por:

Quantum S.A.

Av. Pardo 223, Edificio La Alameda Miraflores, Lima, Perú

Hyde M. Merrill, PhD

Experto Internacional en Aspectos Regulatorios

Richard D. Tabors, PhD

Experto Internacional en Aspectos Económicos

.

Aviso Legal Este informe ha sido preparado por Quantum S.A. expresamente para el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Ni Quantum, ni OSINERGMIN, ni ninguna otra entidad que los representa o que actúa en su favor otorga ninguna garantía, expresa o implícita, ni asume ninguna responsabilidad, con respecto al uso de la información o metodologías contenidas en este informe.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 1

Contenido

RESUMEN EJECUTIVO ...........................................................................................7 RE.1 Introducción .............................................................................................7 RE.2 Conclusiones............................................................................................7 RE.3 El Sistema Eléctrico Peruano...................................................................7 RE.4 El Marco Conceptual ...............................................................................7 RE.5 Selección de Métodos ..............................................................................8 RE.6 Proyectos de Procedimientos ...................................................................8 RE.7 Opiniones y Sugerencias..........................................................................9 RE.8 Modificaciones de Oficio.........................................................................9 RE.9 Otras Recomendaciones...........................................................................9

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN Y CONCLUSIONES ................................10 1.1 ANTECEDENTES ............................................................................................10 1.2 OBJETIVOS DEL ESTUDIO ..............................................................................11 1.3 CONCLUSIONES.............................................................................................11 1.4 RECONOCIMIENTOS.......................................................................................12

CAPÍTULO 2. EL SISTEMA ELÉCTRICO PERUANO ...............................13 2.1 MARCO REGULATORIO DEL SISTEMA ELÉCTRICO PERUANO.........................13 2.2 RESUMEN DEL MARCO REGULATORIO..........................................................16

2.2.1 SGT ......................................................................................................16 2.2.2 SST y SCT.............................................................................................17 2.2.3 Conversiones........................................................................................17 2.2.4 Relación Entre SGT y SPT, y Entre SCT y SST ...................................17

2.3 ESTRUCTURA Y CARACTERÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO........................18 2.3.1 Generación...........................................................................................18 2.3.2 Distribución y Venta ............................................................................20 2.3.3 Transmisión..........................................................................................21

CAPÍTULO 3. MARCO CONCEPTUAL.........................................................24

3.1 ESTUDIOS PREVIOS .......................................................................................24 3.1.1 Plan Estratégico para Modernización del Marco Regulatorio ...........24 3.1.2 Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión ................26

3.2 MÉTODOS ACTUALES....................................................................................26 3.2.1 Beneficio Económico ...........................................................................26 3.2.2 Uso del Sistema....................................................................................27

3.2.2.1 Problema Teórico.........................................................................28 3.2.2.2 Problemas Prácticos .....................................................................30

3.3 OBJETIVOS O ATRIBUTOS..............................................................................30 3.4 PROYECTOS EJEMPLO ...................................................................................31 3.5 TAXONOMÍA .................................................................................................32

CAPÍTULO 4. SELECCIÓN DE MÉTODOS..................................................34 4.1 MÉTODOS ACTUALES EN EL PERÚ.................................................................34 4.2 MÉTODOS ALTERNATIVOS “BENEFICIOS ECONÓMICOS”...............................34 4.3 EVALUACIÓN Y SELECCIÓN DE MÉTODO PARA PAGOS SGT .........................35


4.3.1 Descripción del Método Actual Beneficio Económico (Método 1): Metodología y Criterios.......................................................................................35

4.3.1.1 Base Económica...........................................................................35 4.3.1.2 Sistemas donde se ha Aplicado....................................................36 4.3.1.3 Descripción del Método Actual ...................................................36

4.3.2 Resultados: Comportamiento del Método Actual ...............................37 4.3.3 Filtro Digital (Método 2) .....................................................................38

4.3.3.1 Cierre del Pago.............................................................................39 4.3.4 Beneficios Económicos y de Confiabilidad..........................................39

4.3.4.1 Base Económico...........................................................................39 4.3.4.2 Sistemas donde se ha Aplicado....................................................40 4.3.4.3 Criterios Propuestos – Método 3..................................................40 4.3.4.4 Método 3 – Conceptos Generales ................................................41 4.3.4.5 Datos de Planificación e Incertidumbres .....................................41 4.3.4.6 Método 3 – Reparto entre Generación y Demanda......................43 4.3.4.7 Método 3 – Reparto Anual entre Generadores ............................43 4.3.4.8 Simulaciones y Ejemplos.............................................................44

4.3.5 Ingresos Tarifarios – Método 4 ...........................................................45 4.3.5.1 Base Económica...........................................................................45 4.3.5.2 Sistemas que lo han Aplicado ......................................................45 4.3.5.3 Reconocimiento en el Cálculo de Beneficios Económicos..........46 4.3.5.4 Simulaciones de PJM...................................................................46 4.3.5.5 En el Perú.....................................................................................47 4.3.5.6 Metodología .................................................................................47 4.3.5.7 Simulación ...................................................................................48

4.3.6 Caso Especial.......................................................................................49 4.3.7 Comparación y Recomendaciones.......................................................49

4.4 MÉTODOS PARA CARGOS SST Y SCT ...........................................................51 4.4.1 Asignación por Beneficios Económicos – Métodos 1, 2, y 3 ...............51

4.4.1.1 Casos Especiales y Excepcionales ...............................................51 4.4.2 Beneficios sin Diferencia de Costos Entre Barras – Método 10 .........52 4.4.3 Estampillado entre Usuarios – Método 5 ............................................53 4.4.4 Métodos Uso de Sistema ......................................................................53

4.5 EVALUACIÓN Y SELECCIÓN DE MÉTODO USO DE SISTEMA PARA CARGOS SST - SCT 54

4.5.1 Base Económica...................................................................................54 4.5.2 Sistemas en los Cuales se han Aplicado Métodos Uso de Sistema......54 4.5.3 Método Actual – Método 6...................................................................55 4.5.4 Modelos Fuerza/Distancia...................................................................55

4.5.4.1 Distancia Física............................................................................56 4.5.4.2 Distancia Eléctrica .......................................................................56 4.5.4.3 Ex Ante y Ex Post ........................................................................58

4.5.5 Método GWh/km – Método 7 ...............................................................58 4.5.5.1 Metodología .................................................................................58 4.5.5.2 Simulaciones ................................................................................59

4.5.6 Método MW/km – Método 8.................................................................60 4.5.6.1 Metodología .................................................................................60 4.5.6.2 Simulaciones ................................................................................60

4.5.7 Método GWh/ohmios – Método 9 ........................................................61


4.5.7.1 Metodología .................................................................................61 4.5.7.2 Simulaciones – Sistema Mantaro-Lima .......................................61 4.5.7.3 Yanango y Chimay ......................................................................61

4.5.8 Casos Especiales para Uso de Sistema ...............................................62 4.5.8.1 Datos en Tiempo Real..................................................................62 4.5.8.2 Flujos Bi-direccionales ................................................................63 4.5.8.3 Pagos Negativos...........................................................................64 4.5.8.4 Caso Excepcional: Sistema Mantaro-Lima.................................64 4.5.8.5 Flujos Cero...................................................................................65

4.5.9 Comparación y Recomendación ..........................................................65 4.5.9.1 Un Estudio Semejante Anterior ...................................................65 4.5.9.2 Comparación y Recomendación para el Perú ..............................66

4.6 PROYECTOS DE PROCEDIMIENTOS Y CÁLCULOS............................................67 4.7 APLICACIÓN A EQUIPOS ................................................................................68

CAPÍTULO 5. ANÁLISIS DE OPINIONES Y SUGERENCIAS...................69 5.1 SISTEMA GARANTIZADO DE TRANSMISIÓN (SGT) ........................................69

5.1.1 Organismo: COES ..............................................................................69 5.1.1.1 Hace Falta una Definición Precisa de Aguas Arriba ...................69 5.1.1.2 Deducción de Ingresos Tarifarios ................................................70 5.1.1.3 Límite de 1%................................................................................71 5.1.1.4 Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad .................72 5.1.1.5 Riesgos de Desaparecer o Atrasar una Unidad de Generación....76 5.1.1.6 Falta Definir como Calcular BTAG.............................................76 5.1.1.7 Recalculo por 1%.........................................................................76 5.1.1.8 Disposición Transitoria................................................................76

5.1.2 Duke Energy Egenor............................................................................77 5.1.2.1 Los Usuarios deben Pagar el SGT ...............................................77 5.1.2.2 El Método es Complicado............................................................77 5.1.2.3 Seguirán Obstáculos para Nuevas Inversiones en Generación ....78

5.1.3 Empresa: Egemsa ...............................................................................78 5.1.3.1 Beneficios de Mejoras de Confiabilidad......................................78

5.1.4 Empresa: ElectroAndes ......................................................................78 5.1.4.1 Precisar que los Datos Deben Ser Consistentes...........................78 5.1.4.2 No Deducir los Ingresos Tarifarios..............................................78 5.1.4.3 Beneficios por Mejora de Confiabilidad......................................78 5.1.4.4 Usar Datos Reales ........................................................................79 5.1.4.5 Prorrateo de la BTAG Entre Generadores ...................................79

5.1.5 Empresa: EnerSur...............................................................................79 5.1.5.1 Los Usuarios deben Pagar el SGT ...............................................79 5.1.5.2 No Deducir los Ingresos Tarifarios..............................................79 5.1.5.3 Deducir los Ingresos Tarifarios para la Generación ....................79 5.1.5.4 Límite de 1%................................................................................79 5.1.5.5 Beneficos por Mejora de Confiabilidad.......................................79 5.1.5.6 Riesgos de Desaparecer o Atrasar una Unidad de Generación....79 5.1.5.7 Supeditación de la Asignación de Pago .......................................79

5.1.6 Empresa: Kallpa .................................................................................80 5.1.6.1 Los Usuarios deben Pagar el SGT ...............................................80 5.1.6.2 No Deducir los Ingresos Tarifarios..............................................80


5.1.6.3 Deducir los Ingresos Tarifarios para la Generación ....................80 5.1.6.4 Límite de 1%................................................................................80 5.1.6.5 Beneficos por Mejora de Confiabilidad.......................................80 5.1.6.6 Riesgos de Desaparecer o Atrasar una Unidad de Generación....80 5.1.6.7 Adelantar la Asignación Entre Demanda y Generación ..............80

5.2 SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE TRANSMISIÓN (SST Y SCT) 80

5.2.1 Empresa: Duke Energy Egenor ..........................................................80 5.2.1.1 Coordinación MEM y OSINERGMIN sobre SGT y SST/SCT...81 5.2.1.2 Límite de 1%................................................................................81 5.2.1.3 No deducir los Ingresos Tarifarios (IT) en Calcular los Beneficios del Usuario o Deducirlos También para los Generadores (Numeral 7.3)....81 5.2.1.4 Riesgos de Desaparecer o Atrasar una Unidad de Generación....82 5.2.1.5 Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad .................83 5.2.1.6 Generadores Relevantes en Uso de Sistema ................................86

5.2.2 Empresa: ElectroAndes ......................................................................87 5.2.2.1 Permanencia de Designación de Instalaciones SST Asignadas 100% a la Demanda o a la Generación ........................................................87 5.2.2.2 Error Tipográfico, Numeral 5.2 ...................................................88 5.2.2.3 Redacción del Numeral 5.3..........................................................88 5.2.2.4 Cuando se Ignoran Valores Negativos.........................................88 5.2.2.5 Beneficios Económicos sin el Modelo PERSEO.........................89 5.2.2.6 Ampliar Numeral 5.5 ...................................................................90 5.2.2.7 Deducción de los Ingresos Tarifarios (IT) en Calcular VAPc y VAPs (Numeral 7.3) ....................................................................................90 5.2.2.8 Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad .................90 5.2.2.9 Prorrateo del CMAG entre Generadores por el Criterio de Beneficios ....................................................................................................90

5.2.3 Empresa: ElectroPerú ........................................................................91 5.2.3.1 Aguas Arriba................................................................................91 5.2.3.2 Definición de SCTPT y SCTPI....................................................91 5.2.3.3 Error Tipográfico SSTPT en 5.2..................................................92 5.2.3.4 Redacción de 5.3..........................................................................92 5.2.3.5 Beneficios Económicos sin el Modelo PERSEO.........................92 5.2.3.6 Años de Cálculo de BEUG y BEUB en Numeral 7.1..................92 5.2.3.7 Análisis ........................................................................................92 5.2.3.8 Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad .................93 5.2.3.9 CMAG y Beneficios Económicos (10.1) .....................................93 5.2.3.10 Clarificación de BEUGn en 12.1 ................................................93 5.2.3.11 Recálculo de la Asignación entre Centrales................................93 5.2.3.12 Redacción, 9.4, 14.2, 14.3, y 14.4...............................................94 5.2.3.13 Procedimientos Matemáticos ......................................................94 5.2.3.14 Evolución de Responsables.........................................................95 5.2.3.15 Asignación por Uso de Sistema ..................................................95

5.2.4 Empresa: EnerSur...............................................................................95 5.2.4.1 Coordinar esta Norma con la Norma para SGT...........................95 5.2.4.2 No Ignorar los con Beneficios Menores que 1% .........................95 5.2.4.3 No Deducir los Ingresos Tarifarios..............................................95 5.2.4.4 Deducir los Ingresos Tarifarios a la Generación..........................96


5.2.4.5 Retrazo del Ingreso de un Generador Nuevo...............................96 5.2.4.6 Beneficios por Mejora de Confiabilidad......................................96 5.2.4.7 Concretar Identificación de Generadores Relevantes ..................96

5.2.5 Empresa: Kallpa Generación .............................................................96 5.2.5.1 No Incluir Instalaciones Generación/Demanda ...........................96 5.2.5.2 Relación de la Norma con Contratos ...........................................96 5.2.5.3 Coherencia con Norma para SGT................................................97 5.2.5.4 Ingresos Tarifarios .......................................................................97 5.2.5.5 Beneficio Económico Menor a 1%..............................................97 5.2.5.6 Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad .................97 5.2.5.7 Costos de Generadores que no se Conecten Oportunamente.......97 5.2.5.8 Precisar lo que Significa “Generadores Relevantes” ...................97 5.2.5.9 Incertidumbres de Centrales Futuros ...........................................97

5.2.6 Empresa: Luz del Sur..........................................................................97 5.2.6.1 Clarificar “Aguas Arriba” ............................................................97 5.2.6.2 Error tipográfico en 4.15..............................................................97 5.2.6.3 Aplicación del PERSEO ..............................................................98 5.2.6.4 Eliminar VPN en 9.5....................................................................98 5.2.6.5 Complicaciones y Sencillez .........................................................98

5.2.7 Empresa: REP.....................................................................................99 5.2.7.1 Reparto Actual Entre Generación y Demanda.............................99 5.2.7.2 Alcance sobre SST Asignados 100% a la Generación.................99 5.2.7.3 Numeral 5.2..................................................................................99 5.2.7.4 Ingresos Tarifarios .....................................................................100 5.2.7.5 Sin el Modelo PERSEO.............................................................100 5.2.7.6 Ecuación en Numeral 4.2...........................................................100 5.2.7.7 Aclarar Numeral 11.2.................................................................100 5.2.7.8 Filtro Digital en Numerales 4.2 y 14.5.3 (14.6.3)......................100 5.2.7.9 Fecha de Entrar en Vigencia ......................................................101 5.2.7.10 Nomenclatura en el Informe 0128-2008-GART.......................101

CAPÍTULO 6. MODIFICACIONES DE OFICIO.........................................102 6.1 DEDUCCIÓN DE INGRESOS TARIFARIOS.......................................................102 6.2 BENEFICIOS ECONÓMICOS SIN PRECIOS DE BARRA .....................................103 6.3 VALORES MENORES QUE 1% ......................................................................103 6.4 NUEVAS ABREVIACIONES ...........................................................................103

CAPÍTULO 7. OTRAS RECOMENDACIONES...........................................104 7.1 INSTALACIONES SOBRE-DIMENSIONADAS ...................................................104 7.2 COSTOS DE CONGESTIÓN E INGRESOS TARIFARIOS .....................................105 7.3 SOCIALIZACIÓN DE COSTOS DE TRANSMISIÓN ............................................106 7.4 MONITOREO DE EMPRESAS DE GENERACIÓN ..............................................108 7.5 PLANIFICACIÓN INDICATIVA DE GENERACIÓN ............................................108 7.6 EVOLUCIÓN DE SISTEMA DE TRANSMISIÓN.................................................108 7.7 RIESGOS......................................................................................................109

APÉNDICE A: SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN...........................110

APÉNDICE B: PROPUESTA DE NORMA – SGT .............................................111

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 6 APÉNDICE C: PROYECTO DE NORMA – SST Y SCT...................................138

APÉNDICE D: DISTANCIAS ELÉCTRICAS AL SISTEMA MANTARO-LIMA.........................................................................................................................182

APÉNDICE E: FLUJOS NETOS Y FLUJOS BI-DIRECCIONALES EN EL MÉTODO FDT ........................................................................................................184


Resumen Ejecutivo

RE.1 Introducción Las leyes nacionales, estudios previos, y experiencia con métodos actuales para fijar cargos de transmisión, son los antecedentes de este estudio. El objetivo del estudio es desarrollar métodos para determinar el beneficio económico del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) y la asignación de compensaciones para el SGT, el Sistema Secundario de Transmisión (SST), y el Sistema Complementario de Transmisión (SCT).

RE.2 Conclusiones Concluimos que el actual Método de Beneficios Económicos de asignación de cargos SST entre generadores, debe modificarse y aplicarse para asignación de cargos entre generación y demanda, y entre generadores, por instalaciones SGT, SCT, y SST. Cuando esto no conviene y hay que asignar pagos base en Uso de Sistema, el actual Método de Factores de Distribución Topológicos (FDT) debe remplazarse con un Método Fuerza/Distancia para asignar cargos entre generadores.

RE.3 El Sistema Eléctrico Peruano El marco regulatorio del sistema eléctrico peruano en lo que concierne a este estudio se compone de dos leyes, la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992 y la Ley 28832 de 2006, junto con sus reglamentos y decretos. El Perú cuenta con quince empresas generadoras con una preponderante, más de quince empresas distribuidoras de los cuales dos son dominantes, y con seis empresas transmisión, una de ellas más grande que las demás. La facturación anual a usuarios finales tiene un crecimiento fuerte, llegando a aproximadamente US$ 1 800 millones en el 2007. La tarifa promedio es US$ 0.089 por kWh por usuarios regulados y US$ 0.054 por kWh por clientes libres. El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) cuenta con unos 15 000 km de transmisión, con 17% SPT y 83% SST. La facturación para transmisión a generación y demanda llegará a aproximadamente US$ 200 millones en el 2007.

RE.4 El Marco Conceptual El marco regulatorio del sistema eléctrico peruano define que para el sistema SGT la asignación de cargos entre demanda y generación, y la asignación entre generadores, tiene que basarse en Beneficios Económicos. Para el SST y el SCT la asignación puede basarse en beneficios y/o uso del sistema. Bajo la LCE había dos métodos para calcular la asignación de cargos transmisión. Los Beneficios Económicos se calcularon usando PERSEO, un método que aparentemente funcionó bien, aunque con ciertos problemas. El uso del sistema se

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 8 calculó mediante el método de Factores de Distribución Topológicos, un método con deficiencias prácticas debidos a deficiencias teóricas. Los métodos para aplicación bajo la Ley 28832, el tema de este estudio, deben responder a doce criterios u objetivos que se muestran mas adelante.

RE.5 Selección de Métodos Nuestras conclusiones se resumen en el cuadro siguiente. Tipo de Sistema Reparto entre G y D Reparto al interior de G SGT Beneficios Económicos Beneficios Económicos SCT (G/D) Beneficios Económicos Beneficios Económicos SST (G/D) (cuando corresponda revisar)

Beneficios Económicos Beneficios Económicos

SST (G/D) y SST (G) (reparto entre generadores cuando actualmente se hace por Uso de Sistema)

Uso de Sistema GWh/ohmios

Evaluamos variaciones en el uso de simulaciones para calcular Beneficios Económicos para proyectos SST y para la asignación de cargos para tales proyectos. Se debe aplicar el mismo método para asignar pagos entre demanda y generación para instalaciones SGT y SCT, con tres ajustes.

1. Un filtro memoria infinita para disminuir las variaciones anuales.

2. Un ajuste para reconocer mejoras en confiabilidad.

3. Reconocer Ingresos Tarifarios en los beneficios. Recomendamos un método distinto para calcular beneficios económicos para zonas sin diferenciación en costos marginales. Recomendamos asignar costos entre los generadores en proporción a Beneficios Económicos. Cuando los costos se han repartido por Uso de Sistema desde antes de entrar en vigencia la Ley 28832, deben repartirse entre los generadores en proporción a GWh/ohmios (una medida Fuerza/Distancia de Uso de Sistema). Ciertos elementos del SST Mantaro-Lima, y otras líneas SST en la región Lima, tienen características especiales y podrán necesitar pequeñas modificaciones excepcionales.

RE.6 Proyectos de Procedimientos El Apéndice B contiene Proyectos de Procedimientos preliminares para la asignación de cargos por instalaciones SGT en proporción a Beneficios Económicos. El Apéndice C contiene Proyectos de Procedimientos preliminares para la asignación de cargos por instalaciones SCT y SST en proporción al Uso de Sistema, con un modelo Fuerza/Distancia.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 9 RE.7 Opiniones y Sugerencias Recibimos opiniones y sugerencias formales del COES y de ocho agentes. Les agradecemos por su empeño y por la calidad del esfuerzo que hicieron. Por sus comentarios, este informe y los proyectos de normas han sido mejorados. Reconocemos también que algunos comentarios surgieron de sus intereses, cosa razonable. No cabe al consultor resolver los conflictos que puede haber entre los intereses de los agentes, pero los reconocemos. El análisis de opiniones se encuentra en el Capítulo 5. Las opiniones y sugerencias que acogimos han sido incorporadas en los capítulos anteriores de este informe y en los proyectos de norma.

RE.8 Modificaciones de Oficio Se efectuaron modificaciones a las Normas propuestas que no fueron provocadas por los comentarios y sugerencias del Capítulo 5.

• Deducción de Ingresos Tarifarios.

• Cálculo de Beneficios Económicos donde no hay diferencias en Precios de Barra.

• El límite de 1%.

• Nuevas abreviaciones. Presentamos estas modificaciones en el Capítulo 6. Afectaron el texto de los Capítulos 4 y 7 tal como las Normas mismas.

RE.9 Otras Recomendaciones En el Capítulo 7 recomendamos considerar ciertos problemas o acciones fuera del alcance del estudio actual.

• Pagos por instalaciones de transmisión temporalmente sobre-dimensionadas.

• Costos de congestión.

• Socialización de costos de transmisión.

• Monitoreo de empresas de generación.

• Planificación indicativa de la generación.

• Evolución del sistema de transmisión.

• Riesgos.


Capítulo 1. Introducción y Conclusiones

1.1 Antecedentes Destacamos tres juegos de antecedentes claves. Primero: dos leyes, la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992 y la Ley 28832 de 2006, junto con su reglamento, han definido la estructura del sector eléctrico peruano. Presentan un marco normativo para el trabajo de este estudio. Segundo: dos informes previos, uno sobre el marco regulatorio1 (especialmente, transmisión), el otro sobre planificación del sistema transmisión,2 son bases importantes para este estudio de definición de cargos transmisión. El primero presenta conceptos teóricos económicos y tenía un efecto visible en la Ley 28832 y sus reglamentos. El otro incluye análisis sobre el funcionamiento y el desarrollo del sistema transmisión y proporcionó normas y criterios para la planificación del sistema transmisión.

1 “Plan Estratégico para Modernización del Marco Regulatorio.” Informe a Osinerg por Mercados Energéticos, Junio 2005. 2 R. Nadira, H. M. Merrill, y A. Pinheiro, “Modelo para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión.” Informe a Osinerg por Siemens-Power Technologies Internacional, 27 febrero 2007.

Las leyes nacionales, estudios previos, y experiencia con métodos actuales para fijar cargos de transmisión, son los antecedentes de este estudio. El objetivo del estudio es desarrollar métodos para determinar el beneficio económico del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) y para la asignación de compensaciones para el SGT, el Sistema Secundario de Transmisión (SST), y el Sistema Complementario de Transmisión (SCT). Concluimos que el actual Método de Beneficios Económicos de asignación de cargos SST entre generadores, debe modificarse y aplicarse para asignación de cargos entre generación y demanda, y entre generadores, por instalaciones SGT, SCT, y SST. Cuando esto no conviene y hay que asignar pagos base en Uso de Sistema, el actual Método de Factores de Distribución Topológicos (FDT) debe remplazarse con un Método Fuerza/Distancia para asignar cargos entre generadores.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 11 Tercero: la experiencia con los métodos actuales para definición de cargos transmisión y las opiniones de OSINERGMIN, el Ministerio de Energía y Minas, el COES, y los agentes, nos indican lo que actualmente funciona bien, y donde hay que efectuar mejoras.

1.2 Objetivos del Estudio Este estudio tiene como objetivo, el desarrollar métodos y procedimientos para la asignación de cargos de transmisión de las instalaciones SGT, SST, y SCT (Sistemas Garantizados, Secundarios, y Complementarios de Transmisión eléctrica) en el Perú. Comprende los temas siguientes.

1. La determinación del beneficio económico que las instalaciones del SGT proporcionan a la demanda y la generación.

2. Un método para la asignación de compensaciones entre la demanda y la generación por instalaciones del SGT.

3. Un método para repartir, entre los generadores, las compensaciones del SGT asignadas a la generación.

4. La asignación de la responsabilidad del pago por las instalaciones del SCT entre la demanda y la generación.

5. Un método para repartir las compensaciones generación a cada generador para instalaciones del SCT y del SST.

La metodología incluía las etapas siguientes.

• Analizar estudios previos y marcos normativos.

• Establecer marco conceptual y criterios.

• Seleccionar métodos y alternativas.

• Analizarlos.

• Preparar Proyectos de Procedimiento e informes.

• Revisarlos con OSINERGMIN, el Ministerio de Energía y Minas, COES, y agentes del mercado.

1.3 Conclusiones Nuestras conclusiones se resumen en la cuadra siguiente. Tipo de Sistema Reparto entre G y D Reparto al interior de G SGT Beneficios Económicos Beneficios Económicos SCT (G/D) Beneficios Económicos Beneficios Económicos SST (G/D) (cuando corresponda revisar)

Beneficios Económicos Beneficios Económicos

SST (G/D) y SST (G) (reparto entre generadores cuando actualmente se hace por Uso de Sistema)

Uso de Sistema GWh/ohmios

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 12 El marco regulatorio requiere que los costos de las instalaciones del SGT se asignen entre generación y demanda, y entre los generadores, en proporción a sus Beneficios Económicos. Indica con bastante detalle como se tiene que calcular los Beneficios Económicos base en costos marginales. Hay un proceso actual, usado para efectuar estos cálculos para el sistema SST. Conforme al marco vigente, concluimos que el proceso actual base en Beneficios Económicos debe modificarse en tres maneras.

1. Hay mucha variación de año a año en la asignación de costos a los generadores. Esto es inconveniente. Se debe disminuir usando un filtro digital, y mostramos como hacerlo.

2. El método actual debe modificarse para reconocer también los beneficios de Mejoras en Confiabilidad que una instalación nueva puede aportar. Demostramos como asignar costos en proporción a beneficios de Mejoras en Confiabilidad y Beneficios Económicos base en costos marginales. Dependiendo en el caso, el reparto puede depender hasta 100% en el uno o el otro.

3. El método debe reconocer los Ingresos Tarifarios en el cálculo de los Beneficios Económicos, pero solo si la asignación de Ingresos Tarifarios cambia. Mostramos como esto se hace.

En tratar de forma igual a SCT y SGT, reconocemos que se distinguen formalmente solo por ser licitadas o no. La asignación de pagos para los SST, SGT, y SCT adentro del conjunto de generadores debe hacerse también por Beneficios Económicos, así minimizando el número de métodos y manteniendo consistencia. Hay casos excepcionales.

• Instalaciones que benefician solo a la demanda o a la generación deben ser pagadas por sus beneficiarios.

• El reparto entre generadores debe hacerse en proporción al Uso de Sistema cuando para las instalaciones a las cuales se aplicó este criterio antes de entrar en vigencia la Ley 28332, tal como dispone dicha ley. El método actual con base en Factores de Distribución Topológicos (FDT) ha sido útil, pero no reconoce flujos bi-direccionales, como requiere la Ley 28832. Debe remplazarse con un método Fuerza/Distancia GWh/ohmios, el reconoce flujos bi-direccionales y goza de otras ventajas.

1.4 Reconocimientos Reconocemos con agradecimiento la participación activa importante y la guía de profesionales del OSINERGMIN. Entre otras cosas, son la fuente de un elemento fundamental del método Fuerza/Distancia y de la mayoría de los datos que usamos, incluyendo ciertos archivos referenciados en este informe.


Capítulo 2. El Sistema Eléctrico Peruano

2.1 Marco Regulatorio del Sistema Eléctrico Peruano El marco legal en el Perú en lo que concierne a este estudio se compone de las leyes, reglamentos, decretos, y normas de la Tabla 2.1.3 Destacamos para nuestros fines la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992 y la Ley 28832 de 2006, junto con sus reglamentos. La LCE de 1992 dividió la red de transmisión en dos componentes según sus funciones.

• El Sistema Principal de Transmisión (SPT) consta de líneas y equipos cuyos flujos de energía pueden ser bi-direccionales, dependiendo en el estado operacional del sistema.

• El Sistema Secundario de Transmisión (SST) consta de líneas y equipos con flujos preponderantes (90% o más) en un sentido.

La Ley 28832 de 2006 respecta los SPT y SST dispuestos por la LCE, pero divide proyectos futuros en dos clases según como se construyen. 4

• El Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) consta de proyectos integrantes del Plan de Transmisión, construidos por medio de procesos de licitación.

3 “Bases del Concurso Público No 0019-2007-OSINERGMIN.” OSINERGMIN, 2007, Pág. 34. 4 D.S. 027-2007-EM, Aspectos Generales.

El marco regulatorio del sistema eléctrico peruano en lo que concierne a este estudio se compone de dos leyes, la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992 y la Ley 28832 de 2006, junto con sus reglamentos y decretos. El Perú cuenta con quince empresas generadoras con una preponderante, más de quince empresas distribuidoras de los cuales dos son dominantes, y con seis empresas transmisión, una de ellas más grande que las demás. La facturación anual a usuarios finales tiene un crecimiento fuerte, llegando a aproximadamente US$ 1 800 millones en el 2007. La tarifa promedio es US$ 0.089 por kWh por usuarios regulados y US$ 0.054 por kWh por clientes libres. El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) cuenta con unos 15 000 km de transmisión, con 17% SPT y 83% SST. La facturación para transmisión a generación y demanda llegará a aproximadamente US$ 200 millones en el 2007.


• El Sistema Complementario de Transmisión (SCT) consta de proyectos construidos por iniciativa propia de agentes del sector.

Bajo la LCE, al OSINERGMIN le corresponde actualizar cada año la responsabilidad de pago para el SPT y el SST. OSINERGMIN también está encargado de establecer la Base Tarifaria (BT) por las instalaciones del SGT, de los refuerzos5 y de los SCT y SST (basados en Costo Medio Anual)6. Como desempeñar estas responsabilidades queda fuera de este estudio con una excepción: tenemos que reconocer que la BT para la mayoría de las instalaciones SST – las existentes antes de la Ley 28832 – se recupera mediante dos mecanismos: Ingresos Tarifarios y peajes.7 La asignación de los montos a pagar a la generación y a los usuarios para el SPT también queda fuera de este estudio. De acuerdo a la LCE, el pago del SPT se asigna 100% a los usuarios. La remuneración para instalaciones SST8 utilizados 100% por la demanda o por la generación se paga 100% por ellos. La remuneración se basa en un Plan de Inversiones (demanda) o un Sistema Económicamente Adaptado (generación),9 los cuales quedan fuera de este estudio. El reglamento dice la misma cosa en cuanto a las instalaciones SCT utilizadas 100% por la demanda,10 pero no habla de instalaciones SCT utilizadas 100% por la generación. Suponemos que se tratarán en la misma forma que instalaciones SST.

5 D.S. 027-2007-EM, Compensación Tarifaria del Sistema Garantizado. 6 D.S. 027-2007-EM, Compensación Tarifaria del Sistema Complementario (SCT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST). 7 D.S. 027-2007-EM, Compensación Tarifaria del Sistema Complementario (SCT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST). 8 Reglamento de la LCE, Artículo 139, e) I y e (II. 9 D.S. 027-2007-EM, Compensación Tarifaria del Sistema Complementario (SCT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST). 10 Reglamento de la LCE, Artículo 139, e) V.

Tabla 2.1 Marco Legal Vigente

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 15 Pero la asignación de la remuneración entre los generadores para las instalaciones SCT y SST utilizadas 100% por generación es parte de este estudio. La asignación de la BTAU de instalaciones SGT entre usuarios se hace en la misma forma que el mecanismo para SPT.11 Por lo tanto, queda fuera de este estudio. Tabla 2.2 resume el marco para la asignación de cargos para los SST, SGT, y SCT, el tema de este estudio.

Tabla 2.2 Marco legal para asignación de cargos para los SST, SGT, y SCT

SGT Asignación de pago entre generación y demanda: determinada por única vez12

durante elaboración o actualización del Plan de Transmisión13 en proporción14 al beneficio económico. Determinación de Beneficio Económico de los Generadores: incremento de ingresos netos por ventas a costos marginales (especificación dictada en el Reglamento de Transmisión).15 Se puede considerar solo incrementos e ignorar disminuciones. Determinación de Beneficio Económico de los Usuarios: disminución de pagos por el consumo, valorizado a costo marginal (especificación dictada en el Reglamento de Transmisión).16 Cálculo de Beneficios Económicos: simulaciones del SEIN por 5 años después de la entrada estimada en operación de la instalación.17 Beneficios Económicos por mejora de confiabilidad: se tomará en cuenta los Usuarios y los Generadores favorecidos.18 Prorrateo de pago entre generadores (BTAG19): en proporción al beneficio económico20, actualizado cada año. Prorrateo del pago entre usuarios (BTAU)21: se asigna a toda la demanda como cargo tipo estampilla. Se actualiza cada año.22

SST Asignación de pago entre generación y demanda: basado en uso y/o beneficio económico.23 Pero: la asignación entre generación y demanda existente se mantendrá invariable.24 Instalaciones existentes antes de la Ley 28832:25 la BT se recupera por Ingresos Tarifarios y peajes. La asignación entre la generación y demanda se mantiene invariable y la distribución al interior del conjunto de Usuarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley.26

11 Artículos del Reglamento de la Ley 28832, Artículo 27.2. 12 Artículos del Reglamento de la Ley 28832, Artículo 23.5. 13 Artículos del Reglamento de la Ley 28832, Artículo 23.1. 14 D.S. 027-2007-EM, Compensación Tarifaria del Sistema Garantizado. 15 Artículos del Reglamento de la Ley 28832, Artículo 24.1. 16 Artículos del Reglamento de la Ley 28832, Artículo 24.1. 17 Artículos del Reglamento de la Ley 28832, Artículo 24.3. 18 Artículos del Reglamento de la Ley 28832, Artículo 24.2. 19 Artículos del Reglamento de la Ley 28832, Artículo 25.1. 20 Ley 28832, Articulo 26.2. 21 Artículos del Reglamento de la Ley 28832, Artículo 25.1. 22 Artículos del Reglamento de la Ley 28832, Artículo 27.3. 23 Reglamento de la LCE, Artículo 139, e) III. 24 Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832, párrafo 3. 139 e) III refiere a párrafo 4, pero solo hay 3 párrafos. 25 D.S. 027-2007-EM, Compensación Tarifaria del Sistema Complementario (SCT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST). 26 Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832, párrafo 3.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 16 SCT Entre generación y demanda: basado en uso y/o beneficio económico.27, 28 Se

determinará por única vez.29 Instalaciones fuera del Plan, por iniciativa propia de agentes: no se tratan en el Artículo 139.30 Normalmente resultan de contratos bilaterales. Entre generadores: ni la ley ni el reglamento especifica como se reparte. La distribución se revisará a solicitud de los interesados o en cada fijación tarifaria (4 años31) de acuerdo con el procedimiento que establezca el OSINERGMIN32.

Todos Incluyen BT33 y la liquidación de pagos deficientes o excesos SGT34 y SST/SCT35 del año previo. La liquidación incluye SST.36 Uso de Sistema: Por Art. 62 de la LCE, se consideraba solo flujos en el sentido preponderante. La Ley 28832 considera flujos en ambos sentidos.37

Terceros OSINERGMIN determina cargos para uso por terceros de instalaciones construidos por acuerdos bilaterales.38 Se tratarán como SST.39

Refuerzos Pueden incluirse en el Plan de Transmisión40; incluyéndose en este caso en SCT.

2.2 Resumen del Marco Regulatorio Hemos identificado las normas vigentes generales. Para este estudio las relevantes se resumen a continuación.

2.2.1 SGT

• Entre generación y demanda: determinada por única vez durante elaboración o actualización del Plan de Transmisión en proporción al beneficio económico.

• Cálculo de Beneficios Económicos: simulaciones del SEIN por 5 años después de la entrada estimada en operación de la instalación.

o Para los generadores: incremento de ingresos netos por ventas a costos marginales.

o Para los usuarios: disminución de pagos por el consumo, valorizado a costo marginal.

o Beneficios Económicos por mejora de confiabilidad: se tomarán en cuenta los Usuarios y los Generadores favorecidos.

• Entre generadores (BTAG): en proporción al beneficio económico, actualizado cada año.

27 Reglamento de la LCE, Artículo 139, e) IV y III. 28 D.S. 027-2007-EM, Compensación Tarifaria del Sistema Complementario (SCT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST). 29 Reglamento de la LCE, Artículo 139, e) VI. 30 Reglamento de la LCE, Artículo 139, e) IV. 31 Reglamento de la LCE, Artículo 139, d) II. 32 Reglamento de la LCE, Artículo 139, e) VII. 33 D.S. 027-2007-EM, Compensación Tarifaria del Sistema Garantizado. 34 D.S. 027-2007-EM, Compensación Tarifaria del Sistema Garantizado. 35 D.S. 027-2007-EM, Compensación Tarifaria del Sistema Complementario (SCT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST). 36 Reglamento de la LCE, Artículo 139, f) I. 37 Ver “Aplicación del método de los factores de distribución topológicos,” REP, setiembre 2007, que cita la Resolución 429-2007-OS/CD del OSINERG. 38 D.S. 027-2007-EM, Compensación Tarifaria del Sistema Complementario (SCT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST). 39 Ley 28832, Articulo 27.2 b). 40 D.S. 027-2007-EM, Aspectos Generales.


• Entre usuarios (BTAU): Auque la Ley y los reglamentos pueden no decirlo específicamente, hay una filosofía que los costos unitarios asignados a la demanda deben ser iguales por todo el sistema interconectado.

2.2.2 SST y SCT

• Entre generación y demanda: basado en uso y/o beneficio económico. Pero: la asignación entre generación y demanda existente (SST) se mantendrá invariable.

• Entre generadores y demandas específicas: ni la ley ni el reglamento especifica como se reparte.

o La distribución en cuanto a generación se revisará a solicitud de los interesados o en cada fijación tarifaria (4 años).

o La distribución al interior del conjunto de Usuarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de entrada en vigencia de la Ley 28832. No se sabe exactamente que significa “criterio vigente” ni cuanta variación puede haber.

o Auque la Ley y los reglamentos pueden no decirlo específicamente en cada caso, hay una filosofía que los costos unitarios asignados a la demanda deben ser iguales por todo el sistema interconectado.

o Sin embargo, parece haber un conflicto entre este principio y el Artículo 139 del Reglamento de la LCE, que reza; “A la demanda de una determinada área atendida de forma exclusiva por instalaciones del SST (SCT) se le asignará el 100% del pago de dichas instalaciones.”41

2.2.3 Conversiones En el pasado ciertas instalaciones originalmente SPT pueden haberse convertido en SST, o viceversa. Esto ocurrió cuando, al evolucionarse el sistema, los flujos llegaron a ser, o dejaron de ser, preponderantes. Pero ahora:

• La asignación entre demanda y generación para instalaciones existentes está congelada.

• La asignación entre demanda y generación para instalaciones nuevas se hará por única vez.

• Por lo tanto, efectivamente no habrá más conversiones.

2.2.4 Relación Entre SGT y SPT, y Entre SCT y SST Por la ley y el reglamento, la diferencia entre SPT y SST se basó en sus funciones. La diferencia entre SGT y SCT depende de si un proyecto está licitado o no. Sin embargo, se nos ha comunicado que el intento no escrito es que proyectos SGT sean los que benefician a usuarios y generación en una parte importante del sistema, semejante a instalaciones SPT.

41 Reglamento de la LCE, Artículo 139, e) II y V.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 18 A su vez, el intento no escrito es que proyectos SCT sean de beneficio local, a menudo pero no siempre 100% para uso y beneficio o de generación o de demanda, semejante a instalaciones SST. Si una instalación SCT es de uso y beneficio para generación y demanda, el intento es que sean generación y demanda indiscutiblemente identificables, en una zona limitada.

2.3 Estructura y Características del Sector Eléctrico En el Perú hay un sistema interconectado (SEIN) conformado por dos zonas principales: el Centro-Norte (SICN), que abarca todas las zonas costeras ubicadas entre Marcona y Tumbes así como la zona central ubicada entre Ayacucho y Tingo María; y el Sistema Interconectado Sur (Sisur), que cubre la zona comprendida entre los poblados de Chahuares y Quillabamba, en el Cusco, por el norte, y Puno, por el sur, así como la zona costera que se extiende desde Arequipa hasta Tacna. Los dos sistemas están interconectados mediante la línea 220-kV Mantaro-Cotaruse-Socabaya. En adición al SEIN, existen algunos sistemas aislados que se ubican en la región amazónica. Estos consisten en pequeños generadores térmicos que sirven en departamentos como Loreto, San Martín, Madre de Dios y Ucayali, administrados por Electro Oriente, Electro Oriente, Electro Sur Este y Electro Ucayali respectivamente. Estas instalaciones constituyen un pequeño porcentaje de la capacidad instalada nacional.42

2.3.1 Generación43 Actualmente en el COES participan quince empresas generadoras (ver Tabla 2.3), entre las cuales destaca Electroperú, con una capacidad instalada de más de 1 000 MW, representando el 16% de la capacidad total nacional y produciendo por encima del 25% de la energía eléctrica anual. La Central Térmica Ventanilla es la de mayor capacidad instalada (516 MW), representando aproximadamente el 8% de la capacidad total nacional.

Tabla 2.3 Empresas Integrantes del COES SINAC - Año 2006

Nombre Sigla Abreviatura Asociación

Eléctrica Santa Rosa S.A.C. SANTA ROSA SANTA ROSA NO

Duke Energy International EGENOR S.A. DEI Egenor S.A. EGENOR NO

Empresa de Electricidad de los Andes S.A. ELECTROANDES S.A. ELECTROANDES NO

Empresa de Electricidad del Perú S.A. Electroperú S.A. ELECTROPERÚ NO

Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. EGASA EGASA NO

Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. EGESUR EGESUR NO

42 Informe Siemens-Power Technologies Internacional, 27 febrero 2007, pág. 3.2. 43 Ibid., págs. 3.3-3.5.


Nombre Sigla Abreviatura Asociación

Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. EGEMSA EGEMSA NO

Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. San Gabán SAN GABÁN NO

Empresa Eléctrica de Piura S.A. EEPSA EEPSA NO

Energía del Sur S.A. ENERSUR ENERSUR NO

Shougang Generación Eléctrica S.A.A. SHOUGESA Perú SHOUGESA NO

Sociedad Minera Corona S.A. CORONA CORONA NO

Termoselva S.R.L. TERMOSELVA TERMOSELVA NO

Empresa de Generación Eléctrica de Lima S.A.A. EDEGEL S.A.A. EDEGEL Asociación Edegel-Etevensa

Empresa de Generación Eléctrica Cahua S.A. CAHUA S.A. CAHUA Asociación Cahua - Energía Pacasmayo (Cahua-EP)

El parque de generación eléctrica a comienzos de 2006 estaba compuesto por 401 grupos eléctricos distribuidos en el mercado eléctrico (61%) y uso propio (39%), de las cuales 161 son hidroeléctricas y 240 térmicas. Del total de grupos hidroeléctricos, el 80% generan para el mercado y el 20% lo hacen para uso propio. En caso de los grupos térmicos, el 49% generan para el mercado eléctrico y 51% para uso propio. Según el tipo de servicio, 5.221 MW corresponden al mercado eléctrico (84%) y 980 MW (16%) al segmento uso propio. La capacidad instalada del SEIN alcanzó los 5.193 MW (59% hidráulico y 41% térmico) y la capacidad instalada de los sistemas aislados fue de 1.007 MW, lo que representó el 85 % y 15 % de la capacidad instalada total del país, respectivamente. Las centrales hidroeléctricas que conforman el parque generador a nivel nacional, acumularon una potencia instalada de 3.207 MW a comienzos del año 2006, que representa el 52% del total, y entre ellas, la central hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo es la de mayor capacidad instalada con 798 MW. Junto con Restitución (247 MW), forma el complejo Mantaro, el más importante del país. Las empresas más representativas respecto a la capacidad instalada hidroeléctrica del mercado eléctrico son Electroperú y EDEGEL. Las centrales termoeléctricas que conforman el sistema de generación del país tuvieron una capacidad instalada a comienzos del año 2006 de 2.993 MW, y representó el 48% del total. Entre las centrales más representativas se encuentran Ventanilla (516 MW), Santa Rosa (281 MW) e Ilo 1 (269 MW). Entre las empresas del mercado eléctrico que disponen de una mayor cantidad de centrales aisladas están Electro Oriente con 48 centrales (12% son hidroeléctricas y

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 20 88% térmicas); Electronorte con 24 centrales (50% son hidroeléctricas y 50% térmicas); y Electrocentro con 19 centrales (84% son hidroeléctricas y 16% térmicas). Entre los últimos ingresos de nuevas centrales destaca la Central Hidroeléctrica Yuncán de 133.5 MW. Por otro lado, entre los últimos retiros de algunos grupos eléctricos que operaban para el Mercado Eléctrico, destacan las centrales térmicas Piura, Pachachaca y Verdún, los cuales suman un total de 33MW.

2.3.2 Distribución y Venta44 En el 2007, quince empresas tienen 99% de los clientes. Quince empresas (pero no las mismas quince) venden 90% de la energía a usuarios finales. Quince empresas (otra vez, no las mismas) facturan 90% del valor total facturado a usuarios finales. Las empresas Luz del Sur y Edelnor dominan por mucho a las demás, en cuanto a ventas a usuarios regulados. Otras empresas principales, pero de menos importancia en cuanto a ventas a usuarios regulados, se nombran en la Tabla 2.4.

Las primeras empresas en la Tabla 2.5 son las más importantes para clientes libres. No tienen usuarios regulados. La última, Edelnor, tiene ventas importantes a clientes libres, además de sus usuarios regulados, mencionados arriba. Luz del Sur también tiene clientes libres, pero menos que Edelnor. Los clientes libres son pocos, pero de alto consumo. Pagan menos de lo que pagan los clientes regulados. Por ejemplo, en el 2007 los clientes regulados pagan un promedio de US$ 0.089 por kWh, un poco menos de lo que se paga en los EE.UU. Los clientes libres pagan un promedio de US$ 0.054 por kWh, o sea 61% de lo que pagan los usuarios regulados. Esta

diferencia es razonable. Los clientes libres reciben servicio a tensiones medianas, altas, o muy altas. Más que 99% de los usuarios regulados reciban servicio a baja tensión mediante el sistema caro de distribución. Las Figuras 2.1 y 2.2 muestran el crecimiento de ventas y facturación. Se proyecta que la facturación total a los usuarios finales será US$ 1 800 millones en el 2007. En el 2005 fue US$ 1 575 millones. Es de notar que los clientes libres forman una parte importante del mercado. Su participación creció en la década de los 1990. En los últimos diez años quedó constante con 45% a 48% de las ventas y 34% de la facturación.

44 “Tarifas y Mercado Eléctrico,” OSINERGMIN-GART, Agosto 2007

Tabla 2.4 Empresas principales para

usuarios regulados (Osinergmin-GART

Agosto 2007)

Luz del SurEdenor

HidroandinaElectronoroeste

SealElectrocentro

Electro Sur MedioElectro Oriente

Electro Sur Este

Tabla 2.5 Empresas principales para

clientes libres (Osinergmin-GART

Agosto 2007)

EnersurEdegel

ElectroperuTermoselvaShougesa

Electro AndesEgenor

San GabánEdenor


2.3.3 Transmisión Actualmente, en el COES participan seis empresas concesionarias de transmisión (Tabla 2.6). En el Perú la actividad de transmisión está compuesta por los sistemas de alta y muy alta tensión, necesarios para transmitir la energía eléctrica de los centros de generación a los centros de consumo. La transmisión de energía eléctrica se efectúa a través del SEIN y los Sistemas Aislados, con una longitud total aproximada a comienzos de 2006 de 15 000 km de líneas de transmisión principal y secundaria, con diversos niveles de tensión superiores a 30 kV.45

El SEIN cuenta con aproximadamente 15 000 km de líneas de transmisión de las cuales aproximadamente 2 500 pertenecen al sistema principal (SPT) y el resto, la gran mayoría, al sistema secundario (SST). 46 La Remuneración Anual Garantizada (RAG) total a REP, incluyendo las partes de

los sistemas SPT y SST correspondiendo a la generación y a los consumidores, actualizada al año 2007, ascendió aproximadamente a millones US$ 62.47 La facturación por todo el sistema de transmisión se estima será aproximadamente millones US$ 200 en el año 2007, según OSINERGMIN. Esto constituirá aproximadamente 11% de la facturación total a usuarios finales. El apéndice A identifica los elementos principales del SPT. En la Figura 2.3 se señalan las partes SPT y SST de la red actual. 45 R. Nadira, H. M. Merrill, y A. Pinheiro, “Modelo para la Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión.” Informe a Osinerg por Siemens-Power Technologies Internacional, 27 febrero 2007. 46 Información disponible del MINEM a comienzos de 2006. 47 “Estudio para la Fijación de Tarifas y Compensaciones en el Sistema Secundario de Transmisión de REP.” Informe No 0200-2007, junio 2007, pág. 16.

Figura 2.1 Ventas a usuarios finales, GWh

(OSINERGMIN-GART Agosto 2007)

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Vent

as -

GW

h

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

LibresRegulados% LibresFigura 2.2

Facturación a usuarios finales, US$ millones (OSINERGMIN-GART

Agosto 2007)

$-

$500

$1,000

$1,500

$2,000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Fact

urac

ión

a U

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Fina

l(0

00,0

00)

.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

LibresRegulados% Libres


Tabla 2.6 Longitud de Líneas de Transmisión por Empresas (en km)

Tensión (kV) Total Nombre de la Empresa

220 138 60-69 ≤50 km Consorcio Energético Huancavelica 137 96 233 Consorcio Transmantaro 603 603 ETESELVA 392 392 Interconexión Eléctrica ISA Perú 262 131 393 Red de Energía del Perú (REP) 3.074 1.238 30 4.342 Red Eléctrica del Sur 428 428 Otros 719 2.067 4.552 1.545 8.883

TOTAL (km) 5.615 3.436 4.678 1.545 15.274


LEYE

NDA

Car

huaq

uer

o

Chi

clay

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CN

-14

Gua

dalu

pe 2

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CN

-17

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CN

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CN

-15

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N

San

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SIC

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SIC

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CN

-43

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SIC

N-2

8-28

SICN

-28

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CN

-37

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CN

Oro

yaSI

CN

-34

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N-5

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CN

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24

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SIS-

26

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Yau

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Figura 2.3 Instalaciones SPT y SST actuales.


Capítulo 3. Marco Conceptual

3.1 Estudios Previos Aquí notamos ciertos puntos claves para el estudio actual que se encuentran en dos informes importantes recientes.

3.1.1 Plan Estratégico para Modernización del Marco Regulatorio Un informe sobre este tema, presentado a OSINERG en junio del 2005 por Mercados Energéticos, hace observaciones y recomendaciones fundamentales y amplias para la evolución del marco regulatorio en el Perú.

• Es importante tratar correctamente la congestión, para que el mercado sea eficiente. Los agentes no veían esto como tema crítico.

• Enfatiza el rol de precios nodales, basados en costos marginales de corto plazo (en inglés, Locational Marginal Prices o “LMP”). Esta idea ha sido aplicado en la Ley 28832 y sus reglamentos.

• Observa que cuando hay congestión, es normal que los pagos por la demanda superan por mucho a los ingresos de los generadores. Observamos que los LMP pueden ser muy variables y muy altos cuando hay congestión. Esto se debe en parte al hecho que se calculan por diferenciar, en el sentido del cálculo. El diferenciar aumenta el “ruido” y amplifica efectos transitorios.

• De esto surgen dos problemas: que hacer con los excedentes y como evitar que el consumidor experimente precios muy altos. Notamos que el sistema actual no soluciona completamente este problema. Los “Ingresos Tarifarios” se comparten entre toda demanda. Son una transferencia de dinero de la

El marco regulatorio del sistema eléctrico peruano define que para el sistema SGT la asignación de cargos entre demanda y generación, y la asignación entre generadores, tiene que basarse en Beneficios Económicos. Para el SST y el SCT la asignación puede basarse en beneficios y/o uso del sistema. Bajo la LCE había dos métodos para calcular la asignación de cargos transmisión. Los Beneficios Económicos se calcularon usando PERSEO, un método que aparentemente funcionó bien, aunque con ciertos problemas. El uso del sistema se calculó mediante el método de Factores de Distribución Topológicos, un método que no coincide con requisitos nuevos de la Ley 28832. Los métodos para aplicación bajo la Ley 28832, el tema de este estudio, deben responder a doce criterios u objetivos que se muestran mas adelante.


demanda en una zona congestionada a la demanda en el resto del país. El no haber solucionado este problema es una de las raíces del Decreto de Urgencia 046-2007 publicado el 25 de noviembre del 2007.

• Sugiere ciertos requisitos para tarifas, las cuales están incluidos en los objetivos o atributos que forman una base de este trabajo.

• Menciona tres grupos de métodos para asignar tarifas de transmisión, cada uno con sus ventajas y desventajas.

1. Métodos base en el uso de la red.

2. Métodos base en costo marginal a largo plazo.

El informe menosprecia estos dos métodos porque “no son lo suficientemente representativos de los beneficios y pueden dar señales perversas a los inversores.” Ninguno de los dos cumple con los requisitos de los Artículos del Reglamento de la Ley 28832 en cuanto al uso para el SGT.

En cuanto a métodos “uso de la red,” esta opinión se basar en experiencia y en suposiciones con respecto al método FDT o métodos semejantes. Coincidimos en parte con esta opinión, en cuanto a estos métodos específicos. Sin embargo, nuestra experiencia con métodos “uso de la red” de tipo fuerza-distancia ha sido positivo. En particular, hemos visto que dan señales locacionales apropiadas sin las desventajas y complicaciones del uso de costos marginales.

En cuanto a métodos “costo marginal a largo plazo,” coincidimos con la opinión previa. Un problema serio con la aplicación de costos marginales es que son altos mientras no se refuerza el sistema y bajan en forma escalonada con refuerzos. Esto incentiva al titular de transmisión para no reforzar la red. Si al titular de la transmisión se le recompensa base en costos marginales, ganar más con congestión que sin congestión.

3. El método de los beneficiarios. Recomienda este método porque estima que se comportará mejor que los dos anteriores. En esto también coincidimos en parte, como comentamos ya, pero reconocemos (como se ha visto en aplicarlo en el Perú) que también trae sus problemas.

Un problema visible es una inestabilidad temporal. Es cierto que esto se debe en parte a cambios de año a año en demanda, hidrología, centrales nuevas, etc.

Pero un problema más serio y no generalmente reconocido es que esta inestabilidad, y ciertos resultados inconsistentes, se deben también a problemas básicos matemáticos. En particular, el método se basa en derivativos (en el sentido del cálculo), y éstas amplifican ruido. También, ciertos cálculos internos dependen en restar cifras grandes pero de casi el mismo valor. Con esto el resultado se influencia mucho por el redondeo y la precisión de las dos cifras originales.

El marco actual se asemeja mucho a lo que sugiere este informe, en particular, con aceptar un método muy parecido al “método de beneficiarios” recomendado.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 26 El problema principal que queda sin solucionar completamente es, ¿Cómo adaptar el mercado para reconocer tanto la teoría económica idealizada con el mundo real peruano? El proyecto actual es un paso más en la solución de este problemática central para el desarrollo del sector eléctrico en el Perú.

3.1.2 Planificación y Expansión de los Sistemas de Transmisión En los años 2006-2007, Siemens Power Technologies hizo un estudio sobre planificación del sistema transmisión del Perú. El informe destaca ciertas ideas claves.

• Ciertos beneficios del sistema transmisión, aunque se puedan medir, no se pueden monetarizar. La confiabilidad es uno de ellos: no podemos decir, “una mejora X en el índice de confiabilidad SAIDI (por ejemplo) vale Y dólares por año.” El costo puede monetarizarse, pero no el beneficio.

• La planificación del sistema de transmisión no puede dejarse a un mercado libre; tiene que ser centralizada. (El informe de Mercados Energéticos reconoce esto también.) Puesto que el sistema de transmisión tiene un efecto importante en el mercado, ciertos agentes tendrán intereses fuertes en la construcción de ciertos proyectos.

• La planificación del sistema de transmisión tiene que reconocer que hay incertidumbres fundamentales que no se podrán resolver de antemano. Siempre habrá riesgos por hacer – o no hacer – algo.

• Siempre podrá haber congestión. (La hay en los sistemas más adinerados del mundo, en los EE.UU., donde prácticamente no hay límites en los fondos disponibles para invertir.)

• Ciertos proyectos (una línea nueva, por ejemplo) resultan en aumentos grandes – escalones – en la capacidad de transmisión. Un sistema maduro procura instalar estos proyectos en el momento cuando el sistema actual empieza a no cumplir con los criterios de planificación. Si lo logra, el sistema siempre será sobre-dimensionado: siempre habrá más capacidad de la que necesitan los usuarios en el momento.

3.2 Métodos Actuales Bajo la LCE hasta la entrada en vigencia de la Ley 28832, se usaron dos métodos para asignar la responsabilidad de la remuneración.

3.2.1 Beneficio Económico Se empleó el excelente software PERSEO, el uso del cual mayormente cumple con las normas mencionadas arriba, con excepciones que mencionaremos a continuación. Entendemos que los agentes del mercado están bastante conforme con los resultados del empleo de PERSEO para estos fines, con una excepción que también mencionaremos. El software hace simulaciones del parque generación, basado en costos marginales. Los costos marginales de las centrales hidroeléctricas se derivan de los costos de centrales térmicas por medio de un proceso matemático. Simula aproximadamente

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 27 cuarenta series anuales de hidrología (todos los datos que hay sobre este tema) y saca los promedios relevantes. Representa la red usando un modelo de corriente directa, que a nuestro juicio es adecuado. El modelo reconoce restricciones impuestas por las capacidades de las líneas. Efectúa redespachos cuando hay congestión, por exceder la capacidad de una o más líneas. A la congestión se le debe las diferencias principales de costos marginales de un nodo a otro. Sin la congestión, los costos marginales serían distintos de un nodo a otro solo por pérdidas técnicas, las cuales son menores. Por una instalación nueva, especialmente si reduce la congestión, los costos marginales bajarán en una zona y aumentarán en otra. Significa que habrá entre generación y usuarios quienes se beneficiarán y quienes serán perjudicados por la instalación. Actualmente se ignoran los perjuicios y se asignan la responsabilidad de pago solo a los beneficiarios. Los perjudicados no reciben tarifas negativas para compensarles. A nuestro parecer esto es razonable. OSINERGMIN no ha recibido reclamos de los agentes respecto a este criterio. Como notamos arriba, la Ley 28832 reconoce que una instalación puede mejorar la confiabilidad. Una instalación puede ser justificada por esta mejora en confiabilidad, aún con poca o ninguna mejora en costos marginales. La mejora en confiabilidad puede o no acompañar un beneficio económico basado en costos marginales. Los beneficiados por la mejora en confiabilidad pueden o no ser los beneficiados económicamente, basado en cambios en costos marginales.48 El software PERSEO no mide mejoras en confiabilidad debido a una instalación, salvo en el caso extremo donde un área no podría ser abastecida o evacuada sin la instalación. El PERSEO tampoco mide el beneficio económico de una mejora en confiabilidad. El método actual parece no representar en forma correcta los beneficios que tienen que ver con congestión y con Ingresos Tarifarios. Esto no es muy importante cuando los IT son pequeños y cuando no hay congestión. En el futuro, si se introduce un mecanismo para devolver los costos de congestión del sistema actual al usuario, este error puede ser importante. Puede haber variabilidad grande en las asignaciones de costos a los generadores, basado en beneficios. Se han tenido ciertos problemas, cuando en cada revisión (antes cada año) varía la participación en el pago con respecto al periodo tarifario anterior, principalmente cuando un generador que antes no pagaba por una determinada línea, resulta que debe pagar en el siguiente periodo.

3.2.2 Uso del Sistema Para medir el uso del sistema, se emplea un método Factores de Distribución Nodal (FDT). El concepto de FDT es bastante claro. Desgraciadamente, la teoría base es un modelo de transporte, no de transmisión, que ignora ciertos elementos importantes de 48 Estas cosas se notaron en el estudio de planificación por Siemens-Power Technologies.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 28 una red eléctrica. Parece no cumplir con la Ley 28832, que requiere “considerar a los generadores que hacen uso de estas instalaciones en ambos sentidos,” no solo en el sentido de los flujos netos o los flujos preponderantes sino en flujos contrapuestos. Por esta debilidad teórica, y no por la implementación del método por profesionales competentes, dudamos que pueda modificarse para cumplir con la ley. En este modelo, la red eléctrica se representa como una red de gasoductos. De cada central sale un chorro de gas con, digamos, una composición química o un color distinto. En cada nodo los chorros de dividen y se mezclan, basado en presión y en los diámetros de los gasoductos. En cada gasoducto hay un aparato que mide el color o la composición química del gas y así determina el porcentaje que viene de cada central. El proceso se repite, al revés, para determinar el porcentaje del gas en cada gasoducto que llega a cada consumidor. De ahí se comparte la responsabilidad de pago. Este proceso se lleva a cabo en tiempo real, usando datos acumulados cada quince minutos de inyecciones (positivos o negativos) de energía medidos en cada central y nodo de consumidor, y de flujos medidos. 3.2.2.1 Problema Teórico Este método ignora un atributo fundamental de circuitos eléctricos, el Principio de Superposición. Esta ley fundamental dice que los flujos netos en una línea son la suma de los flujos proviniendo de cada generador. El flujo proviniendo de un generador es independiente de los flujos proviniendo de los demás. Si la suma de flujos proviniendo de dos generadores es cero, FDT dice que nadie está usando la línea. Esto no es correcto. Si por una autopista pasan dos camiones cargados de pescados, uno yendo hacia el norte, el otro hacia el sur, los dos usan el pavimento, los dos benefician, y los dos deben pagar peaje. El uso de la ruta por un camión no depende en acciones del otro camión. Cada camión paga peaje, independiente del otro. Con el método FDT, si uno de los camiones siempre lleva 2 kgs más de pescados que el otro, al primero se le atribuye todo el uso de la carretera. El tiene que pagar el

Transmisión no es Transporte Notamos que la red eléctrica no es un sistema de transporte, como una red de gasoductos. Al contrario, la red eléctrica es parte de un sistema integrado fuerza-distancia, como la palanca de la Figura 3.1. Aunque acostumbramos hablar de la red como si fuera un sistema de transporte, esto puede llevarnos a conclusiones equivocadas. Por ejemplo, en un sistema fuerza-distancia, nada (ni los electrones) fluye por la palanca, o de una central hacia un centro de demanda. Y elementos que pueden parecer no importantes (por llevar poca corriente) pueden ser críticos. Es la palanca en su totalidad que permite la transferencia de fuerza.

Figura 3.1

La red se asemeja más a una palanca que a un sistema de transporte.

Δ

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 29 peaje para los dos. Con pequeñas variaciones en pescados, se puede ver grandes variaciones en pagos de peaje. El trabajar con flujos netos de pescados ignora el hecho que los dos camiones usan la ruta. Exactamente la misma cosa ocurre con el emplear FDT para repartir cargos de transmisión. En la Figura 3.2, los flujos del generador G2 llegan al SEIN por las tres líneas, aunque mayormente por la línea 2-1. Los flujos del generador G3 también llegan al SEIN por las tres líneas, auque mayormente por la línea 3-1. Cada generador usa todo el sistema en forma independiente, auque en proporciones distintas. El uso de la red por generador G2 no depende en el uso de la red por generador G3 y viceversa. Los flujos netos, o instantáneos o integrados por 15 minutos, son los insumos para el método FDT. Son la superposición (la suma) de los flujos viniendo de cada generador. En hacer la suma, se pierde información. En la Figura 3.3, no se sabe que porcentaje del flujo en cada línea proviene de cada generador. El generador G3 pagará 100% de las BT por dos líneas y una parte de la tercera.

Con un pequeño cambio en generación en G3 (Figura 3.4), el generador G2 tendrá que pagar 100% de las BT por dos líneas y una parte de la tercera.

Ninguno de los dos repartos es justo. Si la línea 2-3 no existiría, G2 usaría solo la línea 2-1, y G3 usaría solo la línea 3-1. Pero con la línea 2-3, cada generador usa todo el sistema por flujos y por confiabilidad. La Ley 28832 dice que el reparto de pagos debe reconocer esto. Además, la variación grande, que puede ocurrir entre dos meses o dos años, es una incertidumbre innecesaria y molesta para los generadores. Entendemos que el uso de flujos netos preponderantes fue obligatorio bajo la LCE, pero que la Ley 28832 requiere pagos por los generadores que hacen uso de las instalaciones en ambos sentidos. A nuestro juicio el solo reconocer flujos netos, aunque en ambos sentidos, ni reconoce la ley física ni la nacional. Un flujo neto en

Figura 3.3 El método FDT hará que el generador G3

pague todo la BT de las líneas 3-1 y 3-2, y una parte de la línea 2-1.

38 MW 10 ohmios SEIN

46 MW G 13 8 MW

10 ohmios 3 ohmios92 MW G 2

100 MW

Figura 3.2 Los flujos netos son las sumas de

los flujos proviniendo de los generadores G2 y G3.

SEIN

G 13 G

10 ohmios 3 ohmiosG 2

10 ohmios

Figura 3.4 Por un pequeño cambio, el método FDT hará que el generador G2 pague todo la BT de las líneas 2-1 y 3-2, y una parte de la línea 3-1.

25 MW 10 ohmios SEIN

23 MW G 13 2 MW

10 ohmios 3 ohmios92 MW G 2

90 MW

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 30 un instante dado puede componerse de flujos bi-direccionales por las leyes físicas. Por la Ley 28832, hay que reconocerlos. El método FDT no lo hace. Ver Apéndice E. 3.2.2.2 Problemas Prácticos Además hay ciertos problemas prácticos, incluyendo los siguientes.

1. Los flujos en una línea varían mucho de hora a hora y mes a mes. Esto causa variaciones grandes en pagos de la generación y la demanda, y en recuperación de parte de los titulares de las líneas.

2. Si una línea no se usa por quedar abierta o fuera de servicio, no recibiría remuneración por no haber a quién asignar el pago.

3. Medir los flujos más a menudo no soluciona el problema de flujos netos y causa otra: la imposibilidad práctica de mantener sincronizado los relojes.

4. El método no reconoce que una línea puede tener flujos bajos, pero la línea puede ser importante por confiabilidad. Los que benefician por confiabilidad pueden no ser los que ocasionan los flujos. Con flujos bajos, FDT dice, “se usa poco, pero los que la usan pagarán.”

5. El método FDT se basa en mediciones tomadas cada 15 minutos. Son más que 35 000 mediciones por punto medido por año. Uno de nosotros tiene años de experiencia con mediciones en tiempo real para operaciones. Base en esta experiencia, constamos que la probabilidad que todas estas mediciones estén disponibles, y sean correctas, es indistinguible de cero. Sin datos, o con datos incorrectos, los resultados tienen que ser incorrectos.

Cada uno de estos problemas es el no cumplir con uno u otro de los objetivos o atributos que mencionamos a continuación.

3.3 Objetivos o Atributos OSINERGMIN identificó ciertos objetivos o atributos para evaluar los resultados de este trabajo. Mencionamos en particular:

1. Ser igualitario. Además de ser igualitario, los interesados deben entender y aceptar que los métodos son justos.

2. Cubrir todos los costos, así protegiendo las empresas transmisión.

3. Mandar señales económicas correctas. Notamos que el marco legal manda señales locacionales a la generación pero no a los consumidores regulados, por medio de las tarifas transmisión. Nos parece que esto es justo y sabio.

4. Ser previsible y estable.

5. Estar conforme con el marco normativo vigente de tarifas transmisión.

El Interés del Consumidor Los sectores generación y transmisión tienen la ciencia y los recursos necesarios para velar por sus intereses. El consumidor no cuenta ni con la ciencia ni con los recursos. Las empresas de distribución no tienen interés pecuniario para minimizar tarifas de transmisión, puesto que las recuperan de sus consumidores. Solo el Ministerio y el OSINERGMIN tienen la ciencia, los recursos, el desinterés y el mandato para velar por los intereses del consumidor.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 31 A estos añadimos:

6. Ser transparente y entendible.

7. Ser práctico, sin exagerar teorías abstractas económicas.

8. Ser razonable, no requiriendo cálculos complicados con efectos minúsculos en las tarifas. Los contadores hablan del principio de materialidad o importancia – no cuentan los clips. Por ejemplo, en el cálculo actual método de beneficio, se ignoran aquellos que tienen un beneficio menor de 1%.

9. Estar conforme con las realidades físicas del sistema eléctrico.

Luego de conversaciones con Osinergmin añadimos otros.

10. Minimizar el número de métodos distintos.

11. Mantener en lo posible métodos actuales aceptados.

12. Puesto que la diferencia legal entre SGT y SCT solo depende en si un proyecto se licita, usar los mismos métodos para SGT y SCT.

Los criterios no incluyen, “Las tarifas tienen que bajar para todos.” Notamos que Joseph T. Kelliher, Presidente de la FERC (Comisión Federal Reguladora de Energía de los EE.UU.) dijo hace poco que “La FERC tiene el deber legal de asegurar que las tarifas sean justas y razonables. No significa que tenemos que garantizar que cada inversión [en generación] sea rentable.” Entendemos que todos los agentes querrán que sus costos de transmisión bajen. Obviamente, no es posible. Si las tarifas bajan para unos, tienen que subir para otros. Esto es porque en el Perú, como en muchos países, las tarifas tienen que recuperar toda la base tarifaria de transmisión.

3.4 Proyectos Ejemplo El Plan Transitorio de Transmisión para el período 2007-2008 incluye hasta la fecha los proyectos identificados en la Tabla 3.1. En la tabla mencionamos los beneficios correspondientes a cada proyecto. Esta tabla contiene proyectos que son ejemplo en

“El adorar al principio de precios de costos marginales puede dañar . . . la eficiencia económica . . . Hay que librar los precios de objetivos sacrosantos de eficiencia y enfrentar objetivos comerciales más mundanos e inmediatos. “Por lo general, precios ‘inelegantes pero inteligentes’ son preferidos al uso estricto o de rutina de formularios complicados o inflexibles dirigidos a objetivos ilusorios de eficiencia, o dependiendo en suposiciones mal-concebidas. “En fin, desde el punto de vista regulatorio, pautas, supervisión, reglas bien definidas . . . tienen más sentido que sujetar la empresa eléctrica con la camisa de fuerza de una teoría particular de precios.”

Witold Teplitz-Sembitsky, “Electricity Pricing: Conventional Views and New Concepts.”

Energy Series paper no. 52, The World Bank, Washington, marzo del 1992.

“La ‘receta médica’ principal micro-económica es que precios deben igualar a costos marginales. Si la teoría económica puede aportar algo a precios regulados, aquí tenemos que empezar.”

Alfred E. Kahn, The Economics of Regulation, Vol. 1.

John Wiley & Sons, New York, 1970, pág. 65. Pero después siguen más de 20 páginas donde Kahn explica en detalle que “empezar” no significa “terminar.” Al contrario, hay que adaptar la teoría por muchas razones prácticas.


Nombre del ProyectoSGT

1 Línea Chilca-Planicie-Zapallal 220 kV o 500 kV

2 Línea 220 kV Machupicchu-Cotaruse

3 Segundo circuito Talara-Piura

4 Reforzamiento Interconexión Centro-Sur5 Línea Vizcarra-Huallanca-Cajamarca-Carhuaquero

6 Línea 220 kV Carhuamayo-Paragsha y ampliación SE

7 Linea 220 kV Paragsha-Vizcarra, y ampliación SE

SCT8 Demanda.9 Demanda.

10 Demanda.

11 Demanda.12 Demanda.13 Demanda.14 Demanda.15 Demanda.

16 Demanda.17 Demanda.

18 Demanda.19 Demanda.20 Demanda.

Beneficios y Beneficiarios

Línea Azángaro-Putina-Ananea-Huancané 60 kV, SE Azángaro 138-60/22.9 y Huancané 60/22.9/10 kV.Línea Tocache-BellavistaLínea Antamina-Huarí 60 kV y SE Huarí 60/22.9/10 kVLínea Cajamarca-Cerro Corona 220 kV y SE Cerro Corona

4 interruptores 60 kV en SE TacnaCambiar de T a PI, SE La Cruz, Nautilus, Cabeza de Baca 60 kVLínea Huayucachi-Huancayo Este-Parque Industrial 60 kV y SE Huancayo Este 60/22.9/10 kV, 25 MVALínea Carhuaquero-Jaén, 138 kV, SE Jaén 138/60 kV y Carhuaquero 220/60/22.9

Líneas 138 kV y 66 kV San Gaban-Masuko-Puerto MaldonadoCompensación reactiva, zona San Mateo-Casapalca-Morococha-Pachachaca 6 MVAR, 50 kVCompensación reactiva, área Tacna, 12 MVAR, 60 kVCambiar de T a PI, subestaciones Machahuay y Huanta 60 kV

Pequeño aumento en fiabilidad por un tramo; bajar congestión (beneficios económicos) por todos los tramos, dependiendo en las incertidumbres.Mejora en fiabilidad, probable menor beneficio económico (solo pérdidas).Mejora en fiabilidad, probable menor beneficio económico (solo pérdidas).

Transformador 50 MVA 138/60 kV y enlace Pierina-Huaraz

Posible baja en congestión (beneficios económicos), dependiendo en desarrollo de generación en el norte.Baja en congestión (beneficios económicos), mejor fiabilidad.Beneficio económic solo en cuanto a pérdidas. Beneficio principal es mejora en fiabilidad para demanda y generación.Bajar congestión, beneficios económicos.

el sentido que ilustran el espectro de problemas prácticos y teóricos que tenemos que enfrentar en la asignación de cargos de transmisión.

Tabla 3.1 Proyectos SGT y SCT ya anunciados. 49

3.5 Taxonomía En la Figura 3.5 se dibujan los distintos tipos principales de instalaciones SPT, SST, y SCT. Instalaciones SGT no aparecen en la Figura 3.5. El intento no escrito es que equivalan principalmente a instalaciones SPT o SCT(1). Notaremos algunos elementos especiales concernientes a algunas instalaciones de la Figura 3.5.

• El elemento SSTG/D(1) empezó como tipo SPT. Al evolucionar el sistema, los flujos llegaron a ser preponderantes, y por la LCE se convirtió en SST. Tal

49 El Peruano, 23 nov. 2006 págs. 333328-333329; 23 marzo 2007 pág. 342592; 25 ago 2007 pág. 352153.


conversión no ocurrirá en el futuro, bajo la Ley 28832. Una línea nueva semejante (SCTG/D(1)) sería SGT si fuera licitada.

• En igual manera, la línea SPT(1) y la línea SSTG adyacente nacieron como líneas SSTG. Al conectarse una demanda importante, la línea SPT(1) tenía flujos bi-direccionales. Bajo la LCE pasó a ser SPT. Tal conversión no ocurrirá en el futuro, bajo la Ley 28832.

• Las líneas SSTD y SSTG en la parte superior no cambiarán de tipo aún si en el futuro entran generación o demanda nuevas en líneas de demanda o generación, respectivas.

• Las líneas SSTG/D(2) y SCTG/D(2) (a menos que fuera licitada) conectan zonas radiales contando con generación y demanda. Reparto de cargos en estas zonas parece ser sencillo pero puede presentar problemas de equidad, como notaremos en adelante.

• La región SCTG al inferior de la figura presenta problemas especiales en el reparto de cargos entre los generadores de la región, como notaremos en adelante. El sistema Mantaro-Lima SSTG es bastante más complicado que este, con múltiples conexiones al SEIN, incluyendo una parte del puente entre el sistema central y el del sur.

En la Tabla 3.2 se describe el método actual de asignación de pagos para instalaciones SPT y SST, y lo dispuesto en la ley y el reglamento en cuanto a instalaciones SGT y SCT. En la Tabla 3.2 indicamos en negrita la supuesta designación de instalaciones futuras. Pero según la ley, instalaciones SGT se diferencian de SCT que surjan del Plan de Transmisión solo por ser licitadas.

Tabla 3.2 Reparto de Pagos Entre Generación (G) y Demanda (D)

Métodos Actuales (SST y SPT) y Dispuestos por la Ley (SGT y SCT) Tipo Reparto G/D Reparto entre G Reparto entre D SPT 100% demanda Estampillado por SEIN SSTG/D(1) Beneficio Económico Beneficio Económico Estampillado por SEIN SSTG/D(2) Uso Estampillado local Estampillado local SSTG/D(3) Uso-100% generación Uso (FDN) SSTD Dedicado a demanda Estampillado local SSTG Dedicado a generación Uso (FDN)

SGTG/D SCTG/D mallado (como SSTG/D(1))

Beneficio Económico Beneficio Económico Estampillado por SEIN

SCTD 100% demanda SCTG 100% generación SCTG/D (como SSTG/D(2))

Figura 3.5 Ejemplos de Instalaciones SPT, SST, y SCT

SSTD SSTG/D(1) SSTG

GG SPT

SCTG/D(1)SCTD

SPT SPT

G SCTG/D(2) SPT(1) SSTG/D(2) G

G SSTG/d(3)SCTG G

G


Capítulo 4. Selección de Métodos

4.1 Métodos Actuales en el Perú En el capítulo anterior, presentamos dos métodos en uso en el Perú, para asignación de cargos de transmisión. El método Beneficio Económico, usado para el SST, es adecuado con ciertas excepciones. Produce fluctuaciones grandes en costos. No representa beneficios de mejoras en confiabilidad. No representa en forma completamente correcta los Ingresos Tarifarios en el cálculo de beneficios. El método Uso de Sistema FDT es deficiente en sus bases teóricas. Esto es la causa de problemas ya notados y de otros que no han sido aparentes todavía.

4.2 Métodos Alternativos “Beneficios Económicos” Recomendamos seguir usando PERSEO para calcular Beneficios Económicos y para asignación de cargos para el SGT, el SST, y el SCT entre generación y demanda, y entre generadores, salvo en casos excepcionales. Recomendamos emplear un filtro digital, para amortiguar las variaciones anuales. Recomendamos repartir los costos

Evaluamos variaciones en el cálculo de Beneficios Económicos para proyectos SST y para la asignación de cargos para tales proyectos. Se debe aplicar el mismo método para asignar pagos entre demanda y generación para instalaciones SGT y SCT, con tres ajustes.

1. Un filtro memoria infinita para disminuir las variaciones anuales.

2. Un ajuste para reconocer mejoras en confiabilidad. 3. Reconocer Ingresos Tarifarios en los beneficios.

Recomendamos un método distinto para calcular beneficios económicos para zonas sin diferenciación en costos marginales. Recomendamos asignar costos entre los generadores en proporción a Beneficios Económicos. Cuando hay que usar el criterio Uso de Sistema para ciertos proyectos SST, los costos deben repartirse entre los generadores en proporción a GWh/ohmio (una medida Fuerza/Distancia de Uso de Sistema). Ciertos elementos del SST Mantaro-Lima, y otras líneas SST en la región Lima, tienen características especiales y podrán necesitar pequeñas modificaciones excepcionales.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 35 por beneficio económico y por mejoras en confiabilidad. Recomendamos incluir Ingresos Tarifarios en forma mejor en el cálculo de beneficios. Analizamos cuatro alternativas, las cuales podrían adaptarse una por una o en conjunto, con la excepción que, según los Artículos del Reglamento de la Ley 28832, representar beneficios de mejoras en confiabilidad es obligatorio.

1. Seguir con el método actual (Método 1). En sus aspectos importantes, este es el método propuesto en el estudio previo de Mercados Energéticos. Ya hemos mencionado las ventajas y ciertos defectos que tiene este método.

2. Implementar un filtro digital para amortiguar variaciones en asignaciones de costos(Método 2). (Analizamos varias posibilidades.)

3. Compartir los costos entre los que benefician económicamente y por mejora de confiabilidad (Método 3).

4. Mejorar la representación de Ingresos Tarifarios en el cálculo de los Beneficios Económicos (Método 4).

Mencionamos que ya analizamos los otros dos métodos mencionados (pero no recomendados) por Mercados Energéticos en el estudio previo. Coincidimos en descartar el método de costos marginales a largo plazo. Ninguno de los dos cumple con los requisitos de los Artículos del Reglamento de la Ley 28832 en cuanto al SGT.

4.3 Evaluación y Selección de Método para Pagos SGT Basamos nuestras simulaciones mayormente en datos históricos reales.

4.3.1 Descripción del Método Actual Beneficio Económico (Método 1): Metodología y Criterios

4.3.1.1 Base Económica La base económica del Método 1 es el concepto que los beneficiarios se identifican y pagan los costos. Los costos son la Base Tarifaria (BT). Los beneficios son las diferencias en pagos (para usuarios) y ingresos netos (para generación). Estos pagos se basen en costos marginales de barra que se aplican para ventas y compras de energía.

Mejoras en Confiabilidad Por razones de respaldo o confiabilidad un sistema eléctrico maduro siempre está sobre-dimensionado. Se ha decidido que la mejora en confiabilidad vale el costo, pero nadie sabe como calcular su beneficio económico. En un sentido es como el sistema de oxígeno de urgencia, los chalecos salvavidas, y las salidas de emergencia de un avión. Su valor económico es desconocido, pero se ha decidido que basta para justificar el costo. ¿Y el uso del equipo? Claro que no se usan en el mismo sentido que usamos los asientos, el sistema normal de aire, y los motores. Pero dependemos del sistema de emergencia en cada vuelo. No medimos su uso en la misma manera que podemos medir el Uso de Sistemas de uso normal. Las instalaciones eléctricas para mejorar confiabilidad también se usan cada día. Pero su uso no se mide según los amperes que transmiten.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 36 4.3.1.2 Sistemas donde se ha Aplicado El método se ha aplicado en, entre otros países, Argentina y Perú. En los Estados Unidos los costos de transmisión en una zona son repartidos entre los usuarios en otras maneras, generalmente estampillado por zona. Pero transmisión a través de una zona, donde los agentes que entregan y reciben la energía son ajenos de la zona, se ha cobrado por peaje. A veces el peaje por usar la zona se base en la diferencia en costos marginales en las barras de entrega y retiro de la zona. Comentaremos más adelante sobre los resultados de su aplicación en el Perú. 4.3.1.3 Descripción del Método Actual Aquí damos una descripción abreviada del método actual, modificándolo para reconocer ciertos detalles requeridos por la ley y el reglamento nuevos. Se define la configuración generación-demanda-transmisión a partir de la entrada en servicio de la instalación nueva, para los cinco años próximos. Estos datos vienen de los estudios de planificación de transmisión. Se ejecuta un modelo de despacho hidrotérmico, con representación de la red de transmisión, que tome en cuenta la incertidumbre de los caudales por medio de simulaciones repetitivos de secuencias históricas. Entendemos que otras incertidumbres (por ejemplo, crecimiento de la demanda, desarrollo del sistema generación, precios de combustibles) se tratan como determinadas. Nos parece que esto es adecuado, para fines de repartición de costos de transmisión. De las simulaciones, se recogen los precios base en costos marginales en las barras de generación y demanda. Se calculan los pagos por la demanda y los ingresos netos de la generación, “con” y “sin” la instalación nueva. Las diferencias entre los pagos “con” y “sin” la instalación nueva son el beneficio para cada nodo de demanda. Las diferencias entre los ingresos netos “con” y “sin” la instalación nueva son el beneficio para cada nodo de demanda. El beneficio para la generación es la suma de los beneficios para cada generador, ignorando aquellos cuyos beneficios son negativos o que no superan a 1% del beneficio total. El beneficio demanda se calcula en forma semejante. La Base Tarifaria se reparte entre la generación (BTAG) y la demanda (BTAU) en proporción a los beneficios generación y demanda. Esto se hace por única vez. Entre los generadores, la repartición de la BTAG en proporción a sus respectivos Beneficios Económicos se actualiza cada año. Entre los usuarios, de la BTAU se le descuenta el Ingreso Tarifario. El resultado se llama Peaje de Transmisión. Este Peaje se divide por la demanda (kWh) y se le agrega a los precios en barra. Se actualiza cada año.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 37 4.3.2 Resultados: Comportamiento del Método Actual Las Figuras 4.1 y 4.2 representan los costos anuales asignados a la generación y entre empresas generadores por dos líneas SST, basado en Beneficios Económicos. Podemos suponer que aplicar este método a instalaciones SGT y SCT daría resultados semejantes. Se nota que la variación año por año puede ser enorme, tanto por la asignación total a la generación como por la asignación entre empresas generadoras. La variación en la asignación a cada generador se debe a la variación en la asignación total a la generación y a la variación en Beneficios Económicos. ¿Por qué puede haber variaciones en Beneficios Económicos? Una de las razones es que la demanda y la generación así como su ubicación no crecen uniformemente en cada nodo del sistema. Por lo tanto los flujos año a año en cada línea no guardan la misma proporción, especialmente en algunas líneas que se son de flujo bi-direccional Si hay congestión, los beneficios para una línea nueva pueden ser muy grandes. Las variaciones mencionadas en el párrafo anterior se magnifican en este caso. Si no hay congestión – el caso más común en el Perú y en otros países – los beneficios de una línea nueva provienen de diferencias en pérdidas técnicas, las cuales son pequeñas. Los flujos tienen más tendencia a ser bi-direccionales si no hay congestión. Los beneficios de una línea nueva con flujos bi-direccionales son relativamente más variables. En todos casos, sin congestión las pérdidas son una pequeña cola moviendo un perro grande (la asignación de la Base Tarifaria).

Figura 4.1 Evolución de costos para empresas generación, base en

Beneficios Económicos, línea L238 (OSINERGMIN, archivo EVOLUCION-GD)

10,000

100,000

1,000,000

10,000,000

2003 2004 2005

Pago

s A

nual

es -

US$

EGECAHUA

EDEGEL

EEPSA

EGASA

EGEMSA

EGENOR

ELECTROANDES

ELECTROPERU

ENERSUR

SAN GABAN

TOTAL GENERACIÓN

Figura 4.2 Evolución de costos para empresas generación, base en

Beneficios Económicos, línea L232 y L233 (OSINERGMIN, archivo EVOLUCION-GD)

10,000

100,000

1,000,000

10,000,000

2003 2004 2005

Pago

s An

uale

s - U

S$

TERMOSELVA

EGECAHUA

EDEGEL

EGASA

EGEMSA

EGENOR

ELECTROANDES

ELECTROPERU

ENERSUR

ETEVENSA

SAN GABAN

TOTAL GENERACIÓN

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 38 Si asignaciones de la BTAG entre generadores para instalaciones SGT tienen variaciones, como se notan en las Figuras 4.1 y 4.2, imponen incertidumbres y riesgos a las empresas generadoras. Teóricamente, podrían comprar pólizas de seguros para protegerse, pero no hay, y serían muy caros si hubieran. Sin seguros, los generadores esperarán una tasa de rentabilidad un poco más alto antes de estar dispuestos a invertir. Un método sencillo para disminuir la variabilidad, es amortiguarla con un filtro digital.

4.3.3 Filtro Digital (Método 2) Filtros digitales pueden ser complicados o sencillos. Tal vez el mejor conocido es el filtro Kalmann, inventado en los años 1960. Este no es indicado aquí por no existir un modelo dinámico de la evolución de la asignación de costos. También hay varios filtros digitales de uso en sistemas de comunicaciones, terrestres y espaciales, pero tienen complicaciones, y requieren suposiciones que no apoyamos. No consideramos filtros con anticipación. Responderían más rápido a cambios fundamentales, pero tienen la desventaja de acentuar variaciones aleatorias. Para nuestros fines, más valen filtros sencillos infinitos o finitos. Suponemos que queremos diseñar un filtro que amortigüe variaciones al azar y que responda a cambios fundamentales en los Beneficios Económicos. En lo que sigue,

• PP = Asignación final de Pago anual por un generador para una instalación,

• P = Asignación filtrada de Pago anual por un generador para una instalación,

• Pcrudo = Asignación preliminar de Pago anual por un generador para una instalación, calculada como se acostumbra hacer usando simulaciones,

• α, β, γ, etc., son factores de ponderación, y

• i indica el año. Analizamos varios filtros de dos tipos.

1. Un filtro de memoria infinita, de la forma P(i) = (1-α)PP(i-1) + αPcrudo(i).

• Consideramos α = 0.25, α = 0.5, y α = 0.75. Con α bajo, el filtro prestará más atención a la historia que a los cálculos del año actual, y viceversa. Ver la Figura 4.3, donde los valores Pcrudo(i) son escogidos al azar.

2. Un filtro de memoria finita tiene la forma P(i) = αPcrudo(i) + βPcrudo(i-1) + γPcrudo(i-2) + . . . ,

Figura 4.3 Filtros de memoria infinita

0

20

40

60

80

100

120

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Año

Pag

o

Pcrudo0.250.50.75


donde α+β+γ+ . . . = 1. Todos los filtros analizados tienen cuatro términos. Ver la Figura 4.4, que emplea los mismos valores Pcrudo(i) que la Figura 4.3.

• Uniforme: α = β = γ = δ = 0.25.

• Lineal: α = 4/10, β = 3/10, γ = 2/10, y δ = 1/10.

• Fibonacci: α = 5/11, β = 3/11, γ = 2/11, y δ = 1/11.

• Cuadrático: α = 16/30, β = 9/30, γ = 4/30, y δ = 1/30. La serie Pcrudo se asemeja a los datos de las Figuras 4.1 y 4.2. Exhibe variaciones que parecen ser al azar y variaciones que parecen ser fundamentales – un escalón positivo en el año 3 y una disminución fuerte en los años 7 a 10. Permite ver como los filtros responderían a variaciones al azar y fundamentales. De los filtros infinitos, el de α = 0.5 parece comportarse en forma más razonable. Responde a cambios fundamentales pero no tanto a las variaciones al azar. Lo mismo se puede decir de los filtros Fibonacci y lineal. En la Figura 4.5 comparamos el filtro finito lineal al filtro infinito (α = 0.5). Son muy parecidos. Recomendamos el filtro infinito con α = 0.5 por ser más sencillo y por poder arrancarse con solo un año de datos históricos. 4.3.3.1 Cierre del Pago El cierre del pago total al transmisor se realizará por multiplicar el pago filtrado por cada generador “j”, PPj(i), por un factor “f” para determinar los pagos finales. Se hace por la ecuación siguiente: ΣPj(i) = Σf x PPj(i) = BTAG(i).

4.3.4 Beneficios Económicos y de Confiabilidad 4.3.4.1 Base Económico El Beneficio Económico de Mejoras en Confiabilidad tiene que ver con evitar o disminuir las inconveniencias que acompañan un apagón. Para facilitar la redacción y

Figura 4.4 Filtros de memoria finita

0

20

40

60

80

100

120

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Pago

PcrudoUniformeLinealFibonacciCuadrático

Figura 4.5 Filtros de memoria infinita y finita

0

20

40

60

80

100

120

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Año

Pag

o

PcrudoFinito (lineal)Infinito (0.5)

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 40 la lectura, diremos “Beneficio Económico” para referirnos a “Beneficios Económicos derivadas de cambios en precios de barra base en costos esperada.” Diremos “Mejoras en Confiabilidad” para referirnos a “Beneficios Económicos por Mejoras en Confiabilidad, no considerando cambios en precios de barra base en costos marginales.” Interrupciones de servicio, o apagones, usualmente se deben a fallas relativamente cortas en el sistema transmisión y, especialmente, en el sistema distribución. Siendo cortos, normalmente involucran poca energía. Las inconveniencias que los atienden tienen poco que ver con el valor de las ventas o compras de energía interrumpidas. Para la generación, las inconveniencias tienen principalmente que ver con los daños que puedan acompañar la pérdida súbita de carga y las complicaciones que pueden acompañar el arranque. Para la demanda, las inconveniencias tienen que ver con impactos en procesos industriales o comerciales o con actividades cotidianas del consumidor. Se puede suponer que la planificación del sistema de transmisión logra un equilibrio más o menos eficiente entre los Beneficios Económicos más los beneficios de Mejora de Confiabilidad, comparado al costo, por los proyectos incluidos en el plan. (El modelo de planificación desarrollado por Siemens-Power Technologies, ya mencionado, es una ayuda grande para lograr este fin.) Esto implica que los proyectos incluidos en un plan dado tienen beneficios sociales (económicos o de confiabilidad o una combinación de los dos) más o menos iguales, comparados a sus costos. Entonces es razonable asignar sus BT a los que perciban Beneficios Económicos, o Mejora de Confiabilidad, o los dos, como requiere la ley. 4.3.4.2 Sistemas donde se ha Aplicado Normalmente no se procura identificar los que benefician de mejoras en confiabilidad debido a proyectos de transmisión. En casos donde un usuario o un generador requiera confiabilidad fuera de lo normal, a veces se le cobra una parte, o la totalidad, del costo anormal. 4.3.4.3 Criterios Propuestos – Método 3

1. Si el Beneficio Económico de una instalación supera por 90% a la Base Tarifaria (BT), se reparte toda la BT entre los beneficiarios económicos.

2. Si el Beneficio Económico de una instalación es menor que 10% de la Base Tarifaria, se reparte toda la BT entre los que benefician de la mejora en confiabilidad, en proporción a sus GWh esperados de generación o consumo.

3. Si el Beneficio Económico de una instalación es z% de la Base Tarifaria, con z% entre 10% y 90%, se reparte la BT en forma proporcional entre los beneficiarios económicos (z%) (en proporción a sus Beneficios Económicos) y los beneficiarios de confiabilidad, (100% - z%) (en proporción a su generación o consumo).

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 41 El método para calcular los Beneficios Económicos ya se explicó. Estos criterios y el Método 3 se aplican a dos asignaciones de pagos:

1. Entre generadores, repitiéndose cada año para SGT, y

2. Entre demanda y generación, haciéndose por única vez. La asignación entre demanda y generación se basa en un análisis de cinco años a partir de la entrada en servicio esperada del proyecto. Para aplicar los criterios descritos arriba, se compara la suma de los beneficios anuales por los cinco años a la suma de los BT para los mismos cinco años. El pago de la parte asignada a la demanda se asigna a toda la demanda del SEIN, de acuerdo con la ley. 4.3.4.4 Método 3 – Conceptos Generales Los agentes cuya confiabilidad se mejora por una instalación son los subconjuntos de consumidores y de generación cuyo vínculo con la parte preponderante del SEIN incluye la instalación, o sea los que están “aguas arriba” de la instalación. Es razonable asignar responsabilidad entre demanda y generación en proporción al consumo o producción anual de estos subconjuntos, ambos medidos en GWh. Los GWh esperados de generación vienen de las simulaciones por los cinco años a partir de la entrada en servicio esperada del proyecto. Los GWh esperadas de consumo vienen de estudios hechos por los mismos cinco años por las empresas de distribución, fiscalizados por COES, y deben ser insumos para la simulación. Los GWh de generación y demanda son el promedio de los cinco años estudiados. Para instalaciones en zonas enmalladas o aisladas, donde no es claro quien se vincula con la parte preponderante del SEIN por una instalación, por incomparecencia toda la generación y la demanda de la zona se consideran beneficiados por Mejora de Confiabilidad. Tal zona puede ser grande; en el límite, puede abarcar todo el SEIN. 4.3.4.5 Datos de Planificación e Incertidumbres En estos cálculos se deben emplear los mismos datos empleados o generados en la elaboración del Plan Anual de Transmisión. Sin embargo, para elaborar el Plan es necesario considerar no solo valores esperados o centrales para ciertas incertidumbres, sino también valores extremos. ¿Por qué empleamos solo valores esperados para el reparto de los pagos? En nuestra experiencia, la incertidumbre (la varianza, como porcentaje del valor central) en la demanda en las barras individuales a menudo es mayor que la incertidumbre (la varianza, como porcentaje del valor central) en la demanda total de un sistema. El Beneficio Económico de la demanda en una barra, BED, por una instalación, es

BED = D x (ΔPrecio en la Barra),

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 42 donde D es la demanda en la barra y (ΔPrecio en la Barra) es la diferencia en Precio en la Barra, con y sin la instalación. Supongamos que los precios en una barra son relativamente invariables (porque dependen mayormente en la demanda total del SEIN) frente a variaciones en demanda en la barra, sin variaciones en la demanda total. Entonces el BED dependerá solo en D. Sabemos que no sabemos exactamente cuanto será D en un año futuro. Supongamos que el valor esperado de D futura también es el mediano en el sentido probabilístico. Entonces cuando llegamos al futuro y la demanda se realiza, con probabilidad 0,5 será superior o inferior al D pronosticado. Significa que con probabilidad 0,5 el pago asignado a la demanda, la BTAU, que será proporcional al BED, será o alto o bajo comparado a lo ideal. Ahora, supongamos que, para fines de asignación de pagos, usamos un pronóstico extremo para la demanda, digamos 90%/10%. Significa que con probabilidad 0,9 la demanda futura serán inferior al valor pronosticado. Con esto, con probabilidad 0,9 el BED actual será inferior al valor pronosticado. Entonces con probabilidad 0,9 la asignación del pago a la demanda, la BTAU, será alta. A nuestro juicio una asignación 50%/50% es más igualitaria, justa y razonable que una asignación que probablemente favorecerá a algún grupo. Reconocemos que el argumento que acabamos de hacer depende en linealizaciones. Sin embargo, es válido porque para señales pequeñas los sistemas eléctricos son lineales. Además, no hay un buen alternativo. Para emplear distribuciones probabilísticas para las incertidumbres, habría que conocerlas, incluyendo sus correlaciones, y no son conocidas. Hay otras incertidumbres también. La más importante es la hidrología, para la cual existe un buen modelo probabilístico. Recomendamos, pues, que las simulaciones de generación y precios en barra se hagan por todos los series hidrólogos disponibles, sacando los promedios. Los generadores nuevos que aparecerán y las fechas de entrada en servicio de generación de instalaciones de transmisión son inciertas y podrán afectar los Beneficios Económicos y de Mejora de Confiabilidad. Sin embargo, si la planificación se basa en, y produce, valores esperados para las fechas de entrada, a nuestro juicio es válido usarlos para reparto de pagos. Por supuesto, si una instalación se atrasa, los pagos para ella misma serán afectados. Si se trabaja con, digamos, seis escenarios futuros de desarrollo del parque generación, no vale calcular los Beneficios Económicos por un proyecto bajo cada escenario y sacar el promedio, a menos que sepamos la probabilidad de cada escenario y que sepamos que representan todos los futuros posibles. Los precios de combustibles son inciertos también. Pero afectarán por poco al despacho, porque cada combustible ocupa su propio estrato, y son bien separados.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 43 Por ejemplo, es muy improbable que el costo del carbón sea inferior al costo de gas nacional. Por lo tanto, no habrá competencia operacional entre centrales de gas y carbón. Lo mismo ocurre entre carbón y petróleo y entre petróleo y diesel. Si el precio del combustible marginal varía, afectará a todos los precios marginales de barra en forma proporcional, salvo tal vez donde hay congestión. Por lo tanto, los repartos que se hacen en proporción a precios marginales no se verán afectados, y un reparto base a valores esperados no será muy injusto. Notamos que en mercados tradicionales basados en recuperación de inversiones y costos, las tarifas se basan o en datos históricos o en valores esperados futuros. 4.3.4.6 Método 3 – Reparto entre Generación y Demanda El reparto de la BT entre generación y demanda por un proyecto futuro se hace por los siguientes pasos.

1. Se calculan los Beneficios Económicos por la demanda y la generación, BED y BEG, por cinco años a partir de la entrada en servicio esperada del proyecto.

2. Se calculan el consumo por la demanda aguas arriba del proyecto, GWhD, y la producción por la generación aguas arriba del proyecto, GWhG, por cinco años a partir de la entrada en servicio esperada del proyecto.

3. Se calcula el Beneficio Económico total, BE = BED + BEG.

4. Se compara el BE a la Base Tarifaria, BT, y se calcula la BT por Beneficios Económicos, BTBE y la BT por Mejoras en Confiabilidad, BTC, por las ecuaciones siguientes.

BTkBTBTBTBTkBT

BTBTBT

BEC

BE

CBE

×−=−=×=+=

)1(

Aquí,

k = 1 si BE/BT > 0.9 k = BE/BT si 0.9 > BE/BT > 0.1 k = 0 si 0.1 > BE/BT.

5. Se calculan la BTAU y la BTAG por las ecuaciones siguientes.

GD

GC

GD

GBE

GD

DC

GD

DBE

GWhGWhGWhBT

BEBEBEBTBTAG

GWhGWhGWhBT

BEBEBEBTBTAU

++

+=

++

+=

4.3.4.7 Método 3 – Reparto Anual entre Generadores Las actualizaciones anuales de asignación entre los generadores sigan los mismos tres pasos.

1. Se calcula el Beneficio Económico de la generación por el año siguiente, BEG = ΣBEi, donde los “i” indican los generadores con Beneficios Económicos.


2. Se calcula la producción por la generación aguas arriba del proyecto, GWhG = ΣGWhi.

3. Se compara el BEG a la BTAG, y se calcula la BTAG por Beneficios Económicos, BTAGBE y la BTAG por Mejoras en Confiabilidad, BTAGC, por las ecuaciones siguientes.50

BTAGkBTAGBTAGBTAGBTAGkBTAG

BTAGBTAGBTAG

BEC

BE

CBE

×−=−=×=

+=

)1(

Aquí,

k = 1 si BEG/BTAG > 0.9 k = BEG/BTAG si 0.9 > BEG/BTAG > 0.1 k = 0 si 0.1 > BEG/BTAG.

4. Por cada generador “i” se calcula su BTAGi anual por la ecuación siguiente.

G

iC

G

iBEi GWh

GWhBTAGBEBEBTAGBTAG +=

Hay que notar que si el generador “i” tiene Beneficios Económicos y de Mejora en Confiabilidad, BEi y GWhi serán positivos. Si no se encuentra en uno de los conjuntos beneficiados, entonces BEi = 0 o GWhi = 0.

5. Las BTAGi anual se dividen por 12 para calcular los pagos mensuales por el generador “i”.

4.3.4.8 Simulaciones y Ejemplos Repartamos la BT entre BTAG y BTAU para el segundo circuito Talara-Piura que se encuentra en el plan transitorio de transmisión. Ver Figura 4.6. Los cálculos serán por cinco años después de su fecha esperada de entrada en servicio. En el estudio anterior de Siemens-PTI se determinó que los flujos no sobrepasarían la capacidad del circuito actual, 150 MW. Ver Figura 4.7. La zona al norte de Piura es deficiente en generación. Por esto los flujos son muy preponderantes hacia el norte (sentido negativo en la Figura 4.7). Sin congestión, el único afecto económico del segundo circuito se deberá a la disminución de pérdidas técnicas entre Piura y Talara. Los precios en barra en Talara y el norte se disminuirán, pero por poco – probablemente por mucho menos de la BT anual, unos US$ 1,5 millones.

50 La BTAG, como proporción de la BT, quedará invariante. Sus componentes BTAGBE y BTAGC podrán variar de año a año. La variación será amortiguada, comparado a lo que se podría experimentar, por filtrar (Método 2) la suma de los pagos que cada generador hace por una instalación, sea por Beneficios Económicos o por Mejoras de Confiabilidad o por los dos.

Figura 4.6 El plan transitorio de transmisión incluye un segundo circuito entre

Talara y Piura.


1. Caso 1. Supongamos que los Beneficios Económicos no llegan al 10% de las BT. Entonces BTC = BT, y los US$1,5 millones anuales se dividirán por Mejora de Confiabilidad entre BTAG y BTAU en proporción a la producción y consumo al norte de Piura.

2. Caso 2. Supongamos que los Beneficios Económicos llegan al 15% de las BT, 10% a la demanda del norte, y 5% a ciertos generadores en Piura y Chiclayo.

a. Entonces BTC = 85% de los $1.5 millones, o sea $1.3 millones. Esto será dividido entre BTAG y BTAU en proporción a la producción y consumo al norte de Piura.

b. La BTBE = 15% de los $1.5 millones, o sea $0.2 millones. Esto será dividido entre BTAG y BTAU en proporción a los BED (67%) y BEG (33%).

c. Entonces la BTAG tendrá dos componentes, una por Mejoras en Confiabilidad y la otra por BE. Lo mismo ocurre por la BTAU.

Cuando se hace el reparto anual entre los generadores, ciertos generadores en Chiclayo y Piura compartirán la BTAGC, y los generadores en Talara y el norte compartirán la BTAGBE. La BTAU se estampilla por toda la demanda del SEIN.

4.3.5 Ingresos Tarifarios – Método 4 4.3.5.1 Base Económica La base económica de los Ingresos Tarifarios (IT) es una imperfección de sistemas de precios base en costos marginales. En estos sistemas, la totalidad de los pagos que efectúan los usuarios no necesariamente iguala a la totalidad de los ingresos de los generadores. Las cuentas no cierran. Normalmente los usuarios pagan más que lo que reciban los generadores, especialmente donde hay congestión. Llamemos esto “Pagos Excesivos por la Demanda,” o PED. Los PED son la diferencia entre los pagos por los usuarios y los ingresos de los generadores. Pertenecen al usuario. 4.3.5.2 Sistemas que lo han Aplicado Los PED y mecanismos como los IT existen en el Perú y en otros países. En el Perú, los PED pasan por varias manos. En teoría, son repartidos en forma de IT entre todos los usuarios, usándolos para pagar una parte de la Base Tarifaria de

Figura 4.7 Los flujos Talara-Piura son predominantes

hacia el norte (sentido negativo).

-120

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

0 1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

Horas acumuladas

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 46 Transmisión que los usuarios tienen que pagar. La realidad de este reembolso es un poco más complicada. En el sistema PJM51 de los Estados Unidos, se reconoce que algunos usuarios pueden pagar un porcentaje alto de los PED, especialmente los de zonas de congestión. Se asigna los IT a los usuarios en proporción a sus contribuciones. En PJM los IT se llaman “Congestion Costs,” o “costos de congestión.” No son realmente costos de congestión, aunque así se llaman – como los IT del Perú, son pagos excesivos de parte del Usuario que se le devuelve. Es importante notar que los PED y los IT de congestión no provienen de las instalaciones actuales del sistema transmisión, sino provienen de una falta de capacidad de transmisión. Un nombre más correcto sería, “PED de congestión, devueltos al usuario.” Para conformar con la nomenclatura actual en PJM, y por las diferencias en detalles que hay entre PJM y el Perú, seguiremos llamándoles “Costos de Congestión.” 4.3.5.3 Reconocimiento en el Cálculo de Beneficios Económicos Lo que realmente paga el consumidor cuando compra energía eléctrica es el consumo, multiplicado por el precio en barra, del cual se debe restar el IT que se le va a acreditar. Entonces, del costo anual del usuario calculado por SIMULACIÓN, se debe restar los PED que le acreditan por los IT, para calcular el beneficio económico de una instalación nueva. Es irrelevante que estos IT están dedicados a pagar una parte del costo de la instalación. Pertenecen al usuario, y disminuyen lo que, sin los IT, tendría que pagar para la instalación nueva. 4.3.5.4 Simulaciones de PJM En PJM, el “Costo de Congestión” (que incluye efectos de pérdidas técnicas, pero son relativamente pequeños) es la diferencia entre lo que paga la demanda y lo que recibe la generación, todo basado en LMP. Este “Costo de Congestión” se le acredita a la demanda, especialmente en las zonas donde el LMP es muy alto. El Costo de Congestión anual puede llegar a US$ 1 000 millones, en un sistema donde la facturación total es más o menos US$ 20 000 millones, o sea 5% de la facturación total. Una línea que bajara la congestión afectaría al LMP y también al Costo de Congestión que se le acredita a la demanda. La Tabla 4.1 es un ejemplo, de simulaciones hechos en el 2007 en PJM, referente a la línea “Loudoun 500-kV.” Los Pagos Brutos de la demanda, según LMP (igual a lo que calcula el programa PERSEO), bajarían mucho al eliminar la congestión. Los Costos de Congestión también bajarían mucho, y la diferencia entre el uno y el otro es el efecto que tendría la línea en los Pagos Netos por la demanda. Es el verdadero Beneficio Económico. 51 PJM es el operador independiente del sistema eléctrico en una parte importante del noreste de los EE.UU. También se refiere a la región donde ejerce esta función como “PJM.”

Tabla 4.1 Como la línea Loudoun, que disminuye la congestión,

puede afectar a pagos por la demanda (PJM).

$ millones por año

Cambio en Pagos Brutos por la demanda -621.2Resta: Cambio en Costos de Congestión -790.1Cambio en Pagos Netos por la demanda 168.9


Figura 4.8 Pagos Netos por la demanda pueden incrementar o disminuir, según el caso, debido a la línea

Loudoun de PJM.

La Base Tarifaria anual de la línea Loudoun es US$ 200 millones. Esto no entra en la Tabla 4.1, que tiene solo que ver con beneficios. La Tabla 4.1 es fea pero interesante porque ¡el efecto neto de la línea Loudoun sería aumentar los pagos netos por la demanda! Esto se debe a una incongruencia fundamental entre el cálculo de los Pagos Brutos y el Costo de Congestión. Dependiendo en el caso, los pagos netos pueden disminuir o incrementar, dependiendo en como se materializan las incertidumbres, como se nota en los estudios sensibilidad de la Figura 4.8. 4.3.5.5 En el Perú Parece que los IT son equivalentes a los Costos de Congestión (incluyendo pérdidas) del PJM, medidos después de construir un proyecto nuevo. Según datos de OSINERGMIN,52 la suma de los IT llega a US$ 3 millones en un sistema con facturación total de aproximadamente US$ 2 000 millones, o sea 0,15% comparado al 5% de PJM. La discrepancia entre el PJM y el Perú es porque aparentemente en el Perú no ha habido mucha congestión. 4.3.5.6 Metodología La diferencia en Pagos Brutos en PJM es lo que en el Perú llaman Beneficio Económico, calculado usando PERSEO.

52 Archivo Fita May 07 SINAC T

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 48 El ejemplo de PJM demuestra que sería incorrecto medir el beneficio económico de esta línea considerando solo la disminución en Pagos Brutos, sin considerar también la baja en Costos de Congestión. Reconocemos que los costos marginales en el Perú incluyen los efectos de la congestión, tal como las pérdidas. Sin embargo, los beneficios al usuario por una instalación nueva deberían calcularse en esta forma:

Beneficio Económico = (Pagos Netos sin la instalación) – (Pagos Netos con la instalación),

donde:

Pagos Netos = (precios en barra) x (consumo) – (PED o IT acreditados al Usuario). Los IT sin la instalación nueva no serán iguales a los IT con la instalación, especialmente donde hay congestión, y especialmente si se acredita los IT a los que experimentan precios marginales elevados, como se recomiende a continuación. Esto tiene poca importancia si no hay congestión, porque el efecto de las pérdidas es pequeño, o si no se acredita los IT a los que experimentan precios marginales elevados, como se recomiende a continuación. Los IT sin y con la instalación nueva serán aproximadamente iguales en estos casos. Pero si no se hace cuando hay congestión, se le atribuirá al consumidor Beneficios Económicos demasiado grandes, comparados a los beneficios de los generadores. 4.3.5.7 Simulación Consideramos una línea congestionada entre barras A y B (Figura 4.9 – ignoramos las pérdidas técnicas). Por la congestión la demanda de 100 MWh tiene que comprar 30% de su consumo de un generador regional muy caro. Si los Ingresos Tarifarios se devuelvan o se acreditan a la demanda que los pagó, como proponemos más adelante, el pago bruto es $5 000 pero el costo neto para el consumidor es $1 850. Si se añade una línea nueva que elimina la congestión, el consumidor comprara toda su energía de la generación en el área A. El costo marginal se aumentará un poco allí. El pago bruto será igual al costo neto, o sea $700. Si se calcula los beneficios al usuario usando pagos brutos, el beneficio económico de la línea nueva parecería ser $4 300. Reconociendo los IT, sería poco más que la cuarta parte de esto. Esta diferencia en Beneficios Económicos podría causar una diferencia grande en la asignación entre BTAG y BTAU. Si hay congestión, pero si se distribuye los IT entre todos los usuarios de SEIN, los IT percibidos por el usuario en área A serán mucho menores. Por ejemplo, si él representa 10% de la demanda del SEIN, su porción del ingreso tarifario será solo $315. El beneficio calculado usando costos netos sería 93% de lo que se calcularía usando pagos brutos, o sea no muy diferente.


Figura 4.9 Si los IT se devuelvan o se acreditan al usuario quien los pagó, y si hay

congestión, es importante reconocer los IT en calcular los Beneficios Económicos.

Costo Marg ($/MWh) $50Costo Marg ($/MWh) $5 Gen (MWh) 30

Gen (MWh) 70 A B Ingresos $1,500Ingresos $350 70 MWh Consumo (MWh) 100

Pago bruto $5,000IT $3,150

Costo Neto $1,850

Costo Marg ($/MWh) $7Costo Marg ($/MWh) $7 Gen (MWh) 0

Gen (MWh) 100 A B Ingresos $0Ingresos $700 100 MWh Consumo (MWh) 100

Pago bruto $700IT $0

Costo Neto $700

línea actual

con línea nueva

Con Congestión

Sin Congestión

Sin congestión, el beneficio de la línea tendría que ver solo con disminuir las pérdidas técnicas entre A y B, la diferencia entre beneficios por pagos brutos y beneficios por costos netos sería aún menor.

4.3.6 Caso Especial La línea SGT Machu Picchu – Cotaruse presenta un caso especial. Está línea mejora la confiabilidad en la zona, pero mayormente sirve para evacuar una central nueva en Machu Picchu. Si se calcula el beneficio económico por simulación, como se hace ahora, probablemente los LMP en la zona inmediata se aumentarán un poco por la línea nueva. La demanda será perjudicada (por el mecanismo actual esto se ignora). Los generadores actuales y nuevos se beneficiarán y pagarán. Cabe notar que el beneficio real para los generadores, será el poder evacuar las centrales, y no el pequeño cambio en el LMP. Entonces, es un caso apropiado para asignar pagos según Mejora de Confiabilidad.

4.3.7 Comparación y Recomendaciones Recomendamos implementar los Métodos 1, 2, 3, y 4.

Ignorando IT $4,300Reconociendo IT $1,150

Beneficio al usuario

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 50 Método

Actual Método 1

Filtro Digital

Método 2

Economía y Confiabilidad

Método 3

Ingresos Tarifarios Método 4

Igualitario no53 no53 sí/no54 sí Cubrir costos sí sí sí sí Señales económicas parcial igual mejor aún mejor Previsible, estable no mejor igual que filtro igual que filtro Marco legal no55 mejor sí sí Transparente no56 igual igual igual Práctico parcial57 mejor aún mejor mejor todavía Razonable no no no no Real parcial mejor aún mejor mejor todavía Minimizar métodos sí sí sí sí Métodos actuales sí sí sí sí SGT como SCT sí sí sí sí En la tabla arriba, las comparaciones son cumulativas.

• El filtro digital se agrega al método actual. El modelar la confiabilidad incluye el método actual y el filtro.

• El representar los Ingresos Tarifarios se basa en el método actual. Incluye el filtro y el modelar la confiabilidad.

Reconocer mejor los IT no ha sido importante en el Perú , puesto que ha habido poca congestión. Pero con congestión importante, hay que modelar en forma correcta los IT al calcular los Beneficios Económicos. Entonces hay que implementar el Método 4. Asignar costos SGT entre generación y demanda, y entre los generadores, en proporción a Beneficios Económicos (BE) mantiene métodos actuales. El filtro, el reconocer Mejoras en Confiabilidad, y el reconocer IT en el cálculo de BE (cuando es indicado) son ajustes que mejorarán el cálculo y la aplicación de los BE sin cambios fundamentales. Usar los mismos Métodos 1-2-3-4 para SCT y SST cuando se puede, que recomendamos adelante, minimiza el número de métodos empleados para la asignación de cargos. Como recomendamos adelante, hacer esto también trata a proyectos SCT y SGT en forma igual. Se notará que los Métodos 2 y 3 recomendados o arreglan o mejoran problemas con el análisis de Beneficios Económicos (Método 1). Pero aún con estos, se sabe que el cálculo de Beneficios Económicos es imperfecto.

53 Por no reconocer beneficios de confiabilidad ni IT. 54 “No” por no reconocer IT.. 55 No refleja mejoras en confiabilidad. 56 Depende en PERSEO. Aunque se publican los datos, pocos entienden lo que realmente hace el programa o pueden manejarlo. Es una caja negra. 57 Es una aproximación. Grandes diferencias en pagos pueden resultar de cambios pequeños en pérdidas técnicas.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 51 A nuestro juicio esto no es una falla fatal. No hay ninguna teoría perfecta para identificar los Beneficios Económicos, y por seguro no hay ninguna implementación perfecta. Los métodos recomendados satisfacen o mejoran el cálculo de Beneficios Económicos y su aplicación para la asignación de pagos. Esto es todo lo que se podría esperar.

4.4 Métodos para Cargos SST y SCT

4.4.1 Asignación por Beneficios Económicos – Métodos 1, 2, y 3 Recomendamos que para instalaciones SST y SCT la asignación de pagos entre Generación y Usuarios, y entre el conjunto de generadores, se haga en proporción a sus Beneficios Económicos (BE) y Mejoras de Confiabilidad, exactamente como se hace para instalaciones SGT. El hacerlo así se evalúa exactamente como se evaluó la aplicación de este método para instalaciones SGT. La matriz comparativa es válida para efectos del SCT y SST. En cuanto a proyectos SST, la distribución al interior del conjunto de Usuarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de entrada de la Ley 28832. Donde esto se hizo por BE, recomendamos seguir así, pero con los ajustes mencionados en el cálculo y la aplicación de BE (Métodos 2 y 3). 4.4.1.1 Casos Especiales y

Excepcionales Hay casos especiales, y ciertas excepciones por razones legales y prácticas.

1. La remuneración para instalaciones SST y SCT utilizados 100% por la demanda o por la generación se paga 100% por los que las utilicen, sin la necesidad de comparación de BE entre el conjunto de generación y demanda.

2. Para las instalaciones de SST (existentes a la fecha de entrada en vigencia de la Ley 28832, el 24 de julio de 2006), la asignación de cargos se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado.

3. Pagos para ciertas instalaciones SST se reparten entre los generadores en proporción al criterio “Uso de Sistema.” El mismo criterio tiene que seguir aplicándose. El método “Factores de Distribución Topológicos” (FDT) se emplea actualmente para aplicar el criterio Uso de Sistema. Recomendamos mantener el criterio, pero remplazar el método FDT con un método Fuerza/Distancia, él de GWh/ohmios. Si el sistema judicial decide que la ley requiere que se siga empleando el método actual FDT, y ningún otro, para aplicar el criterio Uso de Sistema, a pesar de sus inconvenientes, entonces así sea.


SSTD SSTG/D(1) SSTG

GG SPT

SCTG/D(1)SCTD

SPT SPT5 4

G SCTG/D(2) SPT(1) SSTG/D(2) G6

G SSTG/d(3)3 SCTG G 1

G 2


4. Ciertas áreas con instalaciones SST y SCT no están modeladas en las simulaciones de Beneficios Económicos. , Ejemplos son áreas con instalaciones SCT o SST utilizadas 100% por la generación y áreas que, sin un proyecto, serían aisladas del SEIN). Los precios nodales referentes al SEIN pueden ser iguales por toda el área o pueden no existir (normalmente se calculan en la barra donde el área se conecta con el SEIN). El verdadero beneficio económico de las instalaciones en estos casos es el permitir que la generación (o la demanda) del área venda (compre) energía al (del) SEIN, y este beneficio tiene poco que ver con costos marginales. Presentamos más adelante un método Beneficios Económicos que sirve para tales casos.

5. Pueden surgir injusticias por cuestiones operacionales en la aplicación del método Uso de Sistemas. Por ejemplo, consideremos una línea SSTG o SCTG que conecta una barra con dos generadores con el SEIN. ¿El Uso de Sistema se debe basar en cálculos mensuales o anuales? Supongamos que la producción anual del generador hidroeléctrico fuera 120 GWh y del térmico fuera 60 GWh. Supongamos que el generador hidroeléctrico fuera estacional, con toda su producción en seis meses del año, y que la producción térmica fuera constante. Si el reparto se hiciera mes por mes, al generador térmico se le asignaría 100% de la BT por seis meses, y 20% por los otros seis meses, o sea 60% por todo el año. Si el cálculo se hiciera anualmente, al generador térmico se asignaría solo 33% de la BT por año. A nuestro juicio el reparto entre generadores basado en usos anuales es más justo.

4.4.2 Beneficios sin Diferencia de Costos Entre Barras – Método 10 Se planteó arriba el problema de asignación de responsabilidad de pago por elementos en subsistemas donde por varias razones no hay diferencias coherentes de costos marginales entre barras. Proponemos calcular el beneficio económico para generadores reconociendo que, por el elemento, podrán vender más energía, tal vez a un precio mayor, tal vez menor. El beneficio es la diferencia entre los ingresos netos con y sin el elemento. Los costos netos son la cantidad de energía vendida multiplicada por la diferencia entre el precio de venta y el costo de generación. Proponemos calcular el beneficio económico para la demanda reconociendo que, por el elemento, podrán consumir más y/o hacerlo a precios SEIN, que normalmente serían inferiores a precios en sistemas aislados. El valor al consumidor de incrementar su consumo se llama el exceso del consumidor (“consumer surplus”). Esto es la diferencia entre el valor para él de la electricidad y el precio que tiene que pagar. Calcular el precio es fácil – se hace con PERSEO o el equivalente. Calcular el valor para el consumidor es imposible. Se puede suponer que tiene ser mayor del precio que paga – sino fuera, no consumiría. A veces se supone que su elasticidad de demanda es cero, pero esto implica que el valor es infinito, que no es razonable. Entonces el valor tiene que ser mayor que el precio pero menos que

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 53 infinito, que no nos ayuda mucho. Para fines actuales, nos parece razonable suponer que el beneficio unitario al consumidor por poder consumir más es igual al precio. Con esto, el beneficio al consumidor es:

Beneficio al Consumidor = Beneficio por Precio Menor + Beneficio por Consumo Mayor

o sea,

BEUB = Fds x (Tbs – Tbc) + (Fdc – Fds) x Tbc donde

Fdc y Fds = Energía que los consumidores del subsistema pueden consumir “con” y “sin” el Elemento durante el periodo de un año.

Tbc y Tbs = Precio en Barra promedio anual correspondiente a la Barra de Referencia de Generación del sistema eléctrico al cual se conecta el Elemento, en las condiciones con y sin el Elemento. Por subsistemas antes aislados que por el Elemento se conectan al SEIN, Tbs es el precio interno del subsistema sin la interconexión. Los precios de energía a nivel generación publicados son más apropiados. Los precios de barra empleados en los cálculos deben ser basados en costos marginales, no en precios especiales y temporales que pueden decretarse por razones transitorias. Las Tb no deben incluir los peajes de transmisión.

4.4.3 Estampillado entre Usuarios – Método 5 En un caso excepcional, pago por instalaciones SST y SCT utilizadas solo por la demanda de una determinada área, se asigna a la demanda del área.58 Recomendamos que la asignación de pagos sea estampillada por esta área. En estas recomendaciones seguimos con el método de reparto establecido para el SPT y el SGT, con la variación excepcional requerida por el reglamento.

4.4.4 Métodos Uso de Sistema Recomendamos abandonar el método FDT y asignar costos para la generación en proporción a GWh/ohmios (una medida Fuerza/Distancia de Uso de Sistema) entre los generadores para proyectos SCT y SST en los casos excepcionales mencionados arriba, y también en otros casos que pueden surgir cuando asignar pagos por Beneficios Económicos no está indicada. Analizamos cuatro alternativas para calcular Uso del Sistema en estos casos.

58 Reglamento de la LCE, Artículo 139,e)II y V.


1. Seguir con el método actual, compartiendo responsabilidad para pagar entre generación y demanda por Beneficios Económicos (Métodos 1, 2, y 3) y entre generadores por Uso de Sistema con el Método FDT, (Método 6).

2. Emplear un método Uso de Sistemas Fuerza/Distancia GWh/km (Método 7) para asignación de cargos de transmisión entre generadores.

3. Emplear un método Uso de Sistemas Fuerza/Distancia MW/km (Método 8) para asignación de cargos de transmisión entre generadores.

4. Emplear un método Uso de Sistemas Fuerza/Distancia GWh/ohmios (Método 9) para asignación de cargos de transmisión entre generadores.

4.5 Evaluación y Selección de Método Uso de Sistema para Cargos SST - SCT

4.5.1 Base Económica Todos los métodos Uso de Sistema tienen la misma base económica. Se supone que los que más usan una instalación deben pagar más. La ventaja teórica de esto es que se puede evitar las dificultades que mencionamos arriba en procurar aplicar Beneficios Económicos en casos especiales. Y los métodos Uso de Sistema, bien hechos, mandan señales locacionales semejantes a los métodos base en Beneficios Económicos. El problema central con métodos tipo “Uso de Sistema” es ¿cómo medir el uso de una instalación por los distintos agentes? Usamos los mismos doce criterios o atributos que aplicamos antes para comparar varios métodos de Uso de Sistema.

4.5.2 Sistemas en los Cuales se han Aplicado Métodos Uso de Sistema El método actual FDT viene de Inglaterra y tiene aplicación en el Perú. En Brasil se aplica un método de uso promedio. En Argentina se mide el uso marginal, según informa el estudio previo de Mercados Energéticos. En el sistema PJM en los Estados Unidos se usó un sistema de uso promedio. Pero en 2007 se abandonó para las líneas de más alta tensión (500 y 765 kV), estampillándolas entre los consumidores de todo PJM. La venta de servicios de transmisión a agentes externos a PJM se maneja por contratos. Se restan los ingresos obtenidos por contrato de la “BT.” El sistema de voltaje inferior se estampilla a la demanda zona por zona. En el sistema New England de los Estados Unidos, los costos de instalaciones nuevas “PTF” (“Pool Transmission Facilities”), que equivalen al SPT peruano, se estampillan a la demanda. En Malasia y en Venezuela desarrollamos métodos fuerza-distancia semejantes a lo que recomendamos aquí, pero aplicándolos al sistema entero, y no instalación por instalación.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 55 4.5.3 Método Actual – Método 6 En un capítulo anterior mencionamos ciertos defectos y problemas con el cálculo de Uso de Sistema FDT, y dimos un resumen de los cálculos. Las Figuras 4.11, 4.12, y 4.13 demuestran un problema, la inestabilidad de los pagos.

4.5.4 Modelos Fuerza/Distancia Para atribuir el uso de una instalación entre los generadores, notamos que la influencia, la importancia, y el uso de la instalación por un generador disminuye cuando más alejado está, relativo a otros generadores, y aumenta cuando el generador es más grande, comparado a otros. Entonces es lógico y razonable repartir la BTAG de una instalación entre generadores en proporción a su tamaño dividido por su distancia.

Figura 4.11 Pagos mensuales por tres empresas para el sistema

Mantaro-Lima, base en FDT (2003-2004) (Archivo 03_ASIGNACION MENSUAL

ENTRE GENERADORES_REP)

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

0.0 1.02.0 3.04.0 5.0 6.07.0 8.0 9.010. 11. 12. 13.Feb 2003 - Feb 2004

Pag

os -

S/.

EDGEGAENS

Figura 4.12 Pagos mensuales por tres empresas para el sistema

Mantaro-Lima, base en FDT (2006-2007) (Archivo 03_ASIGNACION MENSUAL


0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13Mayo 2006 - Abril 2007

Pago

s - S

/.

EDGEGAENS

Figura 4.13 Pagos anuales para el sistema Mantaro-Lima, base en

FDT (Archivo 03_ASIGNACION MENSUAL


100

1,000

10,000

100,000

1,000,000

10,000,000

100,000,000

2004 2005 2006

S/.

anua

les

SGBENSELPEGSEGMEGAEDGEAN

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 56 4.5.4.1 Distancia Física Se puede considerar distancia física o distancia eléctrica entre un generador y una instalación. Primeramente, aplicamos distancias físicas en líneas rectas. La distancia física se calcula sabiendo las coordenadas del generador G y del punto de entrega E de la instalación, en cualquier sistema de coordenadas cartesianas (x,y) medido de un punto de referencia (0,0) que puede existir en el Perú o que pueden construir, con la ecuación siguiente:

DistGE = √((xG – xE)2 + (yG – yE)2) Si no existe tal sistema de referencia, la distancia se pude calcular usando la misma ecuación pero con Δx y Δy base en coordinados globales de longitud y latitud. Un grado de latitud equivale aproximadamente a 111.325 km. Un grado de longitud equivale aproximadamente a 111.325 km multiplicado por cos(latitud). Simulación: por ejemplo, los circuitos Campo Armiño-Pachachaca y Campo Armiño -Pomacocha son instalaciones SST. Las distancias en líneas rectas desde Mantaro a Pachachaca o Pomacocha son aproximadamente 101 km (Figura 4.14). De Charcani 5 a Pachachaca o Pomacocha son aproximadamente 624 km. Cuando los circuitos recorren una distancia mucho más larga que la distancia física, se mide la distancia física por dos o tres tramos. Por ejemplo, en la Figura 4.14 se nota que la distancia física directa entre la central Machu Picchu y Pomacocha/Pachachaca es mucho más corta que la distancia por los circuitos, los cuales pasan por Socabaya. Entonces consideramos que la distancia Machu Picchu - Pomacocha/Pachachaca es la distancia directa Machu Picchu – Socabaya más la distancia directa Socabaya - Pomacocha/Pachachaca, o sea 1008 km. 4.5.4.2 Distancia Eléctrica Por sugerencia de un ingeniero del Osinergmin, evaluamos también el uso de distancias eléctricas, medidas en ohmios. La distancia eléctrica entre un generador en la barra i y una instalación, digamos una línea entre las barras j y k, es:

zi,j-k = (zij + zik)/2,

Figura 4.14 Distancias físicas típicas líneas rectas.


Tabla 4.2

Distancias eléctricasBarras i-j zij z2,i-j z3,i-j

1-2 60/23 30/23 130/232-3 130/23 65/23 65/231-3 130/23 95/23 65/23

Impedancias

Figura 4.15 Sistema SCTG, conectado al

SEIN en la barra 1.

SEING 1

3 SCTG G


10 ohmios

Figura 4.16 Distancias eléctricas y físicas

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

0 200 400 600 800 1000 1200

km desde Pachachaca

Impe

danc

ia d

esde

Pac

hach

aca

.

Independencia

donde zij y zik son las distancias eléctricas entre la barra i y las barras j y k. Significa que la distancia zi,j-k es la distancia eléctrica entre el generador en la barra i y el medio de la línea j-k. Las zij y zik son los elementos j y k del diagonal de la matriz de impedancias Z = Y-1, calculada con barra de referencia i. Emplear distancias eléctricas tiene ciertas ventajas comparado con emplear distancias físicas.

• Tiene fundamento técnico más satisfactorio.

• Los cálculos pueden hacerse directamente y fácilmente usando datos y software existentes y confiables.

• No se requiere enderezar distancias eléctricas como tenemos que hacer para la distancia física Machu Picchu-Pachachaca, por ejemplo.

• Tal como distancia física, distancia eléctrica base en la matriz Z satisface los requisitos técnicos para ser métrico o norma en el sentido matemático.

Simulación: por ejemplo, consideramos el circuito de la Figura 4.15. Para este sistema sencillo la computación de las zij se puede hacer en manera directa conocido por todos los ingenieros eléctricos, sin inversión de matrices. Por ejemplo, la impedancia entre las barras 1 y 2 es la impedancia de la línea 1-2 (3 ohmios), en combinación paralela con las líneas 1-3-2, con impedancia 20 ohmios. Con esto, z12 = 60/23 = 2.61 ohmios. Ver la Tabla 4.2. La impedancia entre el generador G2 y la barra 2 es cero. La distancia eléctrica z2,1-2 entre generador G2 y el medio de la línea 1-2 es: z2,1-2 = (z22 + z12)/2 = (0 + 60/23)/2 = 30/23, tal como se indica en la Tabla 4.2.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 58 En igual manera, la distancia eléctrica z3,1-2 entre generador G3 y el medio de la línea 1-2 es: z3,1-2 = (z23 + z13)/2 = (130/23 + 130/23)/2 = 130/23, etc. Con una distancia eléctrica definida entre cada generador y cada línea, cada generador pagará un parte de cada línea, como se detalla a continuación. Hay una correlación fuerte pero no absoluta entre distancias eléctricas y distancias físicas. Por ejemplo, en la Figura 4.16 las distancias eléctricas se comparan con las distancias físicas entre las centrales de la Figura 4.14 y la barra Pachachaca. Se nota que caen casi en una línea recta, que significa que las distancias eléctricas son bastante proporcionales a las distancias físicas.59 La excepción más fuerte es la barra Independencia, por haber circuitos paralelos de baja impedancias entre Independencia y Pachachaca por San Juan y Mantaro. 4.5.4.3 Ex Ante y Ex

Post El método Fuerza/Distancia puede aplicarse ex ante o ex post. Para repartir cargos entre generadores, sugerimos aplicarlo mes por mes, ex post, asignando la BTAG/12 cada mes. Por razones que ya mencionamos, sugerimos una liquidación anual entre los generadores para que los repartos anuales lleguen a basarse en GWh anuales. El problema no es la variación en la asignación a un generador al variar su propia producción. Es el efecto que puede tener en repartos a otros. Esto puede causar distorsiones entre generadores a nivel anual a menos que se haga una liquidación al fin del año. Notamos que este problema puede ocurrir con el método FDT también.

4.5.5 Método GWh/km – Método 7 4.5.5.1 Metodología Aquí se aplica la descripción general de metodología de la sección “Modelos Fuerza/Distancia.” 59 San Gabán se trató como si fuera ubicado en la barra Azangaro para las distancias eléctricas y físicas.

Figura 4.17 Pagos anuales para el sistema Mantaro-Lima,

base en GWh/distancia

1

10

100

1,000

10,000

100,000

1,000,000

10,000,000

100,000,000

2003 2004 2005 2006

S/.

por a

ño

Mollendo/EGAChilinaIlo IIlo IIDolores PataTaparachiTacnaBellavistaSan GabanMantaroRestituciónMachu PicchuCharcani V


Figura 4.18 Pagos por MWh para el sistema Mantaro-Lima,

base en GWh/distancia

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2003 2004 2005 2006

S/.

por M

Wh


El porcentaje a pagar por cada generador i es:

∑=

jjj

iii kmGWh

kmGWhP/

/% .

En esta ecuación, la suma es para todos los generadores (j) en la zona de entrega de energía. Los porcentajes se multiplican por la BTAG anual para calcular los pagos anuales por cada generador. 4.5.5.2 Simulaciones Analizamos el sistema Mantaro-Lima, tomando por punto de entrega Pachachaca/ Pomacocha. Comparamos nuestros resultados a datos históricos para el sistema Mantaro-Lima, que no distinguen las instalaciones individuales. En la realidad, los cálculos se harán instalación por instalación. Representamos a 13 generadores, que no son todos los usuarios, pero que representan una parte importante. Ver la Figura 4.14. En el año 2006 la central Mantaro generó 5444 GWh. La distancia entre Mantaro y Pachachaca/Pomacocha es aproximadamente 101 km. Entonces los GWh/km por Mantaro para el sistema Mantaro-Lima son 5444 GWh/101,4 km = 53,7 GWh/km. La Figura 4.17 presenta los pagos anuales compartidos entre los generadores principales del sur para el sistema Mantaro-Lima, basado en estos cálculos, para los años 2003 – 2006. La Figura 4.17 se basa en datos históricos de la generación (GWh) anual por cada central60 y de la suma anual, que para fines de estas simulaciones equivale a la BTAG, por el sistema Mantaro – Lima.61

60 Archivo EVOLUCION-GD 61 Archivo 03_ASIGNACION MENSUAL ENTRE GENERADORES_REP. Se supone que la suma de los aportes de cada empresa igualen a la Base Tarifaria anual. El archivo tiene datos por solo 10 meses por el año 2003, de los cuales prorrateamos para estimar la Base Tarifaria anual por 2003.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 60 Se notará que la variación anual por el método GWh/distancia (Figura 4.17) es mucho menor que con el método FDT (Figura 4.13), usando los mismos datos. En la Figura 4.18 presentamos las asignaciones a cada central, expresadas en S/. por MWh. Se nota que hay poca variación de año a año. Dos tercios de la variación que hay se deben a la variación anual en la supuesta BTAG.

4.5.6 Método MW/km – Método 8

4.5.6.1 Metodología Aquí se aplica la descripción general de metodología de la sección “Modelos Fuerza/Distancia.” El uso del sistema se asigna entre los generadores en proporción a su generación máxima (MW) o su capacidad instalada en vez de su generación energética. Los porcentajes se calcularían usando exactamente la misma ecuación que empleamos en la sección “Modelo GWh/Distancia,” pero substituyendo MW por GWh. 4.5.6.2 Simulaciones Las simulaciones se basan en las mismas suposiciones de las simulaciones del método GWh/distancia. En la Figura 4.19, basada en datos históricos, se pueden ver los costos anuales que resultarían. Se nota que las variaciones anuales son un poco mayor que las variaciones usando GWh/distancia, aunque todavía son menores de lo que se vio con el método FDT. Los pagos anuales se convierten en pagos por MWh en la Figura 4.20. Exhiban más variaciones que con GWh/distancia.


base en MW/distancia

100

1,000

10,000

100,000

1,000,000

10,000,000

100,000,000

2003 2004 2005 2006

S/.

por a

ño



base en GWh/ohmios

10

100

1,000

10,000

100,000

1,000,000

10,000,000

100,000,000

2003 2004 2005 2006

S/.

por a

ño

Mollendo/EGAChilinaIlo IIlo IIDolores PataTaparachiTacnaBellavistaSan GabanMantaroRestituciónMachu PicchuCharcani VChimayYanango

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 61 4.5.7 Método GWh/ohmios – Método 9 4.5.7.1 Metodología Aquí se aplica la descripción general de metodología de la sección “Modelos Fuerza/Distancia.” El uso del sistema se asigna entre los generadores en proporción a su generación energética (MWh). Los porcentajes se calculan usando exactamente la misma ecuación que empleamos en la sección “Modelo GWh/km,” pero substituyendo distancia eléctrica (ohmios) por distancia física (km). 4.5.7.2 Simulaciones – Sistema Mantaro-Lima Las simulaciones del sistema Mantaro-Lima se basan en las mismas suposiciones de las simulaciones del método GWh/distancia. La impedancia para cada central es el promedio de las impedancias entre el generador y cada línea del sistema Mantaro-Lima. Es un aproximación – los resultados cambiarían por calcular los pagos línea por línea, con la Base Tarifaria por cada línea, y considerando todas las centrales – pero es adecuado por nuestros fines. En la Figura 4.21, basada en pagos históricos, se pueden ver los costos anuales que resultarían. Los pagos anuales se convierten en pagos por MWh en la Figura 4.22. Estas figuras pueden compararse con las Figura 4.17 y 4.18, base en GWh/km. Usando distancias eléctricas en vez de km vemos la misma variación baja de año a año. Usando distancias eléctricas, las centrales Mantaro y Restitución pagan un poco más, y las centrales del sur pagan un poco menos. 4.5.7.3 Yanango y Chimay Se nota que los pagos en la Figura 2.21 por Yanango y Chimay son bastante más altos que los pagos históricos por Edegel, el propietario de Yanango y Chimay, en la Figura 4.13. Yanango y Chimay se conectan al SEIN por un circuito radial que sale de Pachachaca, ubicado en un punto bastante central del sistema Mantaro-Lima. El modelo GWh/distancia reconoce que hay flujos de Yanango y Chimay en líneas como Mantaro-Pachachaca. El método FDN ignoraba estos flujos contrapuestos, por


basados en MW/distancia

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2003 2004 2005 2006

S/.

por M

Wh


Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 62 considerar solo flujos netos o preponderantes, dominados por los flujos de Mantaro y Restitución hacia Lima. Sin embargo, también hay flujos de Yanango y Chimay en las líneas de Mantaro hasta Independencia, y estos no son contrapuestos – son parte del flujo preponderante. El método FDN los ignoraba. Pero Yanango y Chimay usan estas líneas. Se debe reconocer en los pagos. Obviamente, los flujos de Yanango y Chimay en las líneas de Mantaro hacia Independencia no llegaron a Mantaro por el aire. Usaron las líneas Mantaro-Pachachaca. Esto también se debe reconocer. La Figura 4.22 revela que los pagos por MWh por Yanango y Chimay son un poco más altos que los pagos por Mantaro y Restitución. Esto es razonable. Cada MWh de Yanango y Chimay tiene que ser evacuado por el sistema Mantaro-Lima. Mantaro y Restitución tienen conecciones inmediatas con el sur por líneas hacia Cotaruse. Apàrentemente Yanango y Chimay antes no pagaban bastante por el uso del sistema. El método GWh/ohmios parece corregir esto. La Tabla 4.3 presenta los detalles de la asignación por GWh/ohmios de dos líneas que conforman el sistema Mantaro-Lima, y de la totalidad de las líneas que conforman el sistema.62. Los cálculos de esta tabla difieren de los cálculos de las Figuras 4.21-4.22, y por esto los resultados son un poco distintos. Para la Tabla 4.3 los costos del sistema Mantaro-Lima se asignaron línea por línea, reconociendo la Base Tarifaria de cada línea. Para las Figuras 4.21 y 4.22 se empleó una Base Tarifaria promedia por todo el sistema. Entonces la Tabla 4.3 refleja mejor la asignación de pagos.

4.5.8 Casos Especiales para Uso de Sistema Con el método GWh/distancia los casos especiales que molestan tanto el método FDT requieren poco o ningún trato especial. 4.5.8.1 Datos en Tiempo Real El método FDT emplea datos tiempo real, registrados cada 15 minutos. 62 Por falta de datos no incluimos las celdas SST en Purunhuasi y Chavarría. Los costos son menores.


base en GWh/ohmios

1

10

100

1,000

10,000

100,000

1,000,000

10,000,000

100,000,000

2003 2004 2005 2006

S/.

por a

ño



Tabla 4.3 Asignación por GWh/ohmio para dos líneas y para el sistem Mantaro-Lima, calculadas línea por

línea, con las Bases Tarifarias y la generación del año 2006

Mantaro Pachachaca Total GWh S/. Por MWhCentral Empresa Huayucachi Callahuanca Mantaro-Lima Mantaro-Lima Mantaro-LimaMollendo/EGA EGASA 770 599 13,204 22 0.60 Chilina EGASA 310 256 5,470 8 0.73 Ilo I ENERSUR 7,501 5,990 130,180 224 0.58 Ilo II ENERSUR 21,112 17,184 369,961 572 0.65 Chimay EDEGEL 286,029 2,405,043 13,968,747 1,005 13.90 Yanango EDEGEL 78,870 663,172 3,851,775 277 13.90 San Gaban SAN GABAN 24,016 18,502 409,722 770 0.53 Mantaro ELECTROPERU 2,476,206 2,897,142 59,626,180 5,444 10.95 Restitución ELECTROPERU 755,795 884,274 18,199,281 1,662 10.95 Machu Picchu EGEMSA 17,892 12,807 295,999 744 0.40 Charcani V EGASA 24,852 20,380 437,208 613 0.71

Totales 3,693,353 6,925,349 97,307,728 11,341

El método Fuerza/ Distancia también usa datos tiempo real, pero mucho menos datos, con mucho menos esfuerza y con menor liquidación anual. Las Figuras 4.18, 4.20 y 4.22 demuestran que la tasa S/.MWh es bastante invariable frente a cambios anuales de generación, demanda, etc. Los pagos mensuales se basarían en los MWh generados por cada central, medidos una vez por mes. Estas mediciones no requieren relojes sincronizados, como requieren las mediciones FDT, ni aún calendarios sincronizados. Si al fin del mes se mide los GWh de una central un par de días tarde, no importa. El pago para el mes que acaba de terminar será un poco alto, pero se recuperará en forma automático el mes siguiente con un pago reducido. Al fin del año se hará una liquidación entre los generadores, basada en datos anuales, para asegurar que cada generador pague lo que debería pagar a nivel anual. 4.5.8.2 Flujos Bi-direccionales En general, el haber flujos bi-direccionales es irrelevante en los métodos Fuerza/Distancia.


basados en MWh/ohmios

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2003 2004 2005 2006

S/.

por M

Wh


Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 64 Aún en la Figura 4.23 (un modelo de transporte) tanto el generador G2 como el G3 “usa” todas las líneas y comparta el pago de todas. El sentido de los flujos netos en la línea 2-3 no entra en los cálculos. 4.5.8.3 Pagos Negativos Con los métodos fuerza/distancia, en particular con el método GWh/ohmios, no surgen pagos negativos por un Elemento. Las distancias entre los generadores y los Elementos siempre son positivas, y la responsabilidad de pago es proporcional a las distancias. 4.5.8.4 Caso Excepcional: Sistema Mantaro-Lima En la Figura 4.23, el generador G1 no “usa” las líneas 2-1, 2-3, y 3-1. No se incluye en los cálculos de distancia, sea por km o por ohmio, entre los generadores y las líneas. Pero si hubiera una segunda conexión con el SEIN, digamos en la barra 3, entonces el G3 tendrá conexión más fuerte con el SEIN. Flujos paralelos (“loop flows,” en inglés) del G3 hacia el SEIN podrían pasar por las líneas 2-1, 2-3, y 3-1. El sistema de la Figura 4.23 podría ser SSTG o SSTG/D. El sistema Mantaro-Lima presenta este caso excepcional, por haber muchos puntos de conexión entre un sistema SSTG y el resto del SEIN. Corresponde lógicamente a la línea SSTG/D(1) de la Figura 4.24, no al sistema SSTG de la parte inferior de la figura. En el capítulo 3 dijimos que la asignación entre generadores de este tipo de sistema debe ser por Beneficios Económicos. Es probable que el beneficio económico de una línea individual de este sistema sea bajo.63 Significa de los pagos se deberían repartir entre los generadores según su beneficio de confiabilidad, usando el método que recomendamos arriba. Reconocemos que para el sistema particular Mantaro-Lima el reparto tiene que ser por Uso de Sistemas.

63 Esto se debe al hecho que este sistema se construyo en gran parte para formar un vínculo confiable entre la zona central del país y ciertos generadores importantes.


SSTD SSTG/D(1) SSTG

GG SPT

SCTG/D(1)SCTD

SPT SPT

G SCTG/D(2) SPT(1) SSTG/D(2) G

G SSTG/d(3)SCTG G

G

Figura 4.23 Con una sola conexión con el

SEIN, el sistema no se usa por el generador G1.

SEIN

G 13 G


10 ohmios

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 65 La aplicación del Método 9, GWh/ohmios, es directa y sencilla. Reconoce que, por estar en medio de un sistema mallado, los flujos netos por las instalaciones del sistema Mantaro-Lima son superposiciones de flujos de muchos generadores. Reconoce que los generadores grandes y cercanos “usan” el sistema más que los generadores pequeños y lejanos. Simulaciones: La Tabla 4.4 presenta las distancias eléctricas entre ciertas barras típicas de generación y las líneas del sistema Mantaro-Lima. Los repartos para Elementos del sistema Mantaro-Lima serán proporcionales a los GWh/(distancia eléctrica) por cada generador. Por ejemplo, de la CMAG de la línea San Juan – Independencia, el generador Aguaytía pagaría la cuarta parte, por GWh generada, de lo que pagaría Mantaro. Si Mantaro generara 20 veces más que Aguaytía, Mantaro pagaría 80 veces más que Aguaytía de la CMAG de esta línea. La lista completa para todas las barras del país, por los mismos elementos del sistema Mantaro-Lima, se encuentra en el Apéndice D. 4.5.8.5 Flujos Cero Los flujos cero presentan un problema para el método Uso de Sistema FDT. Son irrelevantes si se aplica el método Beneficios Económicos o un método Uso de Sistema Fuerza/Distancia.

4.5.9 Comparación y Recomendación 4.5.9.1 Un Estudio Semejante Anterior En el año 2000 uno de los autores de este informe participó en un estudio parecido para Venezuela. Desarrollamos un método fuerza-distancia parecido al método

Tabla 4.4 Distancias eléctricas z (ohmios) entra barras típicas generación y elementos

del sistema Mantaro-Lima. Cuando más lejos están, menos pagarán por GWh.

Mantaro Mantaro Mantaro Independencia PomacochaBarra Pachachaca Pomacocha Independencia San Juan San JuanCarhuaquero 220kV 0.6266 0.6301 0.6878 0.6599 0.6022Chiclayo 220kV 0.5412 0.5447 0.6024 0.5745 0.5168Chimbote 220kV 0.2602 0.2637 0.3205 0.2930 0.2361Guadalupe 60kV 0.6703 0.6739 0.7315 0.7036 0.6460Independencia 220kV 0.0711 0.0708 0.0364 0.0240 0.0584Mantaro 220kV 0.0277 0.0278 0.0759 0.1144 0.0663Oroya CH 50kV 0.2573 0.2659 0.3509 0.3379 0.2528Ventanilla 220kV 0.0538 0.0552 0.0915 0.0656 0.0293Aguaytia 138Kv 0.5641 0.5709 0.6482 0.6266 0.5492Yuncan 220kv 0.1386 0.1460 0.2214 0.2078 0.1324Pucallpa 60kV 1.0790 1.0859 1.1653 1.1431 1.0637Aricota 66kV 1.3120 1.3133 1.6925 1.9956 1.6164Azangaro 138kV 1.2803 1.2815 1.6195 1.8898 1.5518C. Ilo 138kV 1.1177 1.1189 1.4686 1.7482 1.3985Dolorespata 138kV 1.7970 1.7981 2.1312 2.3975 2.0644Juliaca 138kV 1.2401 1.2413 1.5854 1.8604 1.5164MacchuPicchu 138kV 1.9143 1.9155 2.2486 2.5149 2.1818Moquegua 220kV 0.9357 0.9369 1.2705 1.5373 1.2037Tacna 66kV 1.3967 1.3980 1.7823 2.0896 1.7053Cantera 220kV 0.0802 0.0797 0.0761 0.0518 0.0554

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 66 GWh/distancia, pero para el sistema entero, no instalación por instalación. Como parte del trabajo lo comparamos a otros métodos, incluyendo un método basado en flujos, semejante al método FDT.64 En esa comparación notamos ciertas cosas. Notamos algunas de ellas también en el estudio actual.

1. Con el método de flujos, al entrar un generador nuevo, se aumentaron los cargos por transmisión ($/kW instalado por mes) en la mayoría del país, disminuyéndose en solo una zona. Esto no era razonable – con más kW instalados para compartir el costo fijo de la red, los costos por kW no debían haber aumentado. Con el método fuerza-distancia, los cargos se disminuyeron en todo el país.

2. Algunas líneas fueron ligeramente cargada porque se construyeron para aumentar confiabilidad, no para llevar flujos. Con el método de flujos, todos los costos de una línea ligeramente cargada se compartieron entre los agentes cuyos flujos pasaron por la línea. Ignoraba los que beneficiaron por mejoras de confiabilidad. El método fuerza-distancia no tenía este problema.

3. El método de flujos mandaba señales económicas incorrectas a ciertas zonas. El método fuerza-distancia siempre mandaba señales que coincidían aproximadamente con costos marginales a largo plazo.

4.5.9.2 Comparación y Recomendación para el Perú Recomendamos que la asignación de pago entre demanda y generación para instalaciones SCT y SST se haga por Beneficios Económicos (Métodos 1, 2, 3 y 10), como para instalaciones SGT. Las alternativas se compararon arriba. En casos excepcionales, cuando una instalación está dedicada 100% a la demanda o a la generación de un área, el pago se asigna a la demanda o la generación de esta área. Recomendamos que la asignación de pago entre los usuarios se estampille por todo el SEIN, salvo cuando la Ley y el Reglamento requieren que se reparte entre los usuarios de un área limitada. En este caso recomendamos que se estampille entre ellos (Método 5). Recomendamos que la asignación entre generadores se haga también por Beneficios Económicos (Métodos 1, 2, y 3). Cuando esto no está indicado, recomendamos que la asignación entre generadores se haga por Uso de Sistema. La tabla que sigue compara los Métodos 5, 6, 7, 8, 9 y 10. Recomendamos la asignación por Fuerza/Distancia por GWh/ohmios, el Método 9.

64 Hyde M. Merrill, Nelson Bacalao, Ramón Nadira, y Carlos A. Dortolina, “Evaluation of Transmission Tariff Methods in Restructured Power Markets.” IEEE Power Engineering Society reunión general, julio 2003.


Estampilla Método 5

Actual FDT Método 6

GWh/km Método 7

MW/km Método 8

GWh/ohmios Método 9

Beneficios Método 10

Igualitario sí no sí no sí sí Cubrir costos sí sí sí sí sí sí Señales económicas no no parciales parciales parciales parciales Previsible, estable sí no sí mejor que FDT,

inferior a GWh/km sí algo

Marco legal sí no sí sí sí sí Transparente sí no sí sí sí no Práctico sí no65 sí sí sí also Razonable sí no66 sí sí sí sí Real sí no sí sí mejor que

GWh/km algo

Minimizar métodos sí sí sí sí sí sí Métodos actuales sí sí no no no no SGT como SCT67 sí sí sí sí sí algo

En la tabla notamos que ninguno de los métodos manda señales económicas perfectas. Señales económicas entre generación y demanda son irrelevantes – no darán incentivo a una empresa generación de convertirse a empresa de demanda, y viceversa. Siendo una parte pequeña de la facturación total, los cargos por transmisión no serán un incentivo importante al consumidor para ahorrar energía. Los cargos de transmisión no incentivarán a usuarios a trasladarse de una zona a otro. Podrían afectar a clientes libres, pero ellos pagan tarifas especiales. El incentivo de localización a centrales nuevas de parte de cargos por transmisión será menor al incentivo por LMP – este último será bastante más importante. El método MW/km es menos justo que el método GWh/km en los pagos que requiere de distintos tipos de generación. Con el primero, una central de punto (peaking) de 100 MW pagaría igual que una central de operación base de la misma capacidad, aunque produciría y vendería mucho menos energía. El método GWh/ohmios se comportará semejante al método GWh/km, pero con una mejor base teórica. Por lo general, precios generación basados en energía son más justos. Cuando por disponibilidad de agua o por cualquier otra razón generan mucha energía, “usan” más el sistema, tienen ingresos más altos y les es más fácil pagar cargos de transmisión.

4.6 Proyectos de Procedimientos y Cálculos Los Proyectos de Procedimientos para implementar estos métodos se encuentran en los apéndices B y C.

65 Requiere datos cada 15 minutos – más que 35,000 por año por barra – en muchas barras, sincronizados. 66 El número de cálculos requeridos es muy exagerado. 67 Decimos “sí” por emplear el Método Beneficios Económicos que se usa para SGT, salvo en casos excepcionales cuando su uso no está indicado.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 68 4.7 Aplicación a Equipos Nuestras recomendaciones se aplican a equipos que no sean líneas, tal como a líneas. Un compensador reactivo, o un aparato FACTS, o la reconfiguración de una subestación, etc., puede aumentar la capacidad de transferencia, disminuyendo la congestión, con Beneficios Económicos que se podrán calcular base en precios nodales. El modelo PERSEO puede no representar a estos equipos, pero el incremento en capacidad de transferencia puede representarse como un incremento en límites en una línea. Por ejemplo, aumentar la capacidad del los condensadores en Cotaruse podría representarse como un incremento en la capacidad del circuito Mantaro-Cotaruse. Si el proyecto aumenta la capacidad por un interfaz que consta de más de una línea, PERSEO puede modificarse para representar los límites del interfaz, no solo de las líneas individuales. En el estudio anterior de planificación, hecho por SIEMENS, indicamos como hacerlo. Si no hay Beneficios Económicos base en precios nodales, puede haber beneficios de Mejora de Confiabilidad. En casos indicados la BTAG puede repartirse por Uso de Sistema. Para instalaciones SGT hay que emplear el criterio actual.


Capítulo 5. Análisis de Opiniones y Sugerencias

Recibimos opiniones y sugerencias formales de los siguientes:

COES Duke Energy – Egenor Egemsa ElectroAndes ElectroPerú

EnerSur Kallpa Luz del Sur ISA - REP

Hay elementos comunes en las Normas para SGT y SST/SCT. Cuando se acogió un comentario referente a una norma, aún cuando no se haya comentado para la otra, se hizo el cambio indicado en ambas normas. Al introducir o eliminar un numeral, se cambió la numeración de los numerales siguientes. La numeración de la prepublicación se nota en paréntesis cuando esto ocurrió.

5.1 Sistema Garantizado de Transmisión (SGT)

5.1.1 Organismo: COES 5.1.1.1 Hace Falta una Definición Precisa de Aguas Arriba Comentario Falta precisar lo que significa “Aguas Arriba”. Análisis Nuestra nomenclatura no era clara. Aclaramos que de acuerdo a la norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, Elemento se define como “Tramo de línea, celda, transformador, o compensador reactivo, de un sistema eléctrico.” Un elemento no es un Área de Demanda.

Recibimos opiniones y sugerencias formales del COES y de ocho agentes. Les agradecemos por su empeño y por la calidad del esfuerzo que hicieron. Por sus comentarios, este informe y los proyectos de normas han sido mejorados. Reconocemos también que algunos comentarios surgieron de sus intereses, cosa razonable. No cabe al consultor resolver los conflictos que puede haber entre los intereses de los agentes, pero los reconocemos. Las opiniones y sugerencias que acogimos han sido incorporadas en los capítulos anteriores de este informe y en los proyectos de norma.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 70 Por otro lado, si bien es cierto que Aguas Arriba para un generador y un centro de demanda podría imaginarse en sentidos opuestos, con el cambio que mencionamos a continuación el asunto debería ser claro. Para un elemento nuevo en una zona enmallada, una barra “j” de generación o demandado no esta Aguas Arriba de un elemento “k” si por cada barra “i” de la parte preponderante del SEIN se cumple que,

zi(con elemento “k”) = zi(sin elemento “k”), donde zi es la impedancia entre la barra “j”, como barra de referencia (swing bus), y la barra “i”. Esta definición se puede aplicar fácilmente, con un diagrama unificar del sistema, sin tener que calcular zi. Por esta definición, todo el SEIN estaría Aguas Arriba de la línea futura Chilca-Planicie-Zapallal. Esta línea, un vínculo importante en el centro del SEIN, mejoraría la confiabilidad de todo el SEIN, disminuyendo la posibilidad de un apagón a nivel nacional. Por esta definición, todo el SIS estaría Aguas Arriba de la línea Cotaruse-Machu Picchu. La única conexión con la parte preponderante del SEIN sería la doble línea Mantaro-Cotaruse. Todo el SIS tendría un vínculo nuevo con Cotaruse, que no dependería en la línea Cotaruse-Socabaya, por la línea nueva. Mejoraría la confiabilidad al interior del SIS tanto que la confiabilidad de la conexión con el resto del SEIN. Conclusión Se acogen los comentarios. Cambiamos la definición, remplazando “parte preponderante de dicha Área” con “parte preponderante del SEIN”. Añadimos a la definición lo siguiente: En particular, si por lo menos un camino eléctrico de una barra particular “i” de la zona hasta alguna barra “j” de la parte preponderante del SEIN pasa por la instalación “k”, la barra “i” esta Aguas Arriba del elemento “k”. 5.1.1.2 Deducción de Ingresos Tarifarios Comentario COES, Duke, ElectroAndes, EnerSur y Kallpa cuestionaron esta deducción.

a. Por lo general, no se entendió la necesidad de hacerlo.

b. Una razón citada para no hacerlo fue que la Ley no la menciona, y hacerlo impondría un sobrecosto ilegal a la generación. (COES, ElectroAndes, Enersur, Kallpa)

c. Se cuestionó como se podría calcular a nivel barra, puesto que hasta ahora se calculan los IT a nivel de elemento (línea). (Kallpa)

d. Se comentó que al deducir los IT del beneficio de los usuarios, se deberían deducir también del beneficio de la generación. (EnerSur, Kallpa)

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 71 Análisis El tema de los IT es complejo. Surge de un imperfección fundamental en mercados con precios base en costos marginales, especialmente cuando hay congestión: las cuentas no cierran. La demanda paga más que lo que recibe la generación – llamemos esta diferencia “pagos excesivos por la demanda,” o PED. Los IT son la asignación de los PED a los propietarios de proyectos de transmisión, a la cuenta de los usuarios, reduciendo la parte del Costo Medio Anual que paga la demanda, así devolviendo los PED a la demanda. Con relación al comentario a), un Elemento nuevo puede cambiar dos componentes de los pagos hechos por la demanda.

• Los precios de barra base en costos marginales (incluyendo en forma invisible los PED).

• Los ingresos tarifarios (la devolución de los PED). Es necesario que la computación de los Beneficios Económicos reconozca estos dos elementos. Si no lo hace, los supuestos Beneficios Económicos vistos por la demanda serán incorrectos. Modificamos las secciones 4.3.5.1 y 4.3.5.2 para aclarar este tema. Referimos el lector a esas secciones, y especialmente al ejemplo en la sección 4.3.5.7. Con relación al comentario b), si bien es cierto que la ley no dice que hay de deducir los IT, tampoco lo prohíbe. La ley necesariamente es más general y más amplia que las Normas. Al OSINERGMIN (en este caso) le corresponde agregar los detalles necesarios, conforme con el intento de la ley. Respondiendo al c), se cambió la computación señalada en el Numeral 7.2 (7.3) para emplear los IT calculado a nivel de elemento, no de barra. El cálculo del IT debe realizarse en la forma establecida en el Reglamento de la Ley de Concesiones para el SPT y en el Artículo 22 de la Norma Tarifas. En cuanto al d) no corresponde deducir los IT en calcular los Beneficios Económicos de los generadores. No son ellos que pagaron los PED. El dinero no es de ellos. Si bien es cierto que los PED pasan por sus manos, los generadores no deben ni disminuirlos ni aumentarlos. Conclusión Se acogen parcialmente los comentarios. Se aclaró en las secciones 4.3.5.1 y 4.3.5.2 de este informe porqué es necesario deducir los Ingresos Tarifarios en calcular los Beneficios Económicos de los Usuarios. Se cambió la computación para emplear Ingresos Tarifarios a nivel de Elemento, no de barra, en al Numeral 7.1. 5.1.1.3 Límite de 1% Comentario EnerSur y Kallpa también comentaron sobre este tema. El Numeral (7.2) tiene que ver con asignación de responsabilidad del pago entre generación y demanda. Se

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 72 considera inapropiado ignorar el beneficio de los usuarios cuyo beneficio por barra sea menor que 1% del BET. Análisis Estamos de acuerdo. Por posiblemente tratarse de muchas barras, podría tener un efecto cumulativo importante. De hecho, lo mismo debe decirse de los generadores cuyo beneficio sea menor que 1% del BET. Conclusión Se acoge el comentario. Se eliminó el Numeral (7.2). 5.1.1.4 Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad Comentario Varios agentes comentaron sobre este tema. Incluimos ciertos comentarios hechos con respecto a los SCT/SST que nos parecen relevantes en el contexto SGT. Para no confundir, mantuvimos el mismo orden en la presentación de los comentarios. a) Se dice que el incluir beneficios económicos por mejora de confiabilidad va más allá de numeral IV del inciso e) del artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. b) Se cuestiona el atribuir beneficios en proporción a los GWh de generación y consumo. Un elemento podría mejorar la confiabilidad de un generador pero no de un centro de demanda o viceversa. En particular, puede mejorar otros atributos que reflejan la calidad de servicio, sea estática o dinámica. (COES, Egemsa, ElectroAndes) Se presenta un ejemplo (Figura 5.1) donde un Elemento E parece mejorar la confiabilidad de la pequeña demanda D pero no de la central grande G. La central pagaría la mayoría de la parte de los costos asignados por mejora de confiabilidad, que se considera injusto.

Figura 5.1 Confiabilidad Incremental por Un Elemento Nuevo

3

Elemento E

D

380

50

SEIN117

117

146

95

Elemento E

3

D

380

¿?

SEIN 190

190

?

G G

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 73 c) Se comenta que las mejoras de confiabilidad benefician más al consumidor que a la generación, y el método no discrimina entre ellos. (COES, Egemsa, Kallpa) d) Se dice que el efecto que ve un generador por una falla es la energía no suministrada multiplicada por la diferencia entre su costo marginal y el costo marginal del sistema. Se sugiere que la asignación por mejoras de confiabilidad se proporcional a esta diferencia. (COES, Egemsa, ElectroAndes) e) Se dice que el “Estudio Para la Fijación del Margen de Reserva del SEIN – 2008 – 2012, etc.” calcula que el costo de energía no abastecida a la demanda iguala a US$ 6000 por MWh. (COES, Egemsa, ElectroAndes) f) Se comenta que la confiabilidad se mide en términos probabilísticos. g) No se entiende para que el reparto será base en generación y demanda acumulada por cinco años. h) Se propone asignar 100% del pago por mejoras de confiabilidad a la demanda. (EnerSur, Kallpa) i) Se comenta que si los beneficios económicos (por costos marginales) de un Elemento no superan al costo del elemento, el sistema es sobredimensionado y la planificación fue inadecuada. En este caso hay que asignar el costo a la demanda. (COES, EnerSur) j) La asignación debe ser modificada eliminando el criterio de confiabilidad, con un solo numeral para asignar los valores de la BTAG. k) La asignación por mejoras de confiabilidad no se debe hacer entre todos los agentes sino solo entre los donde hay un evidente beneficio físico. Análisis Respecto a los argumentos a), b), c), e), j), y j), el artículo 139º e) IV del Reglamento de la LCE, no define como calcular los beneficios económicos. Así mismo el Artículo 139 del Reglamento de la LCE otorga facultades al OSINERGMIN para que establezca los procedimientos para la aplicación de dicho artículo. Por su parte el Artículo 24.2 del Reglamento de la Ley 28832, para el caso de las instalaciones del SGT, dice que se tomará en cuenta los Usuarios y los Generadores favorecidos con incrementos en confiabilidad. El ejemplo de la Figura 5.1 es interesante, tanto por lo que dice como por lo que no dice. Aclaramos primero que suponemos que la línea horizontal inferior es una línea que conecta con la parte preponderante de SEIN. Si no fuera así, el G no se encontraría Aguas Arriba del E. El E mejora la confiabilidad de la conexión entre el G y el SEIN. Dependiendo en las capacidades de las líneas en el diagrama, y en la geometría invisible a dentro del

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 74 SEIN, el E puede llevar al G del nivel de confiabilidad n-1 al nivel n-2, o del nivel n-0 al n-1. El beneficio del segundo sería mayor que el beneficio del primero. Habría que preguntar, ¿Porqué se va a construir el E? y ¿Cuáles son los varios costos y beneficios? Podría ser una línea relativamente corta y barata cuyos beneficios económicos (vistos por D) superarían al BT. En este caso, G no pagaría nada. Si el proceso de planificación decidió construir E solo para beneficios de confiabilidad de D, entonces se podría no licitar, y dejar a D construirla como SCTLN, por libre negociación de contrato. En este caso G tampoco pagaría. Por fin, si se licitare y si G realmente estuviera en desventaja, estamos seguros que levantaría una queja ante el OSINERGMIN, pidiendo trato especial por ser caso especial. En suma, el ejemplo presentado es interesante porque ilustra que la Norma no es un chaleco de fuerza insensato sino un juego de principios, con procedimientos para los casos principales, aplicándose en un contexto flexible. Por otro lado, respecto a los comentarios b), c), d), e), g), y k), sabiamente, el Artículo 24.2 de la Ley 28832 no intentó especificar como hacerlo. No es posible atribuir un valor monetario exacto a la energía no abastecida. La teoría económica parece decir que supera la tarifa que paga el consumidor, pero esto no necesariamente es cierto. La teoría económica también parece decir que el valor para el generador de la energía no evacuada no es inferior al precio neto que recibiría, pero esto tampoco es necesariamente cierto. (Conocemos casos donde centrales de vapor han ofrecido y recibido pagos negativos para su “venta” de energía.) Para el consumidor, es obvio que el valor de la energía no abastecida depende mucho en el caso. Por ejemplo, consideremos un apagón de una hora, visto por:

Una ama de casa, que piensa planchar. El dueño de un bar con televisor, el sábado a las 21:00, Perú contra Brasil. Mismo dueño, mismo bar, el lunes a las 9:00, Grecia contra Litchenstein.

Una mina subterránea sin auto-generación de respaldo con problemas de métano, día hábil. Misma mina, día feriado. Una mina abierta.

En cuanto a generación, también hay casos y casos. Un costo que no se puede monetarizar, pero que es real, es el desgaste y la inconveniencia que acompañen la pérdida súbita de carga (“full load rejection”), especialmente para centrales térmicas. Lo sentimos, pero estos costos económicos no pueden monetarizarse. Además, los modelos que tiene la industria no permiten calcular cambios en confiabilidad a nivel consumo como función de cambios en el sistema transmisión. Quiere decir que la ecuación que todos anhelemos tener,


Δ$ por mejora de confiabilidad = ($/MWh de apagón) x (ΔMWh de apagón/elemento nuevo de transmisión),

no existe por no conocer ni el primer término ni el segundo. El inciso b) incluye otros atributos, estáticos como dinámicos, como la estabilidad de voltaje y el flicker. Reflejar estos atributos en beneficios económicos no se considera en el marco regulatorio. Nos parece que la ponderación sugerida en el comentario d) es explicita en la asignación por beneficios económicos (por precios en barra). Hacerlo otra vez para mejoras de confiabilidad sería duplicativo. En particular, haría que los generadores más baratos pagaren un golpe doble. No vemos porque esto sería justo. No se ha presentado un argumento para justificarlo. Con relación al argumento f), notamos que la confiabilidad no necesariamente tiene que medirse con probabilidades. Por ejemplo, en sistemas de transmisión, la confiabilidad se mide por si el sistema cumple o no ciertos criterios, tal como el criterio n-1, que no es probabilístico. En planificación de generación, es común usar como medida de confiabilidad el margen de reserva, que tampoco lo es. El argumento g) tiene que ver con el reparto entre generación y demanda, que se hace por única vez. Se hace base a una evaluación de cinco años para mantener coherencia con la evaluación de beneficios económicos por costos marginales, y para evitar que la asignación se base sin intención en efectos especiales pertenecientes a un año particular. El argumento h) ignora que la confiabilidad beneficia también a la generación, y por el marco regulatorio, esto tiene que ser reconocido. El comentario i) supone que cada instalación tiene que tener un beneficio económico por costos marginales que supera el costo de la instalación. Esto no es cierto – no es así que se planifica el sistema de transmisión. El ser sobredimensionado no proviene de planificación inadecuada. Referimos el lector a la Sección 7.1 de este informe. También respecto al comentario k), hemos procurado seguir no solo el énfasis del marco regulatorio sino también el sentido común, los cuales en este asunto felizmente coinciden. La asignación del pago se basa primeramente en beneficios económicos por costos marginales, los cuales sin mucho argumento se pueden calcular. Solo cuando son inferiores al costo del elemento entramos en el reparto por beneficios por mejora de confiabilidad, lo cual es más difícil a cuantificar. Conclusión No se acogen los comentarios. El atribuir beneficios económicos de confiabilidad en proporción a GWh de consumo o generación, por grueso que sea, no es menos razonable ni menos justo que otros métodos más complicados y menos transparentes.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 76 5.1.1.5 Riesgos de Desaparecer o Atrasar una Unidad de Generación Comentario Se comenta que la norma debe incluir texto diciendo que es la demanda que debe cubrir ciertos riesgos que impedirían los pagos por un proyecto de transmisión. Análisis En la sección 4.3.6 presentamos el argumento a favor de esta posición. Sin embargo, el marco regulatorio vigente no lo permite. Conclusión No es factible acoger el comentario dado el marco regulatorio vigente. 5.1.1.6 Falta Definir como Calcular BTAG Comentario No se establece la forma de calcular BTAG. Análisis No es el objetivo de la presente norma establecer la BTAG. Es un dato para la presente norma. Ya el Reglamento establece como calcular la BTAG. Conclusión No se acoge el comentario. 5.1.1.7 Recalculo por 1% Comentario Se sugiere incluir en Numeral 10.1 el hecho de que el BETG debe ser recalculado, considerando solo aquellos que superan al 1% de participación. Análisis De acuerdo. Conclusión Se acoge el comentario. Se modificó el Numeral 10.1. 5.1.1.8 Disposición Transitoria Comentario Se sugiere que es el OSINERGMIN, no el COES, que debe realizar las asignaciones para remunerar la base tarifaria del SGT y de las instalaciones de Plan Transitorio de Transmisión. Se comenta que al COES le corresponde realizar la propuesta de prorrateo de la compensación asignada a los generadores en proporción al respectivo beneficio económico. Se comenta que, no han sido envolucrado en los estudios ni la elaboración del Plan Transitorio de Transmisión. Por lo tanto, no cuenta con los datos y no puede asumir la responsabilidad de calcular el beneficio económico de los elementos del Plan. Análisis De acuerdo.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 77 Conclusiones Se acoge el comentario. Se cambió la disposición transitoria para reflejar la responsabilidad correcta del OSINERGMIN y del COES.

5.1.2 Duke Energy Egenor 5.1.2.1 Los Usuarios deben Pagar el SGT Comentario Se sugiere que para coincidir con el anterior Sistema Principal de Transmisión, los usuarios deben pagar 100% de los costos del SGT. Analisis El consultor está de acuerdo. Ver Sección 7.3. Sin embargo, la Ley dice que se tiene que asignar base en beneficios económicos, reconociendo beneficios por mejoras de confiabilidad. Conclusión No se acoge el comentario. 5.1.2.2 El Método es Complicado Comentario El método de beneficios económicos es complicado y conlleva incertidumbres. Análisis De acuerdo. Las dos complicaciones principales son (1) el cálculo de beneficios económicos, y (2) el restar los IT. El cálculo de beneficios por mejoras de confiabilidad, por nuevo que sea, es sencillo y transparente. El filtro digital también es sencillo y transparente. En nuestra defensa, mencionamos que el problema en si es muy complejo. Alguien quejó al entonces Coronel Winston Churchill que su Cuarto General en la Primera Guerra Mundial era peligroso. “De acuerdo,” respondió Churchill, “pero es una guerra peligrosa.” Notamos que, por lo menos, se propone aplicar el mismo método vigente método para calcular y asignar por beneficios económicos los SST y SCT. Notamos también que lo propuesto disminuye la varianza en responsabilidad de pago, por el filtro digital. Por otro lado es mandato de la Ley 28832 el que se deba repartir los pagos en proporción a los beneficios económicos. Conclusión No se acoge el comentario.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 78 Dentro de la ley y de las condiciones, no vemos como simplificar más las cosas. 5.1.2.3 Seguirán Obstáculos para Nuevas Inversiones en Generación Comentario Los pagos futuros por la generación quedan inciertos. Esto crea barreras para inversión. Análisis De acuerdo. Mencionamos que esto se debe en parte a la filosofía peruana de asignar los costos entre demanda y generación, y a los generadores, elemento por elemento. El asignar los costos totales entre demanda y generación, y generador por generador, sería bastante más estable. Hay conflictos entre ciertos objetivos legítimos, como señalamos en el Capítulo 3 y en la selección de métodos del Capítulo 4. En particular, la sencillez y la estabilidad no coinciden con el principio que el beneficiario debe pagar. Y a esto agregamos que nuestra ciencia no permite calcular los valores monetarios de varios beneficios. Si se asignara mucho riesgo a los titulares del sistema transmisión, ellos tendrían que aumentar sus tarifas para cubrir el riesgo. Conclusión Estamos de acuerdo, pero no se acoge el comentario.

5.1.3 Empresa: Egemsa 5.1.3.1 Beneficios de Mejoras de Confiabilidad Ver COES incisos b) y d).

5.1.4 Empresa: ElectroAndes 5.1.4.1 Precisar que los Datos Deben Ser Consistentes Comentario Se sugiere especificar en Numeral 5.3 que los datos técnicos de las instalaciones de generación y transmisión a emplear deben ser las empleadas por el COES en el desarrollo del Plan de Transmisión. Análisis Estamos de acuerdo. Conclusión Se acoge el comentario y se modificó el Numeral 5.3. 5.1.4.2 No Deducir los Ingresos Tarifarios Ver COES inciso b). 5.1.4.3 Beneficios por Mejora de Confiabilidad Ver COES incisos b), d) y e).

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 79 5.1.4.4 Usar Datos Reales Comentario Las simulaciones para calcular los BEUGn deben usar datos reales, y no datos productos de dispositivos legales, por ejemplo, el ignorar límites en transmisión. Análisis De acuerdo. Conclusión Se acoge el comentario. Se modificó el Numeral 9.4. 5.1.4.5 Prorrateo de la BTAG Entre Generadores Comentario Se sugiere ponderar la asignación entre generadores por mejoras de confiabilidad por las diferencias entre costos marginales del sistema y costos variables de la generación. Análisis Esta ponderación es explicita en la asignación por beneficios económicos (por precios en barra). Hacerlo otra vez para mejoras de confiabilidad sería duplicativo. En particular, haría que los generadores más baratos pagaren un golpe doble. No vemos porque esto sería justo. No se ha presentado un argumento para tal efecto. Conclusión No se acoge el comentario.

5.1.5 Empresa: EnerSur 5.1.5.1 Los Usuarios deben Pagar el SGT Ver COES inciso j). 5.1.5.2 No Deducir los Ingresos Tarifarios Ver COES inciso b). 5.1.5.3 Deducir los Ingresos Tarifarios para la Generación Ver COES inciso d). 5.1.5.4 Límite de 1% Ver COES. 5.1.5.5 Beneficos por Mejora de Confiabilidad Ver COES inciso k). 5.1.5.6 Riesgos de Desaparecer o Atrasar una Unidad de Generación Ver COES. 5.1.5.7 Supeditación de la Asignación de Pago Comentario

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 80 Se ve innecesario que la determinación de la asignación del pago esté supeditada a la cierre de las licitaciones. Análisis Los Beneficios Económicos totales de la Generación y de los Usuarios (Artículo 7) dependen de la Base Tarifaria, la cual depende de la licitación. Conclusión No se acoge el comentario.

5.1.6 Empresa: Kallpa 5.1.6.1 Los Usuarios deben Pagar el SGT Ver COES inciso j). 5.1.6.2 No Deducir los Ingresos Tarifarios Ver COES inciso b). 5.1.6.3 Deducir los Ingresos Tarifarios para la Generación Ver COES inciso d). 5.1.6.4 Límite de 1% Ver COES. 5.1.6.5 Beneficos por Mejora de Confiabilidad Ver COES inciso c). 5.1.6.6 Riesgos de Desaparecer o Atrasar una Unidad de Generación Ver COES. 5.1.6.7 Adelantar la Asignación Entre Demanda y Generación Comentario Se sugiere adelantar anunciar la asignación propuesta entre Demanda y Generación para ayudar a los agentes en su planificación. Análisis El comentario está orientado a las instalaciones del Plan Transitorio, las cuales no se aprueban con todo el proceso previsto en el Reglamento. Para varias estas instalaciones no es factible conocer con anticipación su asignación de responsabilidad de pago, dado que ya fueron licitadas. Sse sugiere que el COES tenga la oportunidad de proponer beneficios económicos hasta un plazo límite de un año antes de la entrada en operación comercial prevista de las instalaciones del Plan Transitorio Conclusión Se acoge el comentario y se hace una recomendación en cuanto al Plan Transitorio.

5.2 Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión (SST y SCT)

5.2.1 Empresa: Duke Energy Egenor

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 81 5.2.1.1 Coordinación MEM y OSINERGMIN sobre SGT y SST/SCT Comentario Enersur y Kallpa también sugirieron que OSINERGMIN no apruebe la metodología para SST/SCT hasta que MEM aprueba la metodología para SGT. Se cree indispensable que los métodos sean consistentes. Análisis Un objetivo de este estudio fue minimizar el número de métodos distintos para asignación de responsabilidad de pagos. El consultor recomienda que los métodos sean consistentes, pero no cree que esto sea “indispensable.” En el reglamento no existe obligación para que ambos procedimientos sean los mismos Conclusión Demorar la decisión sobre SST/SCT depende en asuntos fuera de la competencia del consultor. Pasamos la sugerencia al OSINERGMIN. 5.2.1.2 Límite de 1% Comentario El Numeral (9.2) tiene que ver con asignación de responsabilidad del pago entre generación y demanda. Enersur y Kallpa también consideran inapropiado ignorar el beneficio de los usuarios cuyo beneficio por barra sea menor que 1% del BET. Análisis Estamos de acuerdo. Por posiblemente tratarse de muchas barras, podría tener un efecto cumulativo importante. De hecho, por la misma razón, sería inapropiado ignorar el beneficio de los generadores cuyo beneficio sea menor que 1% del BET. Conclusión Se acoge el comentario. Se eliminó el Numeral (9.2). 5.2.1.3 No deducir los Ingresos Tarifarios (IT) en Calcular los Beneficios del

Usuario o Deducirlos También para los Generadores (Numeral 7.3) Comentario ElectroAndes, Enersur, Kallpa y REP también cuestionaron esta deducción.

a. No se entendió la necesidad de hacerlo. (EnerSur, Kallpa)

b. Una razón citada para no hacerlo fue que la Ley no la menciona. (Duke, ElectroAndes, Enersur, Kallpa)

c. Se cuestionó como se podría calcular a nivel barra, puesto que hasta ahora se calculan los IT a nivel de elemento (línea). (Duke, Kallpa)

d. Se comentó que al deducir los IT del beneficio de los usuarios, se deberían deducir también del beneficio de la generación. (EnerSur, Kallpa)

e. Se debe especificar como se asignan los IT. (REP) Análisis El tema de los IT es complejo. Surge de un imperfección fundamental en mercados con precios base en costos marginales, especialmente cuando hay congestión: las

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 82 cuentas no cierran. La demanda paga más que lo que recibe la generación – llamemos esta diferencia “pagos excesivos por la demanda,” o PED. Los IT son la asignación de los PED a los propietarios de proyectos de transmisión, a la cuenta de los usuarios, reduciendo la parte del Costo Medio Anual que paga la demanda, así devolviendo los PED a la demanda. Con relación al comentario a), un Elemento nuevo puede cambiar dos componentes de los pagos por la demanda.

• Los precios de barra base en costos marginales (incluyendo en forma invisible los PED).

• Los ingresos tarifarios (la devolución de los PED). Es necesario que la computación de los Beneficios Económicos reconozca estos dos elementos. Si no lo hace, los supuestos Beneficios Económicos vistos por la demanda serán incorrectos. Modificamos las secciones 4.3.5.1 y 4.3.5.2 para aclarar este tema. Referimos el lector a esas secciones, y especialmente al ejemplo en la sección 4.3.5.7. Con relación al comentario b), si bien es cierto que la ley no dice que hay de deducir los IT, tampoco lo prohíbe. La ley necesariamente es más general y más amplia que las Normas. Al OSINERGMIN (en este caso) le corresponde agregar los detalles necesarios, conforme con el intento de la ley. Respondiendo al c), se cambió la computación señalada en el Numeral 7.3 para emplear los IT calculado a nivel de elemento, no de barra. El cálculo del IT debe realizarse en la forma establecida en el Reglamento de la Ley de Concesiones para el SPT y en el Artículo 22 de la Norma Tarifas. En cuanto al d) no corresponde deducir los IT en calcular los Beneficios Económicos de los generadores. No son ellos que pagaron los PED. El dinero no es de ellos. Si bien es cierto que los PED pasan por sus manos, los generadores no deben ni disminuirlos ni aumentarlos. En cuanto al e), esto está definida en otros reglamentos y normas, por ejemplo, en la norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, Conclusión Se acogen parcialmente los comentarios. Se aclaró en las secciones 4.3.5.1 y 4.3.5.2 de este informe porqué es necesario deducir los Ingresos Tarifarios en calcular los Beneficios Económicos de los Usuarios. Se cambió la computación para emplear Ingresos Tarifarios a nivel de Elemento, no de barra, en el Artículo 7. 5.2.1.4 Riesgos de Desaparecer o Atrasar una Unidad de Generación Comentario

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 83 Enerur y Kallpa también comentaron que la norma debe incluir texto diciendo que es la demanda que debe cubrir ciertos riesgos que impedirían los pagos por un proyecto de transmisión. Análisis En el Capítulo 7 presentamos un argumento a favor de esta posición. El argumento mencionado corresponde a una recomendación del consultor que requiere un cambio en el marco regulatorio (la Ley y el Reglamento) por lo que no puede implementarse como parte de la presente norma Conclusión No es acogible este comentario, bajo el marco regulatorio vigente. 5.2.1.5 Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad Comentario Los argumentos a continuación corresponden a los comentarios también de ElectroAndes, ElectroPerú, EnerSur y Kallpa sobre este tema. a) Se dice que el incluir beneficios económicos por mejora de confiabilidad va más allá de numeral IV del inciso e) del artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. (Duke) b) Se cuestiona el atribuir beneficios en proporción a los GWh de generación y consumo. (ElectroAndes, ElectroPerú, EnerSur) c) Se comenta que las mejoras de confiabilidad benefician más al consumidor que a la generación. (ElectroAndes) d) Se dice que el efecto que ve un generador por una falla es la energía no suministrada multiplicada por la diferencia entre su costo marginal y el costo marginal del sistema. Se sugiere que la asignación por mejoras de confiabilidad se proporcional a esta diferencia. (ElectroAndes) e) Se dice que el “Estudio Para la Fijación del Margen de Reserva del SEIN – 2008 – 2012, etc.” calcula que el costo de energía no abastecida a la demanda iguala a US$ 6000 por MWh. (ElectroAndes) f) Se comenta que la confiabilidad se mide en términos probabilísticos. (ElectroPerú) g) Se cuestiona la diferencia entre el CMA y el CMA5 en el Numeral 9.5 (9.6). La forma del reparto del CMA no es clara. (ElectroPerú) h) No se entiende para que el reparto será base en generación y demanda acumulada por cinco años. (ElectroPerú) i) El nombre asignado al factor BEU en Numeral 9.5.2 (9.6.2) no parece el más apropiado. (ElectroPerú)

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 84 j) Se propone asignar 100% del pago por mejoras de confiabilidad a la demanda. (EnerSur) k) Se comenta que si los beneficios económicos (por costos marginales) de un Elemento no superan al costo del elemento, el sistema es sobredimensionado y la planificación fue inadecuada. (EnerSur) l) Se comenta que hay una contradicción entre (14.5) y (14.6.2). El primero dice que el CMAG se reparte por BEUGn mientras que el segundo incluye también beneficios por mejora de confiabilidad. (ElectroPerú) m) Los Numerales 14.2, 14.3, 14.4, (14.5), y (14.6) deben ser modificados eliminando el criterio de confiabilidad, con un solo numeral para asignar los valores de la BTAG. (EnerSur, Kallpa) n) La mayor confiabilidad de las redundancias actuales del SST/SCT tiene por fin beneficiar a los agentes conectadas a ellas. (Kallpa) o) La asignación por mejoras de confiabilidad no se debe hacer entre todos los agentes sino solo entre los donde hay un evidente beneficio físico. (Kallpa) Análisis Respecto a los argumentos a), b), c), e), j), y m), el artículo 139º e) IV del Reglamento de la LCE, no define como calcular los beneficios económicos. En particular, no requiere que se base en los $6000 por MWh mencionado en el inciso e). Así mismo el Artículo 139 del Reglamento de la LCE otorga facultades al OSINERGMIN para que establezca los procedimientos para la aplicación de dicho artículo. Por su parte el Artículo 24.2 del Reglamento de la Ley 28832, para el caso de las instalaciones del SGT, dice que se tomará en cuenta los Usuarios y los Generadores favorecidos con incrementos en confiabilidad. Con base a las facultades otorgadas y por principio de imparcialidad se consideran los mismos criterios tanto para las instalaciones del SGT como para las instalaciones del SST y SCT, es decir asignar la responsabilidad de pago tendiendo en cuenta las mejoras en confiabilidad Por otro lado, respecto a los comentarios b), c), d), e), n), y o), sabiamente, el Artículo 24.2 de la Ley 28832 no intentó especificar como calcular el beneficio económico. No es posible atribuir un valor monetario exacto a la energía no abastecida. La teoría económica parece decir que supera la tarifa que paga el consumidor, pero esto no necesariamente es cierto. La teoría económica también parece decir que el valor para el generador de la energía no evacuada no es inferior al precio neto que recibiría, pero esto tampoco es necesariamente cierto. (Conocemos casos donde centrales de vapor han ofrecido y recibido pagos negativos para su “venta” de energía.) Para el consumidor, es obvio que el valor de la energía no abastecida depende mucho en el caso. Por ejemplo, consideremos un apagón de una hora, visto por:

Una ama de casa, que piensa planchar. Una mina subterránea sin auto-


El dueño de un bar con televisor, el sábado a las 21:00, Perú contra Brasil. Mismo dueño, mismo bar, el lunes a las 9:00, Grecia contra Litchenstein.

generación de respaldo con problemas de métano, día hábil. Misma mina, día feriado. Una mina abierta.

En cuanto a generación, también hay casos y casos. Un costo que no se puede monetarizar, pero que es real, es el desgaste y la inconveniencia que acompañen la pérdida súbita de carga (“full load rejection”), especialmente para centrales térmicas. Lo sentimos, pero estos costos económicos no pueden monetarizarse. Además, los modelos que tiene la industria no permiten calcular cambios en confiabilidad a nivel consumo como función de cambios en el sistema transmisión. Quiere decir que la ecuación que todos anhelemos tener,

Δ$ por mejora de confiabilidad = ($/MWh de apagón) x (ΔMWh de apagón/elemento nuevo de transmisión),

no existe por no conocer ni el primer término ni el segundo. Nos parece que la ponderación sugerida en el comentario d) es explicita en la asignación por beneficios económicos (por precios en barra). Hacerlo otra vez para mejoras de confiabilidad sería duplicativo. En particular, haría que los generadores más baratos pagaren un golpe doble. No vemos porque esto sería justo. No se ha presentado un argumento para justificarlo. Con relación al argumento f), notamos que la confiabilidad no necesariamente tiene que medirse con probabilidades. Por ejemplo, en sistemas de transmisión, la confiabilidad se mide por si el sistema cumple o no ciertos criterios, tal como el criterio n-1, que no es probabilístico. En planificación de generación, es común usar como medida de confiabilidad el margen de reserva, que tampoco lo es. Respecto a los argumentos g) y i), el BET se compara con el CMA5 para calcular el reparto del CMA entre demanda y generación. A veces dijimos CMAn cuando se debe haber dicho CMA. También había un error de redacción. Para corregirlo se remplazó BEG por CMAG, etc. El argumento h) tiene que ver con el reparto entre generación y demanda, que se hace por única vez. Se hace base a una evaluación de cinco años para mantener coherencia con la evaluación de beneficios económicos por costos marginales, y para evitar que la asignación se base sin intención en efectos especiales pertenecientes a un año particular. Estamos de acuerdo con el comentario i).

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 86 El argumento j) ignora que la confiabilidad beneficia también a la generación, y por el marco regulatorio, esto tiene que ser reconocido. El comentario k) supone que cada instalación tiene que tener un beneficio económico por costos marginales que supera el costo de la instalación. Esto no es cierto – no es así que se planifica el sistema de transmisión. El ser sobredimensionado no proviene de planificación inadecuada. Referimos el lector a la Sección 7.1 de este informe. El comentario l) es correcto. Hay una contradicción. Eliminamos el Numeral (14.5). El comentario n) parece relacionarse solo con SST, pues refiere a elementos actuales. En un sentido estricto, el comentario no es relevante para el reparto entre generación y demanda, que para SST queda invariante. Respecto al comentario o), hemos procurado seguir no solo el énfasis del marco regulatorio sino también el sentido común, los cuales en este asunto felizmente coinciden. La asignación del pago se basa primeramente en beneficios económicos por costos marginales, los cuales sin mucho argumento se pueden calcular. Solo cuando son inferiores al costo del elemento entramos en el reparto por beneficios por mejora de confiabilidad, lo cual es más difícil a cuantificar. Conclusión Se acogen parcialmente los comentarios. No se acogen ciertos comentarios fundamentales. El atribuir beneficios económicos de confiabilidad en proporción a GWh de consumo o generación, por grueso que sea, no es menos razonable o menos justo que otros métodos más complicados y menos transparentes. Se acogen los comentarios en cuanto a clarificaciones. Se remplazaron referencias equivocadas a CMAn por CMA en el Numeral 9.5 (9.6), y CMAn por CMA5 en la Sección 9. Se modificó el Numeral 9.5.2 (9.6.2), remplazando BEG y BEU por CMAG y CMAU. Se eliminó el Numeral (14.5). 5.2.1.6 Generadores Relevantes en Uso de Sistema Comentario Enersur y Kallpa tambié pidieron un método concreto para identificar generadores relevantes para un elemento nuevo. Análisis Un generador es relevante por un elemento si, por las leyes de Ohmio y Kirchoff, energía puede llegar a la demanda por el elemento. Esto no tiene que ver con flujos netos preponderantes sino que con flujos independientes de cada central, como hablamos en la Sección 3.2.2. En subsistemas radiales es obvio por la topología si un elemento vincula un generador con una barra de demanda.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 87 En sistemas enmallados también se puede determinar por la topología si un generador es relevante por un elemento. “Si por lo menos un camino eléctrico de un generador particular hasta cualquier barra de demanda pasa por un elemento, el generador es relevante para el elemento. Excepción para subsistemas principalmente de demanda: si la capacidad total de todos los generadores en un subsistema es inferior a la demanda punta anual del subsistema, esos generadores no son relevantes por ningún Elemento a fuera del mismo subsistema. Aquí por subsistema se entiende la generación y demanda conectada a una barra, o a una zona radial, o a un Área de Demanda que no sea el Área 15.” Esta definición vale también por elementos radiales. No es difícil aplicarla para sistemas enmallados. Hay un cálculo que determina si un generador es relevante por un elemento. El cálculo no es difícil, pero a nuestro juicio no es necesario. Un generador en la barra “j” no es relevante por un elemento “k” si por cada barra de demanda “i”,

zi(con elemento “k”) = zi(sin elemento “k”), donde zi es la impedancia entre la barra “j”, como barra de referencia (swing bus), y la barra de demanda “i”, tomando en cuenta la excepción por subsistemas principalmente de demanda. Se reconoce que el concepto de generadores relevantes es blanco o negro: un generador es o no es relevante. Reconocemos también que al madurar el SEIN, más y más generadores se calificarán como relevantes. Sin embargo, un generador muy lejano de un elemento que por madurar la red llega a ser relevante, pagará poco bajo el concepto uso de sistema por su gran distancia eléctrica. Conclusión Se acoge el comentario. Se remplazó la definición para Generadores Relevantes (Artículo 4) con “Si por lo menos un camino eléctrico de un generador particular hasta cualquier barra de demanda pasa por un elemento, el generador es relevante para el Elemento. Hay una excepción para subsistemas principalmente de demanda. Si toda la generación (g) y demanda (d) ubicadas Aguas Arriba del Elemento “jk”, satisface dos condiciones, la generación no es relevante. Las condiciones son: (1) que la capacidad efectiva total de la generación (g) sea inferior a la máxima demanda de potencia de la demanda (d), y (2) la energía de toda la generación (g) es inferior al consumo de energía de la demanda (d). Para la asignación correspondiente a los meses de mayo a marzo se consideraran la máxima demanda y energía del mismo mes, mientras que para la asignación correspondiente al mes de abril se empleará la máxima demanda y generación del periodo anual mayo – abril.

5.2.2 Empresa: ElectroAndes 5.2.2.1 Permanencia de Designación de Instalaciones SST Asignadas 100% a

la Demanda o a la Generación Comentarios Se pregunta si estas instalaciones mantendrán su designación si en el futuro se cambía el sentido de los flujos.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 88 Análisis El Reglamento de la LCE, Artículo 139, e) IV y III dice que la asignación entre generación y demanda se determina por única vez para SGT y SCT. La Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832, párrafo 3, dice que se mantendrá invariable para SST. Esto ayuda a mantener estable los pagos de los generadores, disminuyendo incertidumbre. La vida útil de elementos de transmisión puede sobrepasar un medio siglo. En la evolución del sistema, los usuarios y los beneficiarios de un elemento pueden cambiar. Conclusión Bajo el marco regulatorio vigente la asignación de responsabilidad de pago no varía No obstante, en el capítulo 7 añadimos una sugerencia que se cambie el marco regulatorio para revisar la asignación entre generación y demanda de vez en cuando. 5.2.2.2 Error Tipográfico, Numeral 5.2 Comentarios, Análisis, y Conclusiones Por: SSPTP (Numeral 5.2)

Se debe decir: SCPTP

Análisis y Conclusión: Se acoge el comentario y se corrigió el error tipográfico

5.2.2.3 Redacción del Numeral 5.3 Comentario Se comenta que parece más adecuado remplazar “En la asignación de remuneración entre Generadores” por “En el cálculo de los Beneficios Económicos de los Generadores.” Análisis La referencia inmediata tiene que ver con Beneficios Económicos. La asignación de remuneración es una segunda etapa. Conclusión Se acoge la sugerencia, cambiando el texto como se sugirió. 5.2.2.4 Cuando se Ignoran Valores Negativos Comentario Se preguntó si se debe ignorar los valores negativos de los VAU, o de la suma – los BEUG. Análisis En el Numeral 7.2.2 se especifica que tiene que ver con si la suma – el BEUG – es negativo. El Numeral 7.3 especifica la misma cosa referente a BEUB. Conclusión

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 89 Se acoge el comentario. En el Numeral 5.3 se añadió una referencia a BEUG y BEUB. 5.2.2.5 Beneficios Económicos sin el Modelo PERSEO Comentarios ElectroPerú y REP también cuestionaron elementos de este tema.

a. ElectroAndes sugirió basar los cálculos en precios de energía a nivel generación publicados.

b. ElectroPerú preguntó si el valor Tb es un valor promedio, o si cambia cada

año.

c. ElectroPerú preguntó si se supone que la energía inyectada no podría afectar el precio Tb.

d. ElectroPerú preguntó si se supone que la demanda en un área y los costos

marginales de barra en el SEIN se mantienen invariantes.

e. ElectroPerú preguntó si no se deberían reconocer los efectos de la congestión en el área.

f. REP pide que se aclare como se calcula el valor Tb.

Análisis Esto tiene que ver con situaciones donde calcular beneficios económicos base en costos marginales no es posible o no tiene sentido. Dos casos específicos son:

• Un elemento nuevo en una zona enmallada con solo generación o solo demanda, donde los precios en barra se calculan en la barra de conexión con la parte preponderante del SEIN, pero no a dentro de la zona.

• Una zona antes aislada con generación y/o demanda que por el elemento nuevo llega a conectarse con el SEIN.

En estos casos el beneficio económico dominante del elemento es el poder vender o comparar energía a precios del SEIN, reconociendo que la cantidad vendida o comprada podría cambiar.

a. Las tarífas de energía en barra incluyen los cargos de peaje secundario, y deben excluirlos para estos fines. Los precios de energía a nivel generación publicados son más apropiados. Los precios de barra empleados en los cálculos deben ser basados en costos marginales, no en precios especiales y temporales que pueden decretarse por razones transitorias.

b. El valor de Tb es el valor promedio anual.

c. Cuando hay congestión en el SEIN, cambiar la energía inyectada puede afectar

los costos marginales de barra. Sin congestión en el SEIN, el afecto es pequeño.


d. Normalmente la demanda se supone inelástico por variaciones relativamente pequeñas en precios. Si por el elemento nuevo se cambia la congestión en el SEIN, el precio puede cambiar en forma significativa.

e. No se modelan costos marginales de barra a dentro del área. Pero si el

Elemento afecta (por congestión) la inyección al SEIN, y si esta inyección afecta la congestión en el SEIN, entonces el precio en barra de conexión con al SEIN puede cambiar por congestión interna de área. Además, si el elemento reduce la congestión a dentro del área y así reduce el racionamiento el consumo, puede afectar la inyección,

f. Tb se calcula por PERSEO, reconociendo los efectos mencionados en los

encisos a, b, c, y e. Esto se analiza en un pasaje nuevo en la Sección 4.4 de este Informe Final. Conclusión Se acogen los comentarios. Se modificó en forma fundamental la Sección 8 para incorporar las aclaraciones, correcciones, y cambios mencionados. 5.2.2.6 Ampliar Numeral 5.5 Comentarios Se sugiere especificar que los datos técnicos de las instalaciones de generación y transmisión a emplear deben ser las empleadas por el COES en el desarrollo del Plan de Transmisión. Análisis En general los datos que se emplean para la fijación de tarifas deben ser los mismos que se usan para el estudio de planeamiento por el cual se determinó la necesidad de las instalaciones de transmisión. En ese sentido para el caso de los SST-SCT estos datos deben corresponder al que se emplee en los procesos de fijación tarifaria de estos sistemas con excepción de los SCT que provengan del Plan de Transmisión, en cuyo caso si procede lo solicitado por ElectroAndes. Conclusión Se acoge en parte el comentario y se modificó el Numeral 5.5. 5.2.2.7 Deducción de los Ingresos Tarifarios (IT) en Calcular VAPc y VAPs

(Numeral 7.3) Ver Duke Energy Enenor, inciso b). 5.2.2.8 Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad Ver Duke Energy Enenor, incisos b), c), d) y e). 5.2.2.9 Prorrateo del CMAG entre Generadores por el Criterio de Beneficios Ver Duke Energy Egenor, inciso d).

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 91 5.2.3 Empresa: ElectroPerú 5.2.3.1 Aguas Arriba Comentario Electroperú, así como, otros agentes piden clarificación sobre esta definición. Un problema vino de las referencias a “Área de Demanda” y “la parte preponderante de dicha área.” Otro tenía que ver con la percepción que Aguas Arriba visto por un generador no significa lo mismo para una demanda. Para un sistema enmallado puede no ser claro si un elemento queda Aguas Arriba. Análisis Nuestra nomenclatura no era clara. Aclaramos que de acuerdo a la norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, Elemento se define como “Tramo de línea, celda, transformador, o compensador reactivo, de un sistema eléctrico.” Un elemento no es un Área de Demanda Por otro lado, si bien es cierto que Aguas Arriba para un generador y un centro de demanda podría imaginarse en sentidos opuestos, con el cambio que mencionamos a continuación el asunto debería ser claro. Para un elemento nuevo en una zona enmallada, una barra “j” de generación o demandado no esta Aguas Arriba de un elemento “k” si por cada barra “i” de la parte preponderante del SEIN se cumple que,

zi(con elemento “k”) = zi(sin elemento “k”), donde zi es la impedancia entre la barra “j”, como barra de referencia (swing bus), y la barra “i”. Esta definición se puede aplicar fácilmente, con un diagrama unificar del sistema, sin tener que calcular zi. Conclusión Se acogen los comentarios. Cambiamos la definición, remplazando “parte preponderante de dicha Área” con “parte preponderante del SEIN”. Añadimos a la definición lo siguiente: En particular, si por lo menos un camino eléctrico de una barra particular “i” de la zona hasta algúna barra “j” de la parte preponderante del SEIN pasa por la instalación “k”, la barra “i” esta Aguas Arriba del elemento “k”. 5.2.3.2 Definición de SCTPT y SCTPI Comentarios Se sostiene que a los Numerales 4.24 y 4.25 se deben añadir las palabras italizadas: “SCT asignado a la demanda, a la generación o a ambos, y que es parte del Plan de Transmisión . . .” Análisis No aporta a la norma, dado que la asignación es después. Conclusión No se acoge el comentario.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 92 5.2.3.3 Error Tipográfico SSTPT en 5.2 Comentarios Se considera que SSTPT debe rezar SCTPT. Análisis De acuerdo. Conclusión Se corrigió el Numeral 5.2. 5.2.3.4 Redacción de 5.3 Comentarios Se sugiere mejoras en la redacción. a) Se sugiere remplazar “En la asignación de remuneración entre Generadores” por “En el cálculo de los Beneficios Económicos de los Generadores” b) Se pide clarificación en cuanto a cuando se remplacen valores negativos por cero. Análisis Respecto al a), estamos de acuerdo. Respecto al b, la norma es clara. En el numeral 7.2.2 menciona claramente que si el valor de BEUG es negativo se considera como cero. Conclusión Se acogen en parte los comentarios. En 5.3 remplazamos “En la asignación de remuneración entre Generadores” por “En el cálculo de los Beneficios Económicos de los Generadores”. En 5.3, mejoramos la redacción diciendo “se ignoran los Beneficios Económicos acumulados vistos por los Generadores (BEUG) y las barras de Usuarios (BEUB) si son negativos,” 5.2.3.5 Beneficios Económicos sin el Modelo PERSEO Ver ElectroAndes, incisos b), c), d) y e). 5.2.3.6 Años de Cálculo de BEUG y BEUB en Numeral 7.1 Comentario Se sugiere decir BEUG5, en vez de BEUGn. 5.2.3.7 Análisis Estamos de acuerdo. Lo sugerido sería más consistente y claro. El comentario se aplica también a BEUBn en 7.3. Conclusión Se acoge el comentario. Remplazamos “n” por “5” en el Artículo 7.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 93 5.2.3.8 Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad Los comentarios 7, 8, y 9 se tratan en respuestas a Duke Energy Egenor, incisos b), f), g), h), i), y l). 5.2.3.9 CMAG y Beneficios Económicos (10.1) Comentarios a) Se comenta que se debe definir como calcular CMAG. b) Parece haber inconsistencia entre 9.5.2 (9.6.2) y 10.1 en cuanto a asignación por beneficios económicos o por confiabilidad. Análisis Estamos de acuerdo con el a) Ver Duke, incisos g) y i). En cuando a b), sería más claro si el primer párrafo del Artículo 9 y el Numeral 10.1 especificaran que los beneficios económicos incluyen beneficios por mejora de confiabilidad. Esta clarificación debe hacerse en el Numeral (14.5), también Conclusión Se acogen las sugerencias. Se añadió una definición del cálculo del CMAG. Se modificaron 9, y 10.1, agregando la frase diciendo que incluyen Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad. Se eliminó el Numeral (14.5). 5.2.3.10 Clarificación de BEUGn en 12.1 Comentarios Hay inconsistencia en el uso de BEUGn. Análisis Por lo general, estamos de acuerdo. En el contexto de la asignación entre demanda y generación que se hace por única vez (Artículo 7), n = 5 (60 meses). En el contexto de la asignación entre generadores, efectuada en cada fijación tarifaria o cuando se lo piden los agentes, n = 4 (48 meses). En las ecuaciones, no nos molesta que BEUGn es una suma de n x 12 meses. Conclusiones Se acogen las sugerencias. Como ya se mencionó, remplazamos el n por 5 en el Artículo 7. En los Artículos 12 y 14, aclaramos que las ecuaciones del Artículo 7 se aplican por 4 años, o sea 48 meses. En el Articulo 14 aclaramos que n = 4 o n = 5 según el contexto. 5.2.3.11 Recálculo de la Asignación entre Centrales Comentario Se comenta que, cuando hay centrales cuyo BEUGn se considera 0, hay que recalcular para que las cuentas cierren.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 94 Análisis El concepto es razonable, pero se debe aplicar al CMAG, no de BEUG, para incluir la parte de la asignación de pagos por mejora de confiabilidad. Conclusión Se acoge la sugerencia. Se aclaró el Numeral 14.1 por lo siguiente: “Las centrales cuyas porciones asignadas del CMAG4 son menores que el 1% del CMAG4 total, se excluyen de la asignación de pago y se reparte sus CMAG4 entre las demás centrales en proporción a sus porciones del CMAG4.” 5.2.3.12 Redacción, 9.4, 14.2, 14.3, y 14.4 Comentario Debe remplazar BEUGn por BETG. en 14.2, 14.3, y 14.4. Además, se debe compatibilizar la redacción de 9.4 con 14.3. Análisis De acuerdo. Las comparaciones de las cuales se hablan tienen que ver con el Beneficio Económico Total, no el beneficio de un generador particular. Las secciones paralelas deben tener leguaje paralelo. Conclusión Se acoge el comentario. Se modificaron 9.4, 14.2, 14.3, y 14.4. 5.2.3.13 Procedimientos Matemáticos Comentario a) Los artículos referentes al procedimiento del cálculo no establecen los fundamentos conceptuales ni los procedimientos matemáticos. b) La Norma no debe mencionar al modelo PERSEO. c) Se debe agregar una disposición similar al 17.2 para todos los medios a útilizar. Análisis Respecto del argumento a), se incluyen los cálculos matemáticos, salvo los cálculos internos al PERSEO. Los fundamentos conceptuales no corresponden a una norma. Respecto del argumento b), no es factible describir los cálculos internos al modelo PERSEO. Estamos de acuerdo que la Norma no debe mencionar al modelo PERSEO. Respecto del argumento c), con la definición de MODELO (en vez de PERSEO) y con la disposición transitoria se aclara este tema. Conclusión Se acogen parcialmente los comentarios. Remplazamos las referencias al PERSEO con referencias a un MODELO genérico. En las Disposiciones Transitorias hacemos referencias específicas a ciertos archivos del PERSEO que nos parecen importantes.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 95 5.2.3.14 Evolución de Responsables Comentario Se cree conveniente especificar de antemano como el conjunto de responsables puede cambiar. Análisis El marco regulatorio dice que la asignación entre generación y demanda se determina por única vez para SGT y SCT, y que se mantendrá invariable para SST. Suponemos que esto se aplica también a Elementos dedicados 100% a la generación o la demanda. Al interior del conjunto de generadores, la Norma define que la asignación varía según beneficios o uso de sistema. No discrimina entre generadores viejos o nuevos. Los usuarios y los beneficiarios pueden cambiar. Ver Numeral 5.4. El numeral VII del literal e) del Artículo 139 del Reglamento de la LCE menciona qe la distribución al interior de los generadores se revisa en cada fijación tarifaria o a solicitud de los interesados. Conclusión No se acoge el comentario. No es necesario aclararlo en la norma dado que ya esta establecido en el Artículo 139 del Reglamento de la LCE. 5.2.3.15 Asignación por Uso de Sistema Comentario El procedimiento no es claro. Parece que el generador G2 en el dibujo tendría que pagar una parte de la línea, bajo el método GWh/ohmios. Parece injusto. Análisis Solo los Generadores Relevantes pagan. El G2 no es relevante para la línea, por la definición del Artículo 4. El propósito del concepto Generadores Relevantes es precisamente para evitar pagos injustos en esta situación. Conclusión Se Acoge el comentario. Aclaramos la definición de Generadores Relevantes en el Artículo 4.

5.2.4 Empresa: EnerSur 5.2.4.1 Coordinar esta Norma con la Norma para SGT Ver Duke Energy Egenor. 5.2.4.2 No Ignorar los con Beneficios Menores que 1% Ver Duke Energy Egenor. 5.2.4.3 No Deducir los Ingresos Tarifarios Ver Duke Energy Egenor incisos a) y b).

Zc

G1 G2

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 96 5.2.4.4 Deducir los Ingresos Tarifarios a la Generación Ver Duke Energy Egenor inciso d). 5.2.4.5 Retrazo del Ingreso de un Generador Nuevo Ver Duke Energy Egenor. 5.2.4.6 Beneficios por Mejora de Confiabilidad Ver Duke Energy Egenor incisos b), j), k) y m). 5.2.4.7 Concretar Identificación de Generadores Relevantes Ver Duke Energy Egenor.

5.2.5 Empresa: Kallpa Generación 5.2.5.1 No Incluir Instalaciones Generación/Demanda Comentarios Se sugiere aplicar la Norma solo a sistemas SST/SCT dedicados 100% a la demanda o a la generación, para evitar complicaciones y para no asignar costos mayores a la generación. Análisis Para sistemas generación/demanda, OSINERGMIN tiene la responsabilidad de determinar como se asignan la responsabilidad del pago. El Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas tiene prevista la posibilidad que exista dicha clasificación (Generación /Demanda), por otro lado y no puede asumirse ni asegurarse desde ahora que no pueda existir dicho tipo de instalación en el futuro. Conclusiones No se acoge el comentario. 5.2.5.2 Relación de la Norma con Contratos Comentarios Dado que los SCT son productos de la libre iniciativa de los agentes, los contratos deben regir, la Norma siendo suplementaria. Análisis De acuerdo, para los SCTLN. Kallpa asume que todas las instalaciones se construyen como producto de partes, es decir como SCTLN, lo cual no es correcto. Es decir, no todas las instalaciones son del tipo SCTLN. Sólo en este caso (SCTLN), la remuneración es producto del acuerdo de las partes. Para todos los demás tipos de instalaciones del SCT, la asignación de pago lo realiza el OSINERGMIN. Conclusión Se acoge en parte. Ampliamos el Articulo 2 para clarificar esto.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 97 5.2.5.3 Coherencia con Norma para SGT Ver Duke Energy Egenor. 5.2.5.4 Ingresos Tarifarios Ver Duke Energy Egenor, incisos a), b), c) y d). 5.2.5.5 Beneficio Económico Menor a 1% Ver Duke Energy Egenor. 5.2.5.6 Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad Ver Duke Energy Egenor incisos m), n) y o). 5.2.5.7 Costos de Generadores que no se Conecten Oportunamente Ver Duke Energy Egenor. 5.2.5.8 Precisar lo que Significa “Generadores Relevantes” Ver Duke Energy Egenor. 5.2.5.9 Incertidumbres de Centrales Futuros Comentarios Los beneficios económicos se calculan para un horizonte de 5 años. La oferta y la demanda son definidos solo por 2-3 años. Los beneficios pueden suponer generación ficticia. Análisis Para SST y SCT, la asignación entre generación y demanda se hace por una vez. Para SCT el reparto entre generadores se revisa cada cuatro años o a la solicitud de los interesados. Se debe tener en cuenta que en el caso de los SST y SCT, este proceso de asignación de pagos, es parte de la fijación de tarifas de estos sistemas, por lo que la determinación de la oferta y de la demanda forma parte de todo ese proceso regulatorio, para el cual ya se cuenta con los procedimientos establecidos (Norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, entre otros), por lo cual no hace falta establecer otro procedimiento adicional. Conclusión No se acoge el comentario.

5.2.6 Empresa: Luz del Sur 5.2.6.1 Clarificar “Aguas Arriba” Ver ElectroPerú. 5.2.6.2 Error tipográfico en 4.15 Comentario El numeral -1 debe presentarse como exponente de Yj. Análisis De acuerdo.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 98 Conclusión Se corrigió. 5.2.6.3 Aplicación del PERSEO Comentario Cuando se emplea PERSEO (Artículo 7) se debe reconocer la posibilidad de congestión. Cuando no se emplea PERSEO toma en cuenta restricciones de capacidad y calidad (niveles de tensión) (Artículo 8). Análisis Es normal que estudios con PERSEO reconocen la posibilidad de congestión y que toma en cuenta restricciones de capacidad. El modelo de la red en PERSEO no incluye tensión. En general en ambos de los dos casos se debe trabajar con la red real sin modificaciones administrativas o regulatorias. Conclusión Se acoge el comentario. Se agregó en los Artículos 7 y 8, “Los Precios en Barra empleados en los cálculos deben ser basados en costos marginales, no en precios especiales y temporales que pueden decretarse administrativas o por razones transitorias.” 5.2.6.4 Eliminar VPN en 9.5 Comentario Decir “VPN de CMAn” es redundante. Análisis De acuerdo. Conclusión Se corrigió. 5.2.6.5 Complicaciones y Sencillez Comentario

a) La Norma es compleja. b) Se debe añadir ejemplos.

c) Se debe buscar una solución más sencilla.

Análisis

a) De acuerdo. Ver Sección 7.3 de este Informe Final.

b) Se añadieron en un apéndice nuevo en la Norma.


c) La Ley limita lo que se puede hacer. Ver la Tabla 2.2 de este informe, que resume los requerimientos.

Conclusión Se acogen los comentarios, pero hay que cumplir con el marco regulatorios. Se añadió a la Norma ejemplos del cálculo por Uso de Sistema. .

5.2.7 Empresa: REP 5.2.7.1 Reparto Actual Entre Generación y Demanda Comentario Se sugiere precisar que se mantendrán repartos entre generación y demanda hechos antes de la entrada en vigencia de esta norma. Análisis Todo reparto entre generación y demanda de Elementos SST hecho antes de entrar en vigencia la Ley 28832 será mantenido. Los repartos entre generación y demanda para SCT se hace por única vez. Conclusión No se acoge el comentario. Está ya bien definido en el marco regulatorio. 5.2.7.2 Alcance sobre SST Asignados 100% a la Generación Comentario Se debe aclarar si la Norma tiene alcance sobre instalaciones SST asignadas 100% a la Generación. Análisis El alcance de la norma no corresponde a la asignación de pago entre Generación y Demanda de ningún SST. De acuerdo a la Ley 28832, la proporción de pago de estas instalaciones es la misma con la que se estaba remunerando a la fecha de entrada de dicha Ley. En su lugar el alcance de esta norma, respecto de los SST es únicamente para determinar la asignación de pago entre generadores. Conclusión No se acoge el comentario. Está ya bien definido en el marco regulatorio. 5.2.7.3 Numeral 5.2 Comentario

a) Sugiere reconocer que se aplique también a SSTGD cuyo reparto entre generación y demanda queda pendiente.

b) En este Numeral, SSTPT debe ser SCTPT.

Análisis a) El alcance de la norma no corresponde a la asignación de pago entre

Generación y Demanda de ningún SSTGD. De acuerdo a la Ley 28832, la proporcion de pago de estas instalaciones es la misma con la que se estaba remunerando a la fecha de entrada de dicha Ley. En su lugar el alcance de esta


norma, respecto de los SSTGD es únicamente para determinar la asignación de pago entre generadores.

b) De acuerdo.

Conclusión No se acoge el comentario en cuanto a SSTGD. Está ya bien definido en el marco regulatorio. Se aclaró en el Numeral 5.2. Se acoge el comentario sobre SSTPT. Se cambió por SCTPT en el Artículo 2 y el Numeral 5.2. 5.2.7.4 Ingresos Tarifarios Ver Duke Energy Egenor inciso e). 5.2.7.5 Sin el Modelo PERSEO Ver ElectroAndes, inciso f). 5.2.7.6 Ecuación en Numeral 4.2 Comentario Se sugiere remplazar f(0,5. por f x (0,5 para no confundir, remplazar BTAG por CMAG, y aclarar la definición de Pi. Análisis De acuerdo. Conclusión Se acoge el comentario. 5.2.7.7 Aclarar Numeral 11.2 Comentario Se sugiere añadir “(excepto el Área de Demanda 15)” en 11.2. Análisis De acuerdo. Conclusión Se acoge el comentario. 5.2.7.8 Filtro Digital en Numerales 4.2 y 14.5.3 (14.6.3) Comentario Se pide aclaración de cómo se calculan PPi y PAi en 4.2. Se pide aclaración en cómo se aplica el filtro digital en 14.5.3 (14.6.3). Análisis Sí, falta aclaración. Conclusión Se acoge el comentario. Las ecuaciones se mudaron del Numeral 4.2 y s colocaron en el Numeral 14.5.3 (14.6.3), usando la terminología de este último.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 101 5.2.7.9 Fecha de Entrar en Vigencia Comentario Se sugiere especifica la fecha de entrar en vigencia esta Norma. Análisis No es necesario especificar la entrada en vigencia dentro de la misma norma Se debe especificar en la resolución de OSINERGMIN. Conclusión No se acoge el comentario. 5.2.7.10 Nomenclatura en el Informe 0128-2008-GART Comentario Se sugiere correcciones y aclaraciones en el informe 0128-2008-GART, Conclusión Se deja en manos de OSINERGMIN.


Capítulo 6. Modificaciones de Oficio

6.1 Deducción de Ingresos Tarifarios En la Sección 4.3, tal como se escribió originalmente, hablamos de la necesidad de restar la diferencia en los Ingresos Tarifarios (IT) del Beneficio Económico por costos marginales para calcular el verdadero beneficio económico. Dijimos que esto no era importante a menos que los IT fueron acreditados o devueltos en una manera u otra a los usuarios cuyos pagos (por costos marginales) fueron muy altos. El Capítulo 7 recomiende que se desarrolle una manera para determinar los pagos excesivos por los varios usuarios para devolvérselos. En trabajar con el OSINERGMIN desde la presentación de nuestro Informe Parcial se ha surgido el concepto que es valioso hacer este ajuste, aún cuando los IT no sean necesariamente devueltos en forma perfecta a los usuarios en proporción a sus pagos excesivos. Hemos modificado nuestra presentación sobre IT en el Capítulo 4 para que sea más claro y para recomendar que la acreditación actual de los IT, por imperfecto que sea, sea reconocido en el cálculo de los Beneficios Económicos. Los subscriptos “c” y “s” refieren a cálculos hechos “con” y “sin” el elemento “l”.

)(1

,,5 ll

B

ld ITcITsBEUBBEU −−⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛= ∑

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∑=

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)1(mmbasemediapuntab

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ITcITc

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∑∑

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+=

60

1

,,,,


lmb

l i

ITsITs

Se efectuaron modificaciones a las Normas propuestas adicionales a las que fueron provocadas por los comentarios y sugerencias del Capítulo 5.

• Deducción de Ingresos Tarifarios.

• Cálculo de Beneficios Económicos donde no hay diferencias en Precios de Barra.

• Valores menores que 1%.

• Nuevas abreviaciones.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 103 6.2 Beneficios Económicos sin Precios de Barra En el Proyecto de Norma SST/SCT de marzo del 2008 se presentó un Artículo 8, “Cálculo de Beneficios Económicos sin el Modelo PERSEO.” Cambiamos los nombres de los Artículos 7 y 8 para referir a las situaciones fundamentales, no al modelo. Hemos mejorado la base conceptual de este Artículo. Reconocimos que el Beneficio Económico visto por un generador tiene que ver con diferencias en ingresos netos con y sin el Elemento nuevo. Estas diferencias pueden provenir de diferencias en ventas (energía generada y vendida, en diferencias en precios, o en las dos cosas. Supusimos que el precio y el costo unitario variable no cambiaron, sino solo la cantidad de energía vendida. Estos conceptos han sido incorporados en la Sección 4.3.

6.3 Valores Menores que 1% Aunque quedó dicho en el Artículo 16 de la Norma SST y SCT, para destacarlo añadimos un Numeral 15.5 diciendo que los generadores cuyos factores de participación por Uso de Sistema son inferiores a 1% son exentos a pagar. El Numeral 14.1 decía que los generadores cuyo BEUGn era menor que 1% del BETG serían excluidos. Esto excluiría a los que podrían tener un beneficio grande por mejora de confiabilidad. Fue un error de redacción. Lo corregimos aclarando que el 1% tenía que ver con su porción asignada del CMAG, fuera por Beneficios Económicos, por mejora de confiabilidad, o los dos.

6.4 Nuevas Abreviaciones Varios agentes comentaron que la nomenclatura no siempre era clara. En el Capítulo 5 respondimos a cada comentario. Además, introducimos dos abreviaciones nuevos en el proyecto de Norma SGT, BU y BG: beneficios económicos atribuido a los usuarios y a la generación, incluyendo BETD, BETG y beneficios por mejoras de confiabilidad.


Capítulo 7. Otras Recomendaciones

Notamos ciertos problemas o acciones fuera del alcance del estudio actual, y por lo tanto no incluidos en los Proyectos de Procedimientos. Recomendamos que OSINERGMIN los investigue.

7.1 Instalaciones Sobre-dimensionadas Hemos notado que ciertos proyectos grandes (una línea nueva, por ejemplo) resultan en aumentos relativamente grandes – escalones – en la capacidad de transmisión. Si la necesidad por capacidad de transferencia entre una zona y otra crece en forma orgánica, digamos 20 MW por año, no es práctico construir una línea nueva de 20 MW cada año. Al contrario, se construirá una línea de capacidad razonable cada tanto. Un sistema maduro procura instalar estos proyectos en el momento cuando el sistema empezará a no cumplir con los criterios de planificación. Si lo logra, una parte u otra del sistema siempre será sobre-dimensionada por varios años. Siempre habrá más capacidad en una parte u otra de la que necesitan los agentes en el momento. No es justo cargar a los pocos agentes que usan solo una parte de la capacidad de la línea con todo el costo, si el costo de sobre-dimensionamiento es alto. No vale decir, “La línea se hizo para aumentar la confiabilidad” cuando no es cierto. Dado la oportunidad de aceptar (y pagar) un nivel de confiabilidad exagerado, los agentes dirían, “no, gracias.” Cuando son altos, los costos extras provenientes de este efecto una parte de la Base Tarifaria de tales instalaciones no se debe cargar a los agentes afectados hasta que su generación (o demanda, si ocurre el caso) crezca al punto que la instalación se usa en un nivel normal. El no reconocer este efecto provoca a los agentes buscar salidas que pueden ser sub-óptimas.

Recomendamos considerar ciertos problemas o acciones fuera del alcance del estudio actual.

• Pagos por instalaciones de transmisión temporalmente sobre-dimensionadas.

• Costos de congestión.

• Socialización de costos de transmisión.

• Monitoreo de empresas de generación.

• Planificación indicativa de la generación.

• Evolución del sistema de transmisión.

• Riesgos.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 105 El problema no se soluciona con el concepto del STEA (sistema de transmisión económicamente adaptado). STEA es un concepto estático. Estamos hablando de un resultado del crecimiento dinámico de la red. Afecta el cálculo de la Base Tarifaria, no de su asignación a los beneficiados. Este último, no el primero, es el tema de este estudio. El costo de la capacidad excesiva es una inversión para el futuro. Hay dos maneras de pagar esta inversión en capacidad excesiva.

• No admitirlo en la BT actual, capitalizando los intereses hasta que la capacidad excesiva esté en pleno uso. Entonces los usuarios o beneficiarios (demanda o generación) pagarían un BT que incluiría los intereses capitalizados.

• Cargar los costos actuales al consumidor actual. A la medida que generadores entran a usar la capacidad, que paguen su parte de la BT, incluyendo un ajuste para recuperar los intereses que los consumidores han estado pagando.

Hacer esto cumpliría con el principio que es el usuario o beneficiario que de pagar, pero violaría el principio que la asignación original de pago entre demanda y generación no puede variar. Estas complicaciones se evitarían si todos los costos se asignaren a la demanda, lo cual sugerimos a continuación.

7.2 Costos de Congestión e Ingresos Tarifarios Tarifas basadas en costos marginales pueden resultar en precios marginales de locación (LMP) con diferencias muy exageradas e injustas de una zona a otra, cuando hay congestión. Mercados Energéticos reconoció esto en el informe previo. Como indicaron Mercados Energéticos, la variación en costos marginales normalmente se nota mucho más en nodos de consumo, que en nodos de generación. En nodos de demanda, resulta en Pagos Excesivos por la Demanda (PED), la diferencia entre pagos por la demanda e ingresos a los generadores. Ver la sección 4.3.5. En algunos mercados se han introducido mecanismos para proteger a los consumidores, devolviendo los PED por algún mecanismo en proporción a los precios en cada zona. En algunas regiones en los Estados Unidos emplean el mecanismo de FTR (derechos financieros de transmisión). Los FTR pueden venderse y comprarse en un mercado. En el Perú se asignan los PED por el mecanismo de los IT a las empresas transmisión, reduciendo la BTAU del usuario. Esto reconoce que estos fondos realmente pertenecen al usuario – pero, ¿a que usuario? Una teoría es que, puesto que las BTAU se socializan entre todos los usuarios, es justo socializar los PED entre todos, también.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 106 Nos parece significante que los PED y los IT son completamente distintos de las BTAU. Las BTAU tienen que ver con las instalaciones actuales. Los PED y los IT surgen cuando las instalaciones actuales no son adecuadas. Los PED son una penalidad que tienen que pagar ciertos usuarios por vivir en una zona con transmisión inadecuada. Este estado puede seguir para siempre, a menos que se refuerce la red. En el método que se aplica ahora, los que viven en una zona con transmisión inadecuada tienen que pagar su parte de la BTAU más su LMP, el cual incluye una penalidad – los PED – el cual se reparte para pagar una parte de BTAU, mayormente para los usuarios dotados con transmisión superior. Nos parece injusto. En el momento que la red se refuerza, los PED – la penalidad que pagaban los usuarios por vivir en aquella zona – desaparecen. Entonces ellos pagan su parte de la BTAU, como lo hacen todos. Visto en otra forma, supóngase que hay que formar una conexión con una zona de demanda hasta ahora aislado. Si se construye una línea pequeña y barata, pero congestionada, los consumidores de la zona pagarán un costo elevado base en precio barra, lo cual incluye PED que serán repartidos a la cuenta de todos los consumidores. Si, al contrario, se construye una línea adecuada y más cara, los consumidores de la zona pagarán un costo normal base en precio barra, lo cual no incluye PED para repartir a la cuenta de todos los usuarios. A nosotros nos parece que el Perú debe acreditar los IT o desarrollar otro mecanismo para beneficiar a los consumidores que padecen precios costos marginales altos, debido especialmente a la congestión. Son ellos que están pagando la mayoría de los PED. La socialización que se hace actualmente no nos parece justo. Es una transferencia neta de dinero de los usuarios en las zonas congestionadas (por tener transmisión inferior) a los usuarios en el resto del sistema, quienes mayormente gozan de transmisión adecuada. El corregir esto no requiere la complicación de un mercado de FTR.

7.3 Socialización de Costos de Transmisión Un mercado basado en costos marginales a corto plazo (LMP) manda sus señales de ubicación más fuertes a posibles generadores futuros. Es correcto que un generador pague costos de mejoras inmediatas de transmisión (por ejemplo, costos en la subestación de interconexión con el SEIN) que son necesarios para él y que no beneficiarán a otros. Aunque no es absolutamente eficiente en el sentido económico, por razones de equidad, igualdad, transparencia, y sencillez sugerimos que todos los demás costos de transmisión sean socializados (estampillados) a la demanda.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 107 Notamos que en el sistema PJM de los EE.UU. se asignaba cargos de transmisión según quienes beneficiaban de ellos. Pero en el 2007 se decidió socializar los costos del sistema 500-kV, estampillándolos a la demanda. Los costos de las redes en tensión inferior se socializan (estampillan) entre usuarios de las sub-regiones locales. Patrick Wood, presidente de la comisión reguladora de Texas, y después de los EE.UU., dijo, “En Texas mordimos la bala y tomamos el paso duro de estampillar costos de transmisión a nivel regional, echando todos los costos en el numerador y la demanda punta en el denominador. . . . No nos debe importar si para desarrollar la región un proyecto en Missouri esté incluido en las tarifas en Amarillo. El sistema debe funcionar así. . . . Algunas de nuestras empresas eléctricas que se vieron perjudicadas por esto nos llevaron ante el juez, pero prevalecimos.”68 Las condiciones cambian al pasar el tiempo. Por lo general no está indicado mandar una segunda señal de ubicación a la generación, y especialmente a la demanda, teniendo que ver con mejoras en el sistema transmisión. Esto es porque durante la vida larga de la instalación, y tal vez inmediatamente, proveerá beneficios a más que un agente. Por ejemplo, refuerzos para seguir satisfaciendo criterios n-1, ocasionados por la entrada de una central nueva o crecimiento de demanda, deben ser socializados. Esto se justifica por varias razones.

1. Los costos del sistema de transmisión son menores comparados a costos de generación, distribución, y congestión.

2. Asignando los costos a los agentes puede ser complicado y pesado y al final del día requiere decisiones arbitrarias por las cuales no hay una solución correcta única.

3. Los beneficiarios pueden cambiar durante la vida típica de 30 años de una instalación. Para ser justo, tendríamos que re-evaluar la asignación de vez en cuando.

4. Asignando costos altos a un agente le dará incentivos para encontrar soluciones con costos iniciales bajos, pero con costos altos en plazo largo.

a. Un ejemplo es el emplear sistemas especiales de protección en vez de construir una línea nueva. Se puede aguantar uno de estos, pero si se multiplican, se ponen complicados y no son robustos.

b. Otro ejemplo es el construir una línea a tensión baja que satisface en forma justa los requerimientos actuales, pero que requerirá una serie de tales líneas en años futuros, en vez de construir una línea de tensión alta que será suficiente por muchos años.

5. De todos los agentes, al fin del día es el consumidor (personas naturales o jurídicas, en casos de clientes comerciales o industriales) que paga todos los costos. Solo él inyecta dinero neto en el sector eléctrico. Los demás agentes (empresas de generación, transmisión, y distribución) extraen dinero neto, proveyendo servicios rentables.

68 Public Utilities Fortnightly, 1 de julio del 1999, pág. 5.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 108 El mercado LMP y el proceso de planificación, incluyendo la supervisión y la aprobación del regulador, bastan para desincentivar o prevenir que la generación “viaje gratis” por ubicarse en una zona más allá de un cuello de botella requiriendo refuerzos grandes pagados por la demanda.

7.4 Monitoreo de Empresas de Generación En mercados LMP, donde la generación se paga basada en costos marginales, existe la posibilidad de rentas grandes o negativas. Los economistas teóricos dirán, “Esto es el riesgo que debe enfrentar el inversionista.” Si por alguna razón u otra las empresas de generación son demasiado rentables, habría que ajustar el mercado. Esto es legítimo; el mercado competitivo puro es una idealización que no existe en el mundo real. El regulador tiene la responsabilidad de velar por estas cosas. Probablemente OSINERGMIN monitorea de forma continua la rentabilidad y otros atributos de las empresas generación. Si acaso no lo está haciendo, recomendamos que lo haga.

7.5 Planificación Indicativa de Generación Los mercados más o menos libres son particularmente difíciles cuando entrar requiere inversiones grandes. La exposición a riesgos es grande e implica rentas esperadas mínimas (“hurdle rates,” en inglés) altas. Los riesgos, y por lo tanto las rentas esperadas mínimas, pueden bajarse si el COES o OSINERGMIN o el Ministerio provee planes indicativos de generación. Esto a su vez reducirá ciertas incertidumbres que tiene que enfrentar la planificación del sistema de transmisión. Y por fin podrá señalar iniciativas de desarrollo relacionadas con, pero no formando parte de, el sector eléctrico. Entendimos que OSINERGMIN pensaba en esto en el 2007. Si lo han dejado de lado, recomendamos que retome el estudio.

7.6 Evolución de Sistema de Transmisión Entendemos que la Ley dice que la asignación entre generación y demanda se determina por única vez para SGT y SCT, y que se mantendrá invariable para SST. Suponemos que esta permanencia se aplica también a Elementos dedicados 100% a la generación o la demanda. La vida útil de elementos de transmisión puede sobrepasar un medio siglo. En la evolución del sistema, los usuarios y los beneficiarios de un elemento pueden cambiar. Recomendamos que el Congreso considere modificar la Ley para que OSINERGMIN pueda evaluar de nuevo la asignación de responsabilidad de pago entre demanda y generación cuando parece conveniente por cambios importantes en los usuarios y los beneficiarios de un Elemento o más de los sistemas SGT, SST, y SCT de transmisión.

Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión 109 7.7 Riesgos Recomendamos cambiar la Ley y el Reglamento para que el Usuario asume ciertos riesgos – pagando las Bases Tarifarias – asociados con el retraso, la cancelación, o la desaparición de un Elemento del sistema de transmisión, un generador, o un cliente grande. La filosofía base es que mayormente el Usuario debe auto-asegurarse, efectuando los pagos necesarios.

1. De los agentes, solo el Usuario inyecta dinero neto en el sistema eléctrico. Los demás proveen servicios para el beneficio del Usuario, por lo cual se les paga dinero neto que extraen del sector. Quiere decir que el Usuario paga todas las cuentas.

2. Si se insiste que estos servicios incluyen el asegurar contra ciertas hazañas, en alguna forma u otra, el costo de la “póliza de seguros” va a redundar al Usuario. El mecanismo podría ser un aumento de la renta mínima (en inglés, “hurdle rate”) que requerirá una empresa de generación, transmisión, o distribución, para entrar en el mercado con una inversión nueva.

3. Normalmente es más barato asumir un riesgo que pagarle a otro que lo asume, cuando el grupo que asume el riesgo es bastante grande y cuando la exposición al riesgo no es demasiado grande.

4. Un alternativo real es que el gobierno asume el riesgo. Pero los gobiernos usualmente no son eficientes para estas cosas en un rol de “Papa Noel.” Y la evolución internacional ha sido de extraer el gobierno del manejo del sector eléctrico, salvo en su rol importantísimo de árbitro.


FITA MAYO DEL AÑO 2007VALORIZACION DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN DEL SEIN

CÓDIGO DE A VNRINSTALACIÓN SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN (US$)

L-2280 Zorritos Zarumilla REP 5 136 435L-2248 Talara Piura Oeste REP 9 644 550

SE Talara REP 869 679SE Piura Oeste Reactor 20 MVAR REP 805 976

L-2236 Chiclayo Oeste Guadalupe REP 7 044 798SE Chiclayo Oeste SVC +/- 30 MVA REP 2 656 616

L-2234 Guadalupe Trujillo Norte REP 8 187 438SE Guadalupe Transformador 220/60/10kV; 60MVA REP 2 349 456SE Guadalupe Reactor 20 MVAR REP 767 757

SE Trujillo Norte SVC +30/-20 MVAR REP 2 930 265L-2215 Chimbote 1 Paramonga Nueva REP 16 855 911

SE Chimbote Bancos 20 + 15 MVAR REP 349 547L-2213 Paramonga Nueva Huacho REP 4 999 687

SE Paramonga Nueva Reactor 40 MVAR REP 972 711

L-2212 Huacho Zapallal REP 9 071 887L-2003/2004 Chavarria Santa Rosa REP 3 451 745SE San Juan Bancos 30 + 15 MVAR REP 1 966 580

L-1120 Paragsha II Huánuco REP 6 101 927SE Huánuco Banco 2.2 MVAR REP 130 881

L-1121 Huánuco Tingo María REP 6 006 335SE Tíngo María Banco 2.2 MVAR REP 121 649

L-1029 Cerro Verde Repartición REP 2 773 130L-1030 Repartición Mollendo REP 4 095 562L-1006 Tintaya Azángaro REP 7 690 594

SE Tintaya SVC +/- 15 MVA REP 2 694 574L-1004 Dolorespata Quencoro REP 947 957L-2224 Celda en SE Pachachaca REP 797 059

C.Control Principal Lima REP 1 969 425C.Control Respaldo Arequipa REP 904 041

SE Azángaro Celda en 138 kV SAN GABÁN 702 928SE Tingo María Reactor 30 MVAR ETESELVA 1 305 297SE Tingo María Autotransformador 220/138 kV; 40 ETESELVA 2 057 605

L-253 Vizcarra Paramonga Nueva ETESELVA 15 857 364SE Vizcarra Celda L-253 en 220 kV ANTAMINA 1 138 967

L-2025 L-2026 Socabaya Montalvo REDESUR 20 161 225L-2029 Montalvo Tacna REDESURL-2030 Montalvo Puno REDESUR

L-2053 L-2054 Mantaro Socabaya TRANSMANTARO 201 403 872

L-224 Pachachaca Oroya Nueva ISA 3 410 881L-22259 L-22258 L-

2254Oroya-Carhuamayo-Paragsha-

Vizcarra ISA 57 061 922

Fuente: 01 BASE TARIFARIO SPT(3), OSINERGMIN, 17 diciembre 2007.

TITULAR

55 130 358

Reactor 20 MVAR

Apéndice A: Sistema Principal de Transmisión


Apéndice B: Propuesta de Norma – SGT

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA

Propuesta al Ministerio de Energía y Minas de la Norma:

“Procedimiento y Método para la Determinación del Beneficio que Proporciona las Instalaciones

del SGT a los Usuarios y a los Generadores”

Lima, mayo de 2008

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Propuesta de Norma “Procedimiento y Método para la determinación del Beneficio que Proporciona las instalaciones del SGT a los Usuarios y los Generadores”

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PROPUESTA AL MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS DE LA NORMA “PROCEDIMIENTO Y MÉTODO PARA LA DETERMINACIÓN DEL BENEFICIO QUE

PROPORCIONA LAS INSTALACIONES DEL SGT A LOS USUARIOS Y LOS GENERADORES”

CONTENIDO

TITULO I DISPOSICIONES GENERALES ................................................................................................3 ARTÍCULO 1º OBJETIVO ..................................................................................................................3 ARTÍCULO 2º BASE LEGAL:.............................................................................................................3 ARTÍCULO 3º ALCANCES................................................................................................................. 4

4

6

ARTÍCULO 4º DEFINICIONES............................................................................................................ TITULO II CRITERIOS GENERALES........................................................................................................

ARTÍCULO 5º CRITERIOS GENERALES ............................................................................................. 6

6

6

811

11

111214

TITULO III SOBRE LA ASIGNACION DE PAGO ENTRE USUARIOS Y GENERADORES ............ ARTÍCULO 6º CALCULO DE BENEFICIOS ECONÓMICOS....................................................................

ARTÍCULO 7º CÁLCULO DE BENEFICIOS ENTRE USUARIOS Y GENERADORES RECONOCIENDO MEJORAS EN CONFIABILIDAD ............................................................................................................

ARTÍCULO 8º PLAZOS, MEDIOS Y FORMATOS ............................................................................... TITULO IV SOBRE LA ASIGNACION DE PAGO ENTRE GENERADORES....................................

ARTÍCULO 9º CONSIDERACIONES GENERALES .............................................................................. ARTÍCULO 10º PRORRATEO DE LA BTAG ENTRE LOS GENERADORES............................................. ARTÍCULO 11º PLAZOS, MEDIOS Y FORMATOS ...............................................................................

DISPOSICIÓN TRANSITORIA...................................................................................................................13 PRIMERA ...................................................................................................................................................13 SEGUNDA ..................................................................................................................................................13

APENDICE A .................................................................................................................................................16 FORMATOS REFERIDOS A LA DETERMINACIÓN DEL BENEFICIO ECONÓMICO DE USUARIOS Y GENERADORES

APENDICE B .................................................................................................................................................22 FORMATOS REFERIDOS A LA DETERMINACIÓN DEL PRORRATEO DE LA BTAG ENTRE LOS GENERADORES

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PROPUESTA AL MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS DE LA NORMA “PROCEDIMIENTO Y MÉTODO PARA LA DETERMINACIÓN DEL BENEFICIO QUE

PROPORCIONA LAS INSTALACIONES DEL SGT A LOS USUARIOS Y LOS GENERADORES”

TITULO I DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1º Objetivo

Establecer el procedimiento y método para determinar los Beneficios Económicos que proporcionan las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión (en adelante “SGT”) a los Usuarios1 y a los Generadores2; así como, establecer el procedimiento y método para asignar las compensaciones entre los Generadores beneficiarios.

Artículo 2º Base Legal:

2.1 Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada por Decreto Ley N° 25844.

2.2 Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado con Decreto Supremo Nº 009-93-EM.

2.3 Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

2.4 Reglamento de Transmisión, aprobado con Decreto Supremo Nº 027-2007-EM.

2.5 Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas.

2.6 Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos.

2.7 Reglamento de la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, aprobado por Decreto Supremo N° 042-2005-PCM.

2.8 Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM.

2.9 Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

En todos los casos, se debe tener presente las normas modificatorias, complementarias y conexas a los dispositivos citados; y las normas que los modifiquen o sustituyan.

1 Tiene la definición establecida en el Artículo 1° de la Ley 28832.

2 Tiene la definición establecida en el Artículo 1° de la Ley 28832

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Artículo 3º Alcances

Están comprendidas dentro del alcance de la presente norma todas las instalaciones del SGT.

Artículo 4º Definiciones

Para efectos de la presente norma, todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular, y que empiecen con mayúscula, tienen los significados que se indican a continuación o los que se definen en el Artículo 1° de la Ley N° 28/832 o en el Artículo 1º del Reglamento de Transmisión de dicha Ley.

4.1 Aguas Arriba: Se refiere a una zona del SEIN conformada por Generadores y/o Demanda cuyos vínculos con la parte preponderante del SEIN incluyen un Elemento particular. En particular, si por lo menos un camino eléctrico de una barra particular “i” de la zona hasta alguna barra “j” de la parte preponderante del SEIN pasa por el Elemento “k”, la barra “i”, está Aguas Arriba del Elemento “k”.

4.2 Asignación Filtrada: Pago anual de un Generador por una instalación del SGT existente, ajustado con un filtro digital de memoria infinita.

4.3 Base Tarifaria (BT): Remuneración anual dispuesta por la Ley y el Reglamento por una instalación del SGT.

BTAUBTAGBT +=

Donde:

BTAG: Base tarifaria asignada a Generadores

BTAU: Base tarifaria asignada a Usuarios

Para efectos de la fijación de los Beneficios en la etapa de elaboración del Plan de Transmisión hasta la aprobación de los Beneficios, se tomará en cuenta un valor preliminar de la Base Tarifaria que corresponda a los presupuestos estimados en la elaboración del Plan de Transmisión

4.4 Base Tarifaria por “n” Años (BTn): Valor Presente Neto (VPN) de la Base Tarifaria (BT) por un período de “n” años. El VPN se calcula mediante fórmulas de interés compuesto, con la tasa de Actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE.

4.5 Beneficio Económico Anual de una central generadora (BEUG): diferencia de los ingresos netos anuales por venta de energía al Costo Marginal de Barra a Corto Plazo (LMP), calculados mediante simulaciones de la operación del sistema con y sin el Elemento.

4.6 Beneficio Económico Anual de la demanda en una barra (BEUB): diferencia en costos anuales por compra de energía al mismo LMP al que se refiere el numeral anterior.

4.7 Beneficio Económico de la Generación (BEUGn) o Demanda (BEUBn) por “n” Años futuros de un Elemento: Valor presente de los BEUG o BEUB por un período de “n” años futuros para una central generadora o barra de demanda. Si el

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valor para una central generadora o barra de demanda es negativo, el Beneficio Económico se considera igual a cero.

4.8 Beneficio Económico Centrales Generadoras (BETG): suma de todos los BEUGn correspondientes a un Elemento del SGT.

4.9 Beneficio Económico Usuarios (BETD): suma de todos los BEUBn correspondientes a un Elemento del SGT, ajustado por el cambio en los Ingresos Tarifarios debido al Elemento. Si el valor ajustado es negativo, el BETD se considera igual a cero.

4.10 Beneficio Económico Total (BET): Suma de BETG y BETD para un Elemento del SGT.

4.11 Beneficio Generadores (BG): beneficio económico atribuido a la generación, incluyendo BETG y beneficio por mejoras de confiabilidad.

4.12 Beneficio Usuarios (BU): beneficio económico atribuido a los usuarios, incluyendo BETD y beneficio por mejoras de confiabilidad.

4.13 Elemento: Tramo de línea, celda, transformador, o compensador reactivo de un sistema eléctrico.

4.14 COES: Comité de Operación Económica del Sistema

4.15 Compensación por Beneficios Económicos: compensación asignada en proporción a Beneficios Económicos.

4.16 Compensación por Mejoras de Confiabilidad: compensación asignada en proporción a mejoras de confiabilidad.

4.17 LCE: Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada por Decreto Ley N° 25844.

4.18 Ley: Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

4.19 LMP: Costo marginal de barra a corto plazo.

4.20 MODELO: Programa de computación que simula la operación económica del sistema generación-transmisión del SEIN de características y capacidades iguales o superiores a las del modelo PERSEO, el cual debe ser aprobado por el OSINERGMIN.

4.21 OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.

4.22 SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

4.23 SGT: Sistema Garantizado de Transmisión.

4.24 SPT: Sistema Principal de Transmisión

4.25 US$ o Dólares: Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica

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TITULO II CRITERIOS GENERALES

Artículo 5º Criterios Generales

5.1 En la asignación de remuneración entre Generadores y Usuarios se ignoran los Beneficios Económicos negativos resultantes para los Generadores y las barras de Demanda de Usuarios.

5.2 En el cálculo de beneficios por cada Elemento propuesto o instalación existente, se supondrá que los demás Elementos en proyecto; así como, los Elementos aprobados en planes anteriores, existen a partir de su fecha prevista de entrada en servicio.

5.3 Se pronosticará la demanda y la generación, para lo que se reconocerá incertidumbres hidrológicas. Los pronósticos de demanda, del desarrollo del sistema de generación, de los precios de combustibles, los datos técnicos de las instalaciones de generación, transmisión, entre otros, serán los empleados por el COES en el desarrollo del Plan de Transmisión más reciente, con las actualizaciones que pueda indicar el COES. Para fines de este Procedimiento, el COES identificará el escenario central de crecimiento de demanda, del desarrollo del parque de generación, y de los precios de combustible.

5.4 Para la oferta de generación hidroeléctrica y térmica se considerará el promedio de lo que resulte de las simulaciones de todos los escenarios hidrológicos.

5.5 Para cálculos de Mejoras de Confiabilidad, se considera como beneficiarios a los Usuarios y Generadores Aguas Arriba de la instalación.

TITULO III SOBRE LA ASIGNACION DE PAGO ENTRE USUARIOS Y GENERADORES

Artículo 6º Calculo de Beneficios Económicos

6.1 Las simulaciones para calcular los BEUG5 y BEUB5 se efectuarán con el MODELO. Se emplearán los resultados de un período de cinco años contados a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento propuesto. Para tal fin, se empleará la base de datos correspondiente al escenario base del Plan de Transmisión más reciente. Las simulaciones deberán abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada en operación del Elemento, hasta 6 años después de dicha fecha.

6.2 Beneficios Económicos de los Generadores

Para determinar los BEUG5, se calcula el valor actual de las utilidades mensuales esperadas para cada central generadora, obtenidas con el MODELO, durante el periodo en evaluación (5 años), mediante la siguiente expresión:

∑= +

=60

1

,,, )1(m

mlgm

lg iUc

VAUc

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∑= +

=60

1

,,, )1(m

mlgm

lg iUs

VAUs

Donde:

VAUcg,l y VAUsg,l : Valor actual de las utilidades esperadas de la central generadora “g” con las condiciones “con” y “sin” el Elemento “l” respectivamente, expresados en unidades monetarias.

Ucm,g,l y Usm,g,l : Utilidad esperada de la central generadora “g” en el mes “m”, en la condición “con” y “sin” el Elemento “l” respectivamente. .

m : Valor del 1 al 60, representa la cantidad de meses del período en evaluación (5 años).

i : Tasa de actualización mensual, correspondiente a la Tasa anual prevista en el Artículo 79º de la LCE. Por ejemplo, para una tasa anual de 12%, i es igual a 0,948879%.

Luego, el beneficio económico debido a la presencia de un determinado Elemento viene a ser la diferencia de los valores actualizados de las utilidades esperadas:

lglglg VAUsVAUcBEUG ,,,5 −=

Donde:

BEUG5g ,l : Beneficio económico para una central generadora “g” debido a la presencia del Elemento “l”, para un periodo de 5 años. En caso de que el valor de BEUG5g,l resulte negativo, este se considerará iguala cero.

6.3 Beneficios Económicos de los Usuarios

Para determinar los beneficios de la demanda de los consumidores (BEUB5), ubicada en una determinada barra del sistema, (“d”), se calcula el ahorro esperado por dicha demanda. Para ello, primero se calcula el valor actual de los pagos mensuales que realiza tal demanda durante el horizonte en evaluación (5 años), en las condiciones “sin” y “con” el Elemento, con las siguientes expresiones:

( )∑

∑=

=

+

×=

60

1

,,,,,,,

, )1(mm

basemediapuntabldmbbdm

ld i

CMcDVAPc

( )∑

∑=

=

+

×=

60

1

,,,,,,,

, )1(mm


ld i

CMsDVAPs

Donde:

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VAPcd,l y VAPsd,l : Valor actual de los pagos esperados por la demanda ubicada en la barra “d” en las condiciones “con” y “sin” el Elemento “l” respectivamente, expresados en unidades monetarias.

Dm,d,b : Valor de la demanda ubicada en la barra “d”, en el mes “m” y bloque horario “b”, expresados en unidades de energía, GWh

CMcb,m,d,l y CMsb,m,d,l : Costo marginal de la energía en la barra “d”, para el mes “m”, bloque horario “b”, en las condiciones “con” y “sin” el Elemento “l” respectivamente, expresados en unidades monetarias / energía, US$/GWh.

b : Bloques horarios: punta, media y base

Luego, el beneficio debido a la presencia de un determinado Elemento viene a ser la diferencia de los valores actualizados de los pagos esperados por la demanda:

ldldld VAPcVAPsBEUB ,,,5 −=

Donde:

BEUB5d ,l : Beneficio económico de la demanda ubicada en la barra “d” debido a la presencia del Elemento “l”, para un periodo de 5 años. En caso de que el valor de BEUB5g,l resulte negativo, este se considera igual a cero.

Artículo 7º Cálculo de Beneficios entre Usuarios y Generadores Reconociendo Mejoras en Confiabilidad

Los beneficios económicos de los Usuarios (BU) y de los Generadores (BG) que incluyen los beneficios por mejoras en confiabilidad y que se emplearán para la asignación de responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores, se calculan conforme lo siguiente:

7.1 Se halla el BETG de un Elemento como la sumatoria de los BEUG5g ,l calculados conforme con lo establecido en el numeral 6.2 precedente.

7.2 Se halla el BETD de un Elemento como la sumatoria de los BEUB5d ,l calculados conforme con lo establecido en el numeral 6.3 precedente menos la diferencia de los ingresos tarifarios totales del SEIN en las condiciones sin y con el Elemento “l” como indican las ecuaciones siguientes.

)(51

, ll

d

ldD ITcITsBEUBBET −−⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛= ∑

( )∑

∑=

=

+=

60

1

,,,,


lmb

l i

ITcITc

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( )∑

∑=

=

+=

60

1

,,,,

)1(mm

basemediapuntablmb

l i

ITsITs

Donde: Los IT son la parte del Ingreso Tarifario, del SPT y SGT que se asignaría al Usuario a cuenta del Costo Total anual estos sistemas, calculado en las condiciones con la presencia y con la ausencia del Elemento en análisis. El cálculo de los IT debe realizarse en la forma establecida en la Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento para el caso del SPT aplicable en los procesos de fijación de Precios en Barra. En caso de que el valor de BETD resulte negativo, este se considera igual a cero.

7.3 Se halla el BET del Elemento como la sumatoria de los BETG y BETD, calculados conforme los numerales 7.1 y 7.2 precedentes.

7.4 Si el BET del Elemento propuesto iguala o supera a 90% del Valor Presente Neto de la Base Tarifaria del Elemento por cinco años (BT5), entonces la BT será dividida entre Usuarios y Generadores únicamente en proporción a los BETG y BETD calculados conforme con lo establecido en los numerales 7.1 y 7.2 precedentes.

7.5 Si el BET de un Elemento propuesto iguala o es inferior al 10% del VPN de la Base Tarifaria del Elemento por cinco años, entonces la BT será dividida entre Usuarios y Generadores únicamente con base a las mejoras en confiabilidad, en proporción a la generación y la demanda Aguas Arriba del Elemento. La generación y la demanda Aguas Arriba del Elemento, ambas medidas en GWh, serán simuladas y acumuladas por cinco años a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento.

7.6 Si el BET de un Elemento propuesto es X% del VPN de la Base Tarifaria del Elemento por cinco años (BT5), donde X% esta entre 10% y 90%, entonces el pago de la BT será dividida en dos partes, una parte de la BT se paga por Beneficios Económicos (X%) y otra parte de la BT se paga por Mejoras de Confiabilidad (100%-X%), según lo siguiente:

a) La parte de la BT que se paga por Beneficios Económicos será dividida entre Usuarios y Generadores en proporción a los BETG y BETU calculados conforme con lo establecido en los numerales 7.1 y 7.2 precedentes.

b) La parte de la BT que se paga por Mejoras de Confiabilidad será dividida entre Generadores y Usuarios, en proporción a la generación y la demanda Aguas Arriba del Elemento. La generación y la demanda Aguas Arriba del Elemento serán simuladas y acumuladas por cinco años a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento, ambas medidas en GWh.

7.7 Formulación

c) Para efectos del presente procedimiento, se asume que la Base Tarifaria (BT) tiene dos componentes, una con base en los Beneficios Económicos (BTBE) y la otra en las mejoras en Confiabilidad (BTC). Según las siguientes ecuaciones:

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BTkBTBTBTBTkBT

BTBTBT

BEC

BE

CBE

×−=−=×=+=

)1(

Donde:

k = 1 : si BET/BT5 > 0.9

k = BET/BT5 : si 0.9 > BET/BT5 > 0.1

k = 0 : si 0.1 > BET/BT5.

BTBE : Parte de la BT que se paga por beneficios económicos.

BTC : Parte de la BT que se paga por mejoras en confiabilidad.

BT : Se debe tener en cuenta que para efectos de la fijación de los Beneficios en la etapa de elaboración del Plan de Transmisión hasta la aprobación de los Beneficios, la Base Tarifaria corresponderá a los presupuestos estimados en la elaboración del Plan de Transmisión.

d) Los Beneficios económicos atribuidos a los Usuarios (BU) y a los Generadores (BG) se expresan en porcentajes y deben sumar 100%. Se determinan con las siguientes expresiones:

GD

GC

GBE

GD

DC

DBE

GWhGWhGWhBT

BETBETBTBG

GWhGWhGWhBT

BETBETBTBU

++=

++=

%%

%%

Donde:

BT%BE : BTBE (expresada en porcentaje de la BT)

BT%C : BTC (expresada en porcentaje de la BT)

GWhD, GWhG: Energía de Demanda y Generación respectivamente, ubicadas “Aguas Arriba” del Elemento, para el horizonte de 5 años contados a partir de la fecha estimada de entrada en operación del Elemento.

El conjunto de la demanda con Beneficios Económicos no necesariamente es el conjunto de demanda con mejoras de confiabilidad. Lo mismo se puede decir en cuanto a conjuntos de generadores.

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Artículo 8º Plazos, Medios y Formatos

8.1 Plazos:

a) La propuesta y exposición por parte del COES ante los interesados, así como los comentarios y observaciones por parte de los interesados se realizará en las mismas oportunidades a que se refiere el Artículo 19º del Reglamento de Transmisión.

b) El COES presentará el análisis de los comentarios de los interesados y la propuesta final de beneficios en el plazo establecido en el numeral 17.2 del Reglamento de Transmisión.

c) El Proceso de aprobación de los beneficios se sujetará a los mismos plazos establecidos en el numeral 17.4 y Artículo 23º del Reglamento de Transmisión.

8.2 Medios: El COES deberá presentar todos los archivos de cálculo en medios electrónicos compatibles con la mayoría de las hojas de cálculo comerciales existentes en el medio. Todos los archivos de cálculo deberán estar debidamente vinculados para facilitar su trazabilidad. El COES podrá proponer para aprobación del OSINERGMIN, software ad-hoc que efectúe los cálculos mencionados, el mismo que debe ser accesible y de fácil operación para todos los agentes e interesados. El COES deberá acompañar un informe en el que se presente todos los criterios y premisas adoptados; así como, los resultados obtenidos; este informe deberá presentarse en forma impresa y en medio magnético en formato compatible con los editores de texto existentes en el medio.

8.3 Formatos: La determinación de Beneficios deberá presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice A de la presente norma.

a) Formato 1-A: Contiene el cálculo y resultado de los Beneficios Económicos de los Usuarios (BEUB) y consumo de energía (GWh)

b) Formato 1-B: Contiene el cálculo y resultado de los Beneficios Económicos de los Generadores (BEUG) y energía generada (GWh)

c) Formato 1-C: Contiene el cálculo de BETD y BETG.

d) Formato 1-D: Contiene la determinación de la Base Tarifaria a ser remunerada por Beneficios Económicos (BTBE) y por Mejoras en Confiabilidad (BTC)

e) Formato 1-E: Contiene la determinación de los Beneficios Económicos Totales de los Usuarios (BETD) y de los Generadores (BETG).

TITULO IV SOBRE LA ASIGNACION DE PAGO ENTRE GENERADORES

Artículo 9º Consideraciones Generales

9.1 La BTAG por un Elemento del SGT, incluido el monto de liquidación, será prorrateada entre los generadores que se benefician del Elemento, en proporción a

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los Beneficios Económicos incluyendo Mejoras de Confiabilidad y teniendo en cuenta el método de Asignación Filtrada descrito en el numeral 4.2 precedente.

9.2 Esta asignación se hará por simulaciones realizadas cada año, incluido el año de entrada en servicio del Elemento.

9.3 El COES calculará los BEUG1g,l correspondientes a un periodo anual, por cada central generadora, conforme a las ecuaciones del numeral 6.2 precedente, con la diferencia que el horizonte es 12 meses y no 60 meses.

9.4 Las simulaciones para calcular BEUG1 se efectuarán con el MODELO y la base de datos correspondiente al proceso de fijación de Precios en Barra del mismo año. El periodo anual a considerar es desde mayo en que entran en vigencia los Precios en Barra hasta abril del año siguiente. Las simulaciones en MODELO deberán abarcar 3 años contados desde enero del año anterior al de la entrada en vigencia de los Precios en Barra. Las características técnicas de los equipos de transmisión, generación, entre otros,, serán los reales, no valores artificiales que pueden surgir de dispositivos legales temporales.

Artículo 10º Prorrateo de la BTAG entre los Generadores

El prorrateo de la BTAG entre los generadores se calcula conforme lo siguiente:

10.1 Para las centrales cuyas porciones asignadas del BTAG de un Elemento (incluyendo liquidación) son menor que el 1% del BTAG total de dicho Elemento (incluyendo liquidación), se excluyen de la asignación de pago y se reparte su porción del BTAG entre las demás centrales en proporción a sus porciones del BTAG.

10.2 Se halla el BETG de un Elemento como la sumatoria de los BEUG1g ,l calculados conforme con lo establecido en el numeral 9.3 precedente.

10.3 Si el BETG de un Elemento es igual o supera el 90% de la BTAG del Elemento, entonces la BTAG será dividida entre las centrales generadoras únicamente en proporción a sus Beneficios Económicos individuales.

10.4 Si el BETG de un Elemento es igual o inferior al 10% de la BTAG del Elemento, entonces la BTAG será dividida entre los Generadores Aguas Arriba del Elemento, únicamente con base a criterios de Confiabilidad, en proporción a su generación anual, medida en GWh. Para tal fin, se empleará la información de los archivos de salida del MODELO correspondiente al periodo anual desde mayo en que entran en vigencia los Precios en Barra hasta abril del año siguiente.

10.5 Si el BETG de un Elemento es igual a X% de la BTAG del Elemento, donde X% esta entre 10% y 90%, entonces el pago de la BTAG será dividida en dos partes, una parte de la BTAG se paga por Beneficios Económicos (X%) y otra parte de la BTAG se paga por Mejoras de Confiabilidad (100%-X%), conforme lo siguiente:

a) La parte de la BTAG que se paga por Beneficios Económicos será repartida entre las centrales generadoras en proporción a sus BEUG1.

b) La parte de la BTAG que se paga por Mejoras de Confiabilidad será repartida entre las centrales generadoras Aguas Arriba del Elemento, en proporción a su generación anual esperada, medida en GWh.

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10.6 Formulación

a) Para efectos del presente procedimiento se asume que la BTAG tiene dos componentes, una con base en Beneficios Económicos (BTAGBE) y la otra en las mejoras en Confiabilidad (BTAGC). Según las ecuaciones siguientes:

BTAGkBTAGBTAGBTAGBTAGkBTAG

BTAGBTAGBTAG

BEC

BE

CBE

×−=−=×=

+=

)1(

Donde:

k = 1 si BETG/BTAG ≥ 0.9

k = BETG/BTAG si 0.9 > BETG/BTAG > 0.1

k = 0 si 0.1 ≥ BETG/BTAG.

b) La BTAGi, es la parte de la BTAG asignada a la central generadora “i”, y se determina según la siguiente expresión:

G

iC

G

iBEi GWh

GWhBTAGBET

BEUGBTAGBTAG +=1

Donde:

BEUG1i = Es el BEUG de la central generadora i, para el periodo anual

BETG = Sumatoria de los BEUG1i

GWhG = Es la energía (GWh) de todos los generadores ubicados Aguas Arriba del Elemento.

GWhi = Es la energía (GWh) del generador “i” Aguas Arriba del Elemento.

El conjunto de generadores con Beneficios Económicos no necesariamente es el conjunto de generadores con mejoras de confiabilidad.

c) La BTAG que resulta en el literal precedente debe reajustarse mediante la aplicación del método de Asignación Filtrada por filtro digital de memoria infinita de la siguiente forma:

BTAGi filtrada = f x (0,5PPi + 0,5BTAGi)

Donde:

BTAGi filtrada = Asignación Filtrada: pago anual asignado al generador “i”, por un Elemento del SGT existente. (El pago anual será efectuado en mensualidades.)

BTAGi = Pago anual calculado conforme el literal b) anterior, para el generador “i”, por un Elemento del SGT existente, que

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incluye Compensación por Beneficios Económicos y Compensación por Mejoras en Confiabilidad, antes de realizar ajuste por filtro.

PPi = Pago Previo, por el Elemento en análisis, quiere decir, pago anual asignado el año previo al generador “i”, fijado por OSINERGMIN y debidamente actualizado al 30 de marzo del año en que entran en vigencia las nuevas compensaciones.

f = Factor que se aplica a todos los generadores “i” beneficiados por un Elemento para que la suma de los pagos individuales resulte igual a la suma del BTAG del Elemento, más la liquidación del año anterior. El factor “f” satisface la ecuación siguiente:

∑∑ +=+×= nLiquidacióBTAGBTAGPPffiltradoBTAG iii ))5,05,0((

Artículo 11º Plazos, Medios y Formatos

11.1 Plazos:

a) El COES presentará, ante el OSINERGMIN, la propuesta de prorrateo de la BTAG y los BTAGi respectivos, dentro del mismo plazo establecido para la presentación de los Estudios Técnico Económicos para la fijación de Precios en Barra.

b) El proceso para la aprobación de los BTAGi estará sujeto al mismo procedimiento y plazos establecidos por OSINERGMIN para la Fijación de Precios en Barra.

11.2 Medios: El COES deberá presentar todos los archivos de cálculo en medios electrónicos compatibles con la mayoría de las hojas de cálculo comerciales existentes en el medio. Todos los archivos de cálculo deberán estar debidamente vinculados para facilitar su trazabilidad. El COES podrá proponer para aprobación del OSINERGMIN, software Ad-doc que efectúe los cálculos mencionados, el mismo que debe ser accesible y de fácil operación para todos los agentes e interesados. El COES deberá acompañar un informe en el que se presente todos los criterios y premisas adoptados; así como, los resultados obtenidos. Este informe deberá presentarse en forma impresa y en medio magnético en formato compatible con los editores de texto existentes en el medio.

11.3 Formatos: La propuesta de prorrateo de BTAG y BTAGi deberá presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice B de la presente norma.

a) Formato 2-A: Contiene el cálculo y resultado de los Beneficios Económicos de los Generadores (BEUG y BETG) y energía generada (GWh)

b) Formato 2-B: Contiene la determinación de la Base Tarifaria a ser remunerada por Beneficios Económicos (BTAGBE) y por Mejoras en Confiabilidad (BTAGC)

c) Formato 2-C: Contiene la determinación de la Base Tarifaria asignada a cada generador (BTAGi) sin filtrar.

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d) Formato 2-D: Contiene la determinación de la Base Tarifaria asignada a cada generador (BTAGi) con asignación filtrada.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

PRIMERA: El COES podrá presentar al OSINERGMIN, la propuesta de Beneficio Económico de Usuarios y Generadores para Elementos que conforman el Plan Transitorio de Transmisión, con base a lo establecido en la presente norma, a más tardar 1 año antes de la fecha prevista de entrada en operación comercial de dicho Elemento; para lo cual solicitará toda la información necesaria al Ministerio de Energía y Minas.

SEGUNDA: El programa de software PERSEO se empleará como el MODELO al cual se refiere la presente norma hasta que el OSINERGMIN apruebe otro software con funciones equivalentes o superiores a las del PERSEO. Para tal fin, se debe tomar en cuenta lo siguiente:

Los valores Ucm,g,l y Usm,g,l (numeral 6.2) están contenidos en los archivos de salida del PERSEO ICTsi000.csv e ICHsi000.csv, para las centrales térmicas e hidráulicas respectivamente.

Los valores Dm,d,b (numeral 6.3) son reportados en el archivo del PERSEO ENRBAsi.CSV.

Los valores CMcb,m,d,l y CMsb,m,d,l (numeral 6.3) son reportados en el archivo de PERSEO CMBsi000.CSV.

Los valores de la generación (numeral 10.4) son reportados en los archivos del PERSEO EGHsi000.csv y ECTsi000.csv.

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APENDICE A

FORMATOS REFERIDOS A LA DETERMINACION DEL BENEFICIO ECONOMICO DE USUARIOS Y GENERADORES

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OSINERGMIN Formato 1-AFORMATO DE VALORES ACTUALES DE BENEFICIOS DE USUARIOS (BEUB5) Y CONSUMO (GWH) ELEMENTO: PERÍODO: FECHA:

BARRA Valor Actual de los Pagos Esperados por Energía

(US$) DIFERENCIA

(B-A) BEUB5(3)

(D) Consumo (4)

Aguas Arriba

CON ELEMENTO(1) (A) SIN ELEMENTO(2) (B) (US$) (US$) (GWh)

TOTALES

Notas: (1) Determinado con la expresión del numeral 6.3 de la presente norma para VAPcd,l. (2) Determinado con la expresión del numeral 6.3 de la presente norma para VAPsd,l. (3) Si la diferencia (B-A) es negativa, el BEUB5 es igual a "Cero", caso contrario es igual a la diferencia (B-A). (4) Datos (por cinco años) actualizados usados en la planificación del sistema de transmisión. Todos los montos (salvo GWh) se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales.

Propuesta de Norma “Procedimiento y Método para la determinación del Beneficio que Proporciona las instalaciones del SGT a los Usuarios y los Generadores” Página 17

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OSINERGMIN Formato 1-B FORMATO DE VALORES ACTUALES DE BENEFICIOS DE GENERADORES (BEUG5) Y GENERACIÓN (GWH)

ELEMENTO: PERÍODO: FECHA:

CENTRAL TITULAR Valor Actual de las Utilidades Esperadas por Energía

(US$) DIFERENCIA

(A-B) BEUG5(3) Generación Aguas Arriba Con Elemento(4)

CON ELEMENTO(1) (A) SIN ELEMENTO(2) (B) (US$) (D) (GWh)

TOTAL

Notas: (1) Determinado con la expresión del numeral 6.2 de la presente norma para VAUcd,l. (2) Determinado con la expresión del numeral 6.2 de la presente norma para VAUsd,l. (3) Si la diferencia (A-B) es negativa, el BEUG5 es igual a "Cero", caso contrario es igual a la diferencia (A-B). (4) Datos (por cinco años) actualizados usados en la planificación del sistema de transmisión. Todos los montos (salvo GWh) se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales.

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OSINERGMIN Formato 1-CFORMATO DE CALCULO DE BETD o BETG

ELEMENTO: FECHA:

BARRA o GENERADOR BEUB5 ó BEUG55 (1)

- Ajuste por ingresos tarifarios (solo para demanda)(2) TOTAL (US$): BETD o BETG:

Notas: (1) Corresponde a los valores calculados en el Formato 1-A o Formato 1-B. (2) Ajuste por IT = 0 para generación. Para demanda, Ajuste = (ITsl - ITcl), según la ecuación del numeral 7.2. Se usa una hoja para BEUB5 y BETD y otra para BEUG5 y BETG.

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OSINERGMIN Formato 1-DFORMATO DE CALCULO DE BT%BE y BT%C

ELEMENTO: FECHA:

VPN Base Tarifaria 5 años(1) (BT5) BET = BETD + BETG

(2) k(3) BT%BE (4) BT%C (5)

Notas: (1) Expresado en US$, calculado con el presupuesto estimado en el Plan de Transmisión, VPN por 5 años. (2) Expresado en US$, calculado en el Formato C. (3) Si BET/BT5 ≥ 0,9, k=1. Si 0,9 > BET/BT5 > 0,1 k=BET/BT5. Si 0,1> BET/BT5, k=0 (4) BT%BE = k x 100% (5) BT%C = (1-k) x 100%

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OSINERGMIN Formato 1-EFORMATO DE CALCULO DE BENEFICIOS ATRIBUIDOS A LA

DEMANDA (BU) Y A LA GENERACIÓN (BG) ELEMENTO: FECHA:

Variable Unidad Valor BET (2) US$ BETD

(1) US$ BETG

(1) US$ BT%BE

(2) % BT%C

(2) % GWhD

(3) GWh GWhG

(3) GWh BU(4) % BG(4) %

Notas: (1) Corresponde a los valores calculados en el Formato C. (2) Corresponde a los valores calculados en el Formato D. (3) Energía de Demanda y Generación respectivamente “Aguas Arriba” del Elemento, Formatos A y B, por 5 años

(4) Calculados con las expresiones:

GD

GC

GBE

GD

DC

DBE

GWhGWhGWh

BTBET

BETBTBG

GWhGWhGWh

BTBET

BETBTBU

++=

++=

%%

%%

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Página 22

APENDICE B

FORMATOS REFERIDOS A LA DETERMINACION DEL PRORRATEO DE LA BTAG ENTRE LOS GENERADORES

133

OSINERGMIN Formato 2-A FORMATO DE BENEFICIOS DE GENERADORES (BEUG Y BETG) Y GENERACIÓN (GWH)

ELEMENTO: AÑO: FECHA:

CENTRAL TITULAR Valor Actual de las Utilidades Esperadas por Energía

(US$) DIFERENCIA

(A-B) BEUG1(3) Generación Aguas Arriba Con Elemento

CON ELEMENTO(1) (A) SIN ELEMENTO(2) (B) (US$) US$ (GWh)

TOTALES BETG y GWhG

Notas: (1) Determinado con la expresión de los numerales 6.3 de la presente norma para VAUcd,l, para un horizonte de 12 meses (2) Determinado con la expresión de los numerales 6.3 de la presente norma para VAUsd,l, para un horizonte de 12 meses (3) Si la diferencia (A-B) es negativa, el BEUG1 es igual a "Cero", caso contrario es igual a la diferencia (A-B). Todos los montos (salvo GWh) se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales. El cálculo se hace por un año.


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OSINERGMIN Formato 2-BFORMATO DE CALCULO DE BTAGBE y BTAGC

ELEMENTO: FECHA:

Base Tarifaria(1)

(BTAG) BETG(2) k(3) BTAGBE (4) BTAGC (5)

Notas:

(1) Expresado en US$, Base tarifaria asignada a los Generadores, incluido el monto de la liquidación anual. (2) Expresado en US$, calculado en el Formato 2-A. (3) Si BETG/BTAG≥ 0,9, k=1. Si 0,9 > BETG/BTAG > 0,1 k=BETG/BTAG. Si 0,1> BETG/BTAG, k=0 (4) BTAGBE = k x BTAG (5) BTAGC = (1-k) x BTAG

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OSINERGMIN Formato 2-C FORMATO DE CALCULO DE LOS BTAGi

ELEMENTO: FECHA:

BTAGBE (Formato 2-B) BTAGC(Formato 2-B)

BETG (Formato 2-A) GWhG (Formato 2-A)

BTAGBE/BETG BTAGC/GWhG

Central Generadora BEUG1(1) x

BTAGBE/BETG GWh(1) x

BTAGC/GWhG BTAGi

Inicial(2)

B + C BTAGi%

D/(TOTAL D) BTAGi% > 1% BTAGi% AJUSTADA(4) BTAGi

(5)

G x TOTAL D (B) US$ (C) US$ (D) US$ (E)% (F)(3) % (G) % (H)US$

TOTALES Notas: (1) Corresponde a los valores calculados en el Formato 2-A. (2) Asignación inicial de la Base Tarifaria a cada central generadora "i", calculada con la expresión:

G

iC

G

iBEi GWh

GWhBTAGBET

BEUGBTAGBTAG +=

(3) (F) incluye solo los elementos de (E) que sean mayores que 1%. El total puede ser inferior a 100%. (4) G = (F)/(Total de F). TOTAL de G debe igualar a 100%. (5) TOTAL H debe igualar a TOTAL D.


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OSINERGMIN Formato 2-D FORMATO DE CALCULO DE LOS BTAGI FILTRADA

ELEMENTO: FECHA:

BTAG

f = (Total BTAG / C)

Central Generadora PPi (1) BTAGi(2) BTAGfi

(3) BTAGi(4)

Filtrada

(A) US$ (B) US$ (C) US$ (D) US$

TOTALES Notas: (1) Monto anual asignado al generador “i” por el pago del Elemento en la fijación tarifaria anterior, debidamente actualizado (2) Calculado en el formato 2-C (3) Calculado con la expresión: BTAGfi = (0,5PPi + 0,5BTAGi) (4) Calculado como D = f x C, Total D debe ser igual a BTAG

137


Apéndice C: Proyecto de Norma – SST y SCT

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA OSINERGMIN N° xxx-2008-OS/CD

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

Resolución OSINERGMIN N° XXX-2008-OS/CD

Norma

“Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT”

Lima, mayo de 2008

Página 1

139


ANEXO

Norma “Procedimiento para la Asignación de

Responsabilidad de Pago de los SST y SCT” CONTENIDO

TITULO I DISPOSICIONES GENERALES.................................................................................. 7 ARTÍCULO 1º.- OBJETIVO ............................................................................................................. 7 ARTÍCULO 2º.- ALCANCE.............................................................................................................. 7 ARTÍCULO 3º.- BASE LEGAL ......................................................................................................... 7 ARTÍCULO 4º.- DEFINICIONES ....................................................................................................... 8

TITULO II ASPECTOS GENERALES ....................................................................................... 11 ARTÍCULO 5º.- CRITERIOS GENERALES....................................................................................... 11

TITULO III SOBRE LA ASIGNACIÓN DE PAGOS ENTRE USUARIOS Y GENERADORES POR BENEFICIOS..................................................................................................... 12

ARTÍCULO 6º.- DETERMINACIÓN DEL MÉTODO PARA CALCULAR LOS BENEFICIOS ........................... 12 CÁLCULO DE BENEFICIOS ECONÓMICOS CON ........................................................................ 12 ARTÍCULO 7º.- DIFERENCIAS DE PRECIOS NODALES.................................................................... 12 SE HALLA EL ........................................................................ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED. ARTÍCULO 8º.- CÁLCULO DE BENEFICIOS ECONÓMICOS PARA SISTEMAS SIN DIFERENCIAS DE

PRECIOS NODALES ............................................................................................. 14 ARTÍCULO 9º.- ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE PAGO ENTRE USUARIOS Y GENERADORES.. 16

TITULO IV SOBRE EL REPARTO DE LA ASIGNACIÓN DE PAGOS ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE BENEFICIOS....................................................................... 18

ARTÍCULO 10º.- CONSIDERACIONES GENERALES .......................................................................... 18 ARTÍCULO 11º.- DETERMINACIÓN DEL MÉTODO PARA CALCULAR LOS BENEFICIOS ........................... 18 ARTÍCULO 12º.- CÁLCULO DE BENEFICIOS ECONÓMICOS CUANDO HAY DIFERENCIAS DE PRECIOS

NODALES ............................................................................................................ 19 ARTÍCULO 13º.- CÁLCULO DE BENEFICIOS ECONÓMICOS PARA SISTEMAS DONDE NO HAY DIFERENCIA

DE COSTOS ENTRE BARRAS DEL MISMO NIVEL DE TENSIÓN..................................... 19 ARTÍCULO 14º.- PRORRATEO DEL CMAG ENTRE GENERADORES, POR EL CRITERIO DE BENEFICIOS. 19

TITULO V SOBRE EL REPARTO DE LA ASIGNACIÓN DE PAGOS ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE USO ..................................................................................... 21

ARTÍCULO 15º.- CONSIDERACIONES GENERALES .......................................................................... 21 ARTÍCULO 16º.- PRORRATEO DEL CMAG ENTRE LOS GENERADORES, POR EL CRITERIO DE USO .... 22

TITULO VI PLAZOS, MEDIOS Y FORMATOS............................................................................ 24 ARTÍCULO 17º.- PLAZOS, MEDIOS Y FORMATOS............................................................................ 24

DISPOSICIONES TRANSITORIAS………………………………………………………………………21

PRIMERA ..................................................................................................................................... 21 SEGUNDA ...………...……………………………………………………………………………………21

APENDICES

APÉNDICE A………………………………………………………………………………………….………27

FORMATOS PARA LA DETERMINACION DEL BENEFICIO ECONOMICO DE USUARIOS Y GENERADORES

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140

APÉNDICE B ................................................................................................................................ 35 FORMATOS PARA LA DETERMINACION DEL PRORRATEO DE LA COMPENSACION ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE BENEFICIO

APÉNDICE C ................................................................................................................................ 41 FORMATOS PARA LA DETERMINACION DEL PRORRATEO DE LA COMPENSACION ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE USO

APÉNDICE D ................................................................................................................................ 46 EJEMPLOS – USO DE SISTEMA POR GWH/OHMIOS

Página 6

141

TITULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1º.-

Artículo 2º.-

Artículo 3º.-

Objetivo Establecer el procedimiento y método para asignar la responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores por ciertas instalaciones de transmisión; así como, la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos.

Alcance Según la definición de los tipos de sistemas de transmisión, hecha en el Artículo 4° de la norma “Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, están comprendidas dentro del alcance del presente procedimiento todas las instalaciones tipos SCTPT, SCTLN y SCTPI que no hayan sido asignadas 100% a la demanda. Así mismo, se incluye a las instalaciones del tipo ST059 en tanto sus contratos los permitan y que no hayan sido asignadas 100% a la demanda. En cuanto a instalaciones SSTGD o de cualquier tipo asignadas 100% a la generación, el presente procedimiento se aplica solo al reparto de responsabilidad de pago ente el conjunto de generadores. En los casos de SCTLN, este procedimiento se aplica en tanto los contratos lo permitan o cuando se conecte un tercero. Las definiciones de los tipos de sistemas de transmisión mencionados se incluyen en el Artículo 4º de la presente norma.

Base Legal - Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generación.

- Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”)

- Reglamento de la LCE, aprobado con Decreto Supremo N° 009-93-EM.

- Reglamento de Transmisión, aprobado con Decreto Supremo Nº 027-2007-EM,

- Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobado con Resolución OSINERGMIN Nº 023-2008-OS/CD, en adelante “NORMA TARIFAS”

- Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas.

- Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos.

Página 7

142

- Reglamento de la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, aprobado por Decreto Supremo N° 042-2005-PCM.

- Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM.

- Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

En todos los casos, se debe tener presente las normas modificatorias, complementarias y conexas a los dispositivos citados; y las normas que los modifiquen o sustituyan.

Artículo 4º.- Definiciones Para efectos de la presente norma, todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular, y que empiecen con mayúscula, tienen los significados que se indican a continuación o los que se definen en la LCE y su Reglamento; la Ley Nº 28832; el Decreto Supremo Nº 027-2007-EM y la NORMA TARIFAS:

4.1. Aguas Arriba: Se refiere a una zona del Área de Demanda conformada por Generadores y/o Demanda cuyos vínculos con la parte preponderante del SEIN incluyen un Elemento particular. En particular, si por lo menos un camino eléctrico desde una barra particular “i” de la zona del Área de Demanda hasta otra barra “j” de la parte preponderante del SEIN pasa por el Elemento “k”, la barra “i” esta Aguas Arriba del Elemento “k”.

4.2. Asignación Filtrada: Pago anual de un Generador por una instalación del SST o SCT existente, ajustado con un filtro digital de memoria infinita.

4.3. Barra de Entrega de Generador: La barra donde un generador se conecta al SEIN.

4.4. Beneficio Económico Anual de una central generadora (BEUG): Beneficio económico que genera un Elemento a una central generadora. Si el Beneficio Económico Anual es negativo, se reemplaza con cero.

4.5. Beneficio Económico Anual de la demanda en una barra (BEUB): Beneficio económico que genera un Elemento a una demanda ubicada en una barra. Si el Beneficio Económico Anual es negativo, se reemplaza con cero.

4.6. Beneficio Económico de Generación (BEUGn) o Demanda (BEUBn) por “n” Años futuros de un Elemento: Valor Presente Neto (VPN) de los BEUG o BEUB por un período de “n” años futuros. El VPN se calcula mediante fórmulas de interés compuesto y la tasa de Actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE.

4.7. Beneficio Económico Total (BETG, BETD, y BET): Suma de todos los BEUGn (BETG) y BEUBn (BETD) correspondientes a un Elemento. El BETD es ajustado por el cambio en los Ingresos Tarifarios debido al Elemento. BET = BETD + BETG,

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143

4.8. CMA: Costo Medio Anual de un Elemento.

4.9. CMA por “n” Años (CMAn): VPN de los CMA por un período de “n” años. El cálculo del VPN se efectuará mediante fórmulas de interés compuesto y la tasa de Actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE.

4.10. CMAG o CMAU: Costo Medio Anual asignado a los Generadores o a los Demanda.

4.11. CMAGi,j-k: Costo Medio Anual asignado a la central generadora “i”, por el Elemento “j-k”.

4.12. CMAGn o CMAUn: VPN de los CMAG o CMAU por un período de n años. El cálculo del VPN se efectuará mediante fórmulas de interés compuesto y la tasa de Actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE.

4.13. CMGi,j-k: Compensación mensual asignada a la central generadora “i”, por el Elemento “j-k”.

4.14. Compensación por Beneficios Económicos: Compensación asignada en proporción a Beneficios Económicos.

4.15. Compensación por Mejoras de Confiabilidad: Compensación asignada en proporción a mejoras de confiabilidad.

4.16. Distancia Eléctrica zij entre las barras “i” y “j” (Dij): El elemento diagonal zjj de la matriz Zi = Yi

-1, donde Yi es la matriz de admitancia del SEIN, tomando como referencia la barra “i”.

4.17. Dij-k: Distancia Eléctrica zi,j-k entre una barra “i” (la barra de entrega de energía al SEIN del generador i) y el punto medio de un Elemento del sistema conectando las barras j y k, tomando como referencia la barra “i”, calculado por la ecuación:

zi,j-k = (zij + zik)/2.

4.18. ESTUDIO o ESTUDIOS: Estudio o Estudios técnico-económicos que sustentan la propuesta de peajes y/o compensaciones presentados por los titulares de los SST y/o SCT al OSINERGMIN, al inicio del procedimiento de fijación de Peajes y Compensaciones correspondiente.

4.19. Generadores Relevantes para una instalación “jk” (Gjk): Generadores Relevantes para una instalación “jk” (Gjk): Si por lo menos un camino eléctrico de un generador particular hasta cualquier barra de demanda pasa por un elemento, el generador es relevante para el Elemento. Hay una excepción para subsistemas principalmente de demanda. Si toda la generación (g) y demanda (d) ubicadas Aguas Arriba del Elemento “jk”, satisface dos condiciones, la generación no es relevante. Las condiciones son: (1) que la capacidad efectiva total de la generación (g) sea inferior a la máxima demanda de potencia de la demanda (d), y (2) la energía de toda la generación (g) es inferior al

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consumo de energía de la demanda (d). Para la asignación correspondiente a los meses de mayo a marzo se consideraran la máxima demanda y energía del mismo mes, mientras que para la asignación correspondiente al mes de abril se empleará la máxima demanda y generación del periodo anual mayo – abril.

4.20. Ley: Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

4.21. LMP: Costo marginal de barra a corto plazo.

4.22. MODELO: Programa de computación que simula la operación económica del sistema generación-transmisión del SEIN de características y capacidades iguales o superiores a las del modelo PERSEO, el cual debe ser aprobado por el OSINERGMIN.

4.23. SCT: Sistema Complementario de Transmisión o Sistemas Complementarios de Transmisión.

4.24. SPT: Sistema Principal de Transmisión

4.25. SST: Sistema Secundario de Transmisión o Sistemas Secundarios de Transmisión.

4.26. SSTGD: SST cuyo pago es compartido entre Usuarios y Generadores.

4.27. SCTPT: SCT que es parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es el resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes.

4.28. SCTPI: SCT que es parte de un Plan de Inversiones aprobado por el OSINERGMIN.

4.29. SCTLN: SCT que permite transferir electricidad a Usuarios Libres o que permite a los Generadores entregar energía producida al SEIN, cuya construcción y remuneración resulte de una libre negociación entre dichos agentes y los titulares de las instalaciones de dicho SCT.

4.30. ST059: Sistemas de transmisión comprendidos en las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM.

4.31. US$ o Dólares: Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica

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TITULO II Aspectos Generales

Artículo 5º.- Criterios Generales 5.1. Para el caso de las instalaciones del SSTGD, se tomará en cuenta los

siguientes criterios para el reparto de la asignación de pago entre generadores.

5.1.1. Para aquellas instalaciones cuyos cargos se asignan por el criterio de beneficios económicos, se aplicará lo establecido en el TITULO IV del presente procedimiento.

5.1.2. Para aquellas instalaciones cuyos cargos se asignan por el criterio de uso, se aplicará lo establecido en el TITULO V del presente procedimiento.

5.2. Para la asignación de cargos por instalaciones del SCTPT, SCTLN y SCTPI se tendrá en cuenta lo siguiente:

5.2.1. Para la asignación de cargos entre Usuarios y Generadores se aplicará el criterio de beneficios de acuerdo con lo establecido en el TITULO III del presente procedimiento.

5.2.2. Para el reparto entre generadores, de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se aplicará el criterio de beneficio económico de acuerdo con lo establecido en el TITULO IV del presente procedimiento.

5.3. En el cálculo de los Beneficios Económicos de los Generadores y Usuarios se ignoran los Beneficios Económicos acumulados vistos por los Generadores (BEUG) y las barras de Usuarios (BEUB) si son negativos,

5.4. En el cálculo, para cada Elemento propuesto o instalación existente, se supondrá que los demás Elementos en proyecto, tanto como los Elementos aprobados en planes anteriores, existen a partir de su fecha prevista de entrada en servicio.

5.5. Se pronosticará la demanda y la generación, para lo que se reconocerá incertidumbres hidrológicas. Los pronósticos de demanda, del desarrollo del sistema de generación, de los precios de combustibles, entre otros, y los datos técnicos de las instalaciones de generación, transmisión, ente otros, serán los mismos empleados para el proceso de fijación de tarifas de SST y SCT, con excepción de los SCTPT para los cuales se empleará los datos del Plan de Transmisión vigente, con actualizaciones que puede indicar el COES. Se empleará el escenario central de crecimiento de demanda, del desarrollo del parque de generación, y de precios de combustible.

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5.6. Para la oferta de generación hidroeléctrica y térmica se considerará el promedio de lo que resulte de las simulaciones de todos los escenarios hidrológicos.

5.7. Para cálculos de Mejoras de Confiabilidad, se considera como beneficiarios a los Usuarios y Generadores Aguas Arriba de la instalación.

5.8. La asignación de cargos por Beneficios Económicos incluye Mejoras de Confiabilidad.

TITULO III Sobre la Asignación de Pagos Entre Usuarios y

Generadores por Beneficios

Artículo 6º.-

Artículo

Determinación del método para calcular los beneficios 6.1. Cuando el Elemento en análisis corresponde al Área de Demanda 15

(demanda nacional) y se encuentra modelado dentro de la base de datos del MODELO, los beneficios económicos se calcularán conforme lo dispuesto en el Artículo 7º de la presente norma.

6.2. Cuando el Elemento no se encuentra contemplado en el numeral precedente, los beneficios económicos se calcularán conforme lo dispuesto en el Artículo 8º de la presente norma.

7º.- Cálculo de Beneficios Económicos con Diferencias de Precios Nodales

7.1. Las simulaciones para calcular los BEUG5 y BEUB5 se efectuarán con el MODELO. Se emplearán los resultados de un período de cinco años contados a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento propuesto, para tal fin se empleará la base de datos de la Fijación de Precios en Barra más reciente, complementada con la del escenario base del Plan de Transmisión más reciente. Las simulaciones deberán abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada en operación hasta 6 años después de la fecha prevista de entrada en operación del Elemento. Los Precios en Barra empleados en los cálculos deben ser basados en costos marginales, no en precios especiales y temporales que pueden decretarse administrativas o por razones transitorias.

7.2. Beneficios Económicos de los Generadores

7.2.1. Para determinar los BEUG5 se calcula el valor actual de las utilidades mensuales esperadas para cada central generadora, obtenidas con el MODELO, durante el periodo en evaluación (5 años), mediante la siguiente expresión:

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∑= +

=60

1

,,, )1(m

mlgm

lg iUc

VAUc

∑= +

=60

1

,,, )1(m

mlgm

lg iUs

VAUs

Donde:

VAUcg,l y VAUsg,l : Valor actual de las utilidades esperadas de la central generadora “g” con las condiciones “con” y “sin” el Elemento “l” respectivamente, expresados en unidades monetarias.

Ucm,g,l y Usm,g,l : Utilidad esperada de la central generadora “g” en el mes “m”, en la condición “con” y “sin” el Elemento “l” respectivamente. Estos valores estarán contenidos en los archivos de salida del MODELO.

m : Valor del 1 al 60, representa la cantidad de meses del período en evaluación (5 años).

i : Tasa de actualización mensual, correspondiente a la Tasa anual prevista en el Artículo 79º de la LCE. Por ejemplo para una tasa anual de 12%, i es igual a 0,948879%.

7.2.2. Luego, el beneficio económico debido a la presencia de un determinado Elemento viene a ser la diferencia de los valores actualizados de las utilidades esperadas:

lglglg VAUsVAUcBEUG ,,,5 −=

Donde:

BEUG5g ,l : Beneficio económico para una central generadora “g” debido a la presencia del Elemento “l”, para un periodo de 5 años. En caso de que el valor resulte negativo, BEUG5g ,l se considera igual a cero.

7.3. Beneficios Económicos de los Usuarios

Para determinar los beneficios de la demanda (BEUG5) de los consumidores ubicados en una determinada barra del sistema, “d”, se calcula el ahorro esperado por dicha demanda. Para ello, primero se calcula el valor actual de los pagos mensuales que realiza tal demanda durante el horizonte en evaluación (5 años), en las condiciones “con” y “sin” el Elemento, con las siguientes expresiones:

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( )∑

∑=

=

+

×=

60

1

,,,,,,,

, )1(mm


ld i

CMcDVAPc

( )∑

∑=

=

+

×=

60

1

,,,,,,,

, )1(mm


ld i

CMsDVAPs

Donde:

VAPcd,l y VAPsd,l : Valor actual de los pagos esperados por la demanda ubicada en la barra “d” en las condiciones “con” y “sin” el Elemento “l” respectivamente, expresados en unidades monetarias.

Dm,d,b : Valor de la demanda ubicada en la barra “d”, en el mes “m” y bloque horario “b”, expresada en unidades de energía, GWh, reportados en un archivo del MODELO.

CMcb,m,d,l y CMsb,m,d,l : Costo marginal de la energía en la barra “d”, para el mes “m”, bloque horario “b”, en las condiciones “con” y “sin” el Elemento “l” respectivamente, expresado en unidades monetarias / energía, US$/GWh, reportados en archivos del MODELO.

b : Bloques horarios: punta, media y base

Luego, el beneficio debido a la presencia de un determinado Elemento viene a ser la diferencia de los valores actualizados de los pagos esperados por la demanda:

ldldld VAPcVAPsBEUB ,,,5 −=

Donde:

BEUB5d l : Beneficio económico de la demanda ubicada en la barra “d” debido a la presencia del Elemento “l”, para un periodo de “n” años (5 años). En caso de que el valor resulte negativo, BEUB5d,l se considera igual a cero.

Artículo 8º.- Cálculo de Beneficios Económicos para sistemas sin Diferencias de Precios Nodales

8.1. Los BEUGn y BEUBn se determinarán en proporción a la valorización de la energía adicional que los generadores pueden producir o que la demanda puede consumir debido a la presencia del Elemento en análisis. Para esto se empleará la siguiente ecuación:

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∑= +

−−−=

5

15 )1(

)()(a

aaaaaaa

iCPsTbsFgsCPcTbcFgcBEUG

∑= +

×−+−×=

5

15 )1(

)()(a

aaaaaaa

iTbcFdsFdcTbcTbsFdsBEUB

Donde:

CPca y CPsa Costo Variable Promedio anual de las centrales de generación en el área, con y sin el elemento, que corresponde a la información de la base de datos de la fijación de Precios en Barra. En el caso de centrales de generación que no se encuentren en dicha base de datos, se emplearán los valores aprobados por OSINERGMIN, para lo cual las titulares de las centrales deberán presentar sus propuestas de costos.

Fgca y Fgsa Energía que los generadores ubicados dentro del Área de Demanda y Aguas Arriba del Elemento, pueden producir “con” y “sin” el Elemento durante el periodo de un año.

Fdca y Fdsa Energía que los Usuarios del Área de Demanda y Aguas arriba del Elemento pueden consumir “con” y “sin” el Elemento durante el periodo de un año.

Tbca y Tbsa Precio en Barra, promedio anual correspondiente a la Barra de Referencia de Generación del sistema eléctrico al cual se conecta el Elemento. Para subsistemas antes aislados que debido al Elemento se conectan al SEIN, Tbsa es el precio interno del subsistema sin la interconexión. Los Precios en Barra empleados en los cálculos deben ser basados en costos marginales, no en precios especiales y temporales que pueden decretarse administrativas o por razones transitorias. Estos Precios en Barra no deben incluir los peajes de transmisión.

a = Número de años del 1 al 5, comprendidos desde la fecha estimada de entrada en operación del Elemento en análisis.

i = Tasa de actualización anual establecida en el Artículo 79º de la LCE.

8.2. Los valores de Fd, Fg, Tbca y Tbsa se determinarán con la simulación de

la operación del sistema eléctrico implicado, mediante el MODELO, considerando tres bloques horarios mensuales, para un horizonte de cinco años. Para tal fin se empleará las misma base de dtaos empleada para el cálculo de los Ingresos Tarifarios a que se refiere el numeral 7.3 precedente, reconociendo cambios (si hubieren) adentro del área, que pueden afectar las inyecciones al SEIN.

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Artículo 9º.- Asignación de Responsabilidad de Pago entre Usuarios y Generadores La asignación de responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores, se hace en proporción a los Beneficios Económicos de los Usuarios y de los Generadores por costos marginales, y los beneficios económicos por mejoras de confiabilidad, los cuales se calculan conforme a lo siguiente:

9.1. Se halla el BETG de un Elemento como la sumatoria de los BEUG5g ,l calculados conforme con lo establecido en el numeral 7.2 o numeral 8.1precedente, según sea el caso.

9.2. Se halla el BETD de un Elemento como la sumatoria de los BEUB5d ,l calculados conforme con lo establecido en el numeral 7.3 ó 8.1, según sea el caso, menos la diferencia de los ingresos tarifarios totales que se asignarían a la demanda en las condiciones sin y con el Elemento “l” como indican las ecuaciones siguientes:

)(51

, ll

d

ldD ITcITsBEUBBET −−⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛= ∑

( )∑

∑=

=

+=

60

1

,,,,


lmb

l i

ITcITc

( )∑

∑=

=

+=

60

1

,,,,

)1(mm

basemediapuntablmb

l i

ITsITs

Los IT son la parte del Ingreso Tarifario, del SPT, SGT, SST y SCT que se asignaría al usuario a cuenta de estos sistemas, calculado en las condiciones con la presencia y con la ausencia del Elemento en análisis. El cálculo de los IT debe realizarse en la forma establecida en la Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento para el caso del SPT aplicable en los procesos de fijación de Precios en Barra. En caso de que el valor de BETD resulte negativo, este se considera igual a cero.

9.3. Se halla el BET del Elemento como la sumatoria de los BETG y BETD, calculados conforme con lo establecido en los numerales 9.1 y 9.2 precedentes.

9.4. Si el BET del Elemento propuesto iguala o supera a 90% del CMA5, entonces el CMA será dividido entre Usuarios del Área de Demanda y Generadores Aguas Arriba del Elemento, únicamente en proporción a los BETG y BETD calculados conforme con lo establecido los numerales 9.1 y 9.2 precedentes.

9.5. Si el BET de un Elemento propuesto es igual o inferior al 10% del CMA5 del Elemento, entonces el CMA será dividido entre Usuarios del Área de Demanda y Generadores Aguas Arriba del Elemento, únicamente con base a las mejoras en confiabilidad, en proporción a la generación y la demanda Aguas Arriba del Elemento, medidas en Gwh. Para tal fin, se

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empleará la información de generación y demanda de archivos del MODELO, simuladas y acumuladas por cinco años a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento.

9.6. Si el BET de un Elemento propuesto es X% del CMA5, donde X% esta entre 10% y 90%, entonces el pago del CMA será dividido en dos partes, una parte del CMA se paga por Beneficios Económicos (X%) y otra parte del CMA se paga por Mejoras de Confiabilidad (100%-X%), según lo siguiente:

9.6.1. La parte del CMA que se paga por Beneficios Económicos será dividida entre Usuarios del Área de Demanda y Generadores Aguas Arriba, en proporción a los BEUG5 y BEUB5 calculados conforme con lo establecido en el Artículo 7º o Artículo 8º de la presente norma.

9.6.2. La parte del CMA que se paga por Mejoras de Confiabilidad será dividida entre Generadores Aguas Arriba y Usuarios del Área de Demanda, en proporción a la generación y la demanda Aguas Arriba del Elemento. Para tal fin, se empleará la información de generación y demanda de archivos del MODELO, simuladas y acumuladas por cinco años a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento.

9.7. Formulación:

9.7.1. Para efectos del presente procedimiento, se asume que el CMA tiene dos componentes, una con base en los Beneficios Económicos (CMABE), y la otra en mejoras en Confiabilidad (CMAC), según las ecuaciones siguientes.

CMAkCMACMACMA

CMAkCMACMACMACMA

BEC

BE

CBE

×−=−=

×=+=

)1(

Donde:

k = 1 : si BET/CMA5 > 0.9

k = BET/CMA5 : si 0,9 > BET/CMA5 > 0.1

k = 0 : si 0.1 > BET/CMA5

CMABE : La parte del CMA que se paga por beneficios económicos.

CMAC : La parte del CMA que se paga por mejoras en confiabilidad.

9.7.2. Las responsabilidades de pago del Costo Medio Anual asignados a los Usuarios (CMAU%) y de los Generadores (CMAG%) se expresan en porcentajes y deben sumar 100%; así mismo, cada uno tiene dos componentes, el primero correspondiente a Beneficios Económicos y el

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segundo a Mejoras de Confiabilidad. Los CMAU% y CMAG% se determinan con las siguientes expresiones:

GD

GC

GBE

GD

DC

DBE

GWhGWhGWhCMA

BETBETCMACMAG

GWhGWhGWhCMA

BETBETCMACMAU

++=

++=

%%%

%%%

Donde:

CMA%BE : CMABE expresada en porcentaje del CMA

CMA%C : CMAC expresada en porcentaje del CMA

GWhD, GWhG: Energía de Demanda y Generación respectivamente, ubicadas “Aguas Arriba” del Elemento, para el horizonte de 5 años contados a partir de la fecha estimada de entrada en operación del Elemento.

El conjunto de la demanda con Beneficios Económicos no necesariamente es el conjunto de demanda con mejoras de confiabilidad. Lo mismo se puede decir en cuanto a conjuntos de generadores.

TITULO IV Sobre el Reparto de la Asignación de Pagos Entre

Generadores por el Criterio de Beneficios

Artículo 10º.-

Artículo 11º.-

Consideraciones Generales 10.1. El CMAG (CMAG% x CMA) de un Elemento será prorrateado entre los

generadores que se benefician del Elemento, en proporción a los Beneficios Económicos (incluyendo Beneficios Económicos por Mejora de Confiabilidad) y teniendo en cuenta el método de Asignación Filtrada definido en el numeral 4.2 de la presente norma.

10.2. Esta asignación se hará por simulaciones realizadas cada cuatro años en la oportunidad de cada fijación de tarifas y compensaciones de SST y SCT.

Determinación del método para calcular los beneficios 11.1. Cuando el Elemento en análisis corresponde al Área de Demanda 15

(demanda nacional) y se encuentra modelado dentro de la base de datos del MODELO, los beneficios económicos se calcularán conforme lo dispuesto en el Artículo 12º de la presente norma.

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11.2. Cuando el Elemento en análisis no se encuetra contemplado en el numeral precedente, los beneficios económicos se calcularán conforme lo dispuesto en el Artículo 13º de la presente norma.

Artículo

Artículo

Artículo 14º.-

12º.- Cálculo de Beneficios Económicos cuando hay diferencias de precios nodales

12.1. Se calculará los BEUG4 correspondientes a un periodo de 4 años, por cada central generadora, conforme a las ecuaciones del numeral 7.2 precedente, con la diferencia que se considera 48 meses “m” y no 60.

12.2. Las simulaciones para calcular BEUG4 se efectuarán con el MODELO y la base de datos correspondiente a la fijación de Precios en Barra del mismo año del proceso de fijación de SST y SCT y complementariamente la Base de Datos del Plan de Transmisión vigente. El periodo de 48 meses se considera desde mayo en que entran en vigencia las tarifas de los SST y SCT, o desde el mes de vigencia del ajuste que se hace a pedido de los interesados. Las simulaciones en el MODELO deberán abarcar 6 años contados desde enero del año anterior al del mes de inicio del periodo de 48 meses.

13º.- Cálculo de Beneficios Económicos para sistemas donde no hay diferencia de costos entre barras del mismo nivel de tensión

13.1. Los BEUG4 se determinarán en proporción a la valorización de la energía adicional que los generadores pueden producir gracias a la presencia del Elemento en análisis. Para lo cual se emplearán las ecuaciones contenidas en el numeral 8.1 y lo indicado en el numeral 8.2 de la presente norma, con la diferencia que el horizonte “a” será de cuatro años contados desde el mes de mayo en que entran en vigencia las tarifas de los SST y SCT.

Prorrateo del CMAG entre generadores, por el criterio de beneficios El prorrateo del CMAG entre los generadores, por el criterio de beneficios, se calcula conforme lo siguiente:

14.1. Se halla el BETG de un Elemento como la sumatoria de los BEUG4g ,l calculados conforme con lo establecido en el Artículo 12 ó Artículo 14, según sea el caso.

14.2. Si el BETG de un Elemento es igual o supera el 90% del CMAG4 del Elemento, entonces el CMAG será dividido entre las centrales generadoras únicamente en proporción a sus BEUG4.

14.3. Si el BETG de un Elemento es igual o inferior al 10% de la CMAG4 del Elemento, entonces el CMAG será dividido entre los Generadores Aguas Arriba del Elemento, únicamente con base a Mejoras de Confiabilidad, en proporción a su generación, medida en GWh. Para tal fin, se empleará la información de los archivos de salida del MODELO, correspondiente al periodo de cuatro años el mes en que entran en vigencia las compensaciones .

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14.4. Si el BETG de un Elemento es igual a X% de la CMAG4 del Elemento, donde X% esta entre 10% y 90%, entonces el pago de la CMAG será dividido en dos partes, una parte de la CMAG se paga por Beneficios Económicos (X%) y otra parte de la CMAG se paga por Mejoras de Confiabilidad (100%-X%), conforme lo siguiente:

14.4.1. La parte de la CMAG que se paga por Beneficios Económicos será repartida entre las centrales generadoras en proporción a sus BEUG4.

14.4.2. La parte de la CMAG que se paga por Mejoras de Confiabilidad será repartida entre las centrales generadoras Aguas Arriba del Elemento, en proporción a su generación, medida en GWh. Para tal fin, se empleará la información de los archivos de salida del MODELO, correspondiente al periodo de cuatro años desde mayo en que entran en vigencia las compensaciones.

14.5. Formulación:

14.5.1. Para efectos del presente procedimiento se asume que la CMAG tiene dos componentes, una con base en Beneficios Económicos (CMAGBE) y la otra en mejoras en Confiabilidad (CMAGC). La asignación entre centrales generadoras se resume en las ecuaciones siguientes:

CMAGkCMAGCMAGCMAGCMAGkCMAG

CMAGCMAGCMAG

BEC

BE

CBE

×−=−=×=

+=

)1(

Donde:

k = 1 si BETG/CMAG4 ≥ 0.9

k = BETG/CMAG4 si 0.9 > BETG/CMAG4 > 0.1

k = 0 si 0.1 ≥ BETG/CMAG4.

CMABE : Parte del CMAG que se paga por beneficios económicos.

CMAC : Parte del CMAG que se paga por mejoras en confiabilidad.

14.5.2. La iCMAG , es la parte de la CMAG asignada a la central generadora “i”, y se determina según la siguiente expresión:

G

iC

G

iBEi GWh

GWhCMAGBET

BEUGCMAGCMAG +=4

Donde:

BEUG4i = Es el BEUG4 de la central generadora “i” .

BETG = Sumatoria de los BEUG4i

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GWhG = Es la energía (GWh) por cuatro años de todos los generadores ubicados Aguas Arriba del Elemento.

GWhi = Es la energía (GWh) por cuatro años del generador “i” Aguas Arriba del Elemento.

14.5.3. Las centrales cuyas porciones asignadas del CMAG, calculadas en el numeral precedente, son menores que el 1% del CMAG total, se excluyen de la asignación de pago y se reparte sus CMAG entre las demás centrales en proporción a sus porciones del CMAG.

14.5.4. Los CMAGi que resultan en el numeral precedente deben ajustarse mediante la aplicación del método de Asignación Filtrada.

CMAGi filtrada = f x (0,5PPi + 0,5CMAGi)

Donde:

CMAGi filtrada = Asignación Filtrada: pago anual asignado al generador “i”, por un Elemento del SST o SCT existente. (El pago anual será efectuado en mensualidades.)

CMAGi = Pago anual calculado conforme el numeral anterior, para el generador “i”, por un Elemento, que incluye Compensación por Beneficios Económicos y Compensación por Mejoras en Confiabilidad, antes de realizar ajuste por filtro.

PPi = Pago Previo, por el Elemento en análisis, quiere decir, pago anual asignado el año previo al generador “i”, fijado por OSINERGMIN y debidamente actualizado al 30 de marzo del año en que entran en vigencia las nuevas compensaciones o al segundo mes anterior en que entra en vigencia el reajuste de asignación de pago efectuado a petición de parte.

f = Factor que se aplica a todos los generadores “i” beneficiados por un Elemento para que la suma de los pagos individuales resulte igual a la suma del CMAG del Elemento. El factor “f” satisface la ecuación siguiente:

∑∑ =+×= CMAGCMAGPPffiltradoCMAG iii ))5,05,0((

TITULO V Sobre el Reparto de la Asignación de Pagos Entre

Generadores por el Criterio de Uso

Artículo 15º.- Consideraciones Generales 15.1. La asignación de pago de los Elementos por el criterio de Uso se

repartirá entre los Generadores Relevantes de dicho Elemento.

15.2. El prorrateo por el criterio de uso se realizará mediante el método de Energía / Distancia Eléctrica, conforme se describe en los siguientes numerales del presente artículo.

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156

15.3. Al final de cada mes se determinará, de manera ex-post, las compensaciones que pagará cada generador por cada SST y SCT comprendido en este criterio. Estas compensaciones mensuales tendrán carácter de pago a cuenta del monto anual a pagar por cada generador.

15.4. Cada año se realizará una liquidación anual, en la que se determine la diferencia entre la compensación pagada por el generador durante un periodo de doce meses y lo que corresponde pagar por dicho periodo. El saldo de la liquidación servirá como crédito o débito de las compensaciones mensuales para el mes de abril de cada año.

15.5. En las asignaciones mensuales, las centrales cuyas porciones asignadas del CMAG (incluyendo liquidación) son menores que el 1% del CMAG mensual total (incluyendo liquidación), se excluyen de la asignación de pago y se reparte sus porciones entre las demás centrales en proporción a sus porciones del CMAG (incluyendo liquidación).

Artículo 16º.- Prorrateo del CMAG entre los Generadores, por el criterio de Uso 16.1. El COES calculará los elementos diagonales de la matriz de

impedancias “Zi” por cada barra “i” donde estén conectadas centrales de generación.

16.2. El COES calculará la “distancia eléctrica zi,j-k (Di,j-k) entre cada barra “i” de generación y cada elemento j-k del SCT y SST en análisis.

16.3. Los titulares de las centrales de generación medirán la producción neta mensual (GWhi) de cada central “i” y remitirán esta cifra al COES. El COES deberá validar estas cifras.

16.4. Por cada mes del periodo mayo a marzo, el COES procederá de la siguiente manera:

16.4.1. Se calculará el factor de participación mensual de cada central generadora en el pago de la compensación mensual asignada a los generadores, con base a la siguiente expresión:

./

/

1,

,,

∑=

−

−− = m

ikjii

kjiikji

zGWh

zGWhFG

Donde:

FGi,j-k = Factor de participación de un generador “i” en el pago de una instalación “j-k”. Si este factor es menor a 1% del total se considerará que GWhi/Zi,j-k es igual a cero y, se recalculan los factores de participación para todas las centrales generadoras.

GWhi = Energía mensual producida por la central generadora “i”. Esta central debe corresponder al conjunto de centrales

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157

generadoras relevantes Gjk.

GWhm = Sumatoria de los GWhi de todas las centrales generadoras relevantes Gjk

16.4.2. Se calculará el CMGi,j-k en proporción al uso de sistema, con base a la siguiente expresión:

.,, kjikjkji FGCMGCMG −−− ×=

Donde:

CMGj-k = Compensación mensual por el Elemento “j-k”, calculado como:

( )kjkj CMAGCMG −− =αβ

CMAGj-k = Costo Medio Anual del Elemento “j-k”, asignado a los generadores, en Nuevos Soles.

α = Tasa de actualización anual fijada en el artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

β = Tasa de actualización mensual calculado con la tasa anual, obtenida como: 1)1( 12/1 −+= αβ

16.5. Para el mes de abril se tendrá en cuenta lo siguiente:

16.5.1. Se calculará el factor de participación de cada central generadora en el pago del CMAG, con la siguiente expresión:

./)(

/)()(

1,

,,

∑=

−

−− = m

ikjii

kjiikji

zanualGWh

zanualGWhanualFG

Donde:

FGi,j-k(anual) = Factor de participación de un generador “i” en el pago de una instalación “j-k”. Si este factor es menor a 0,01, se considerará que GWhi(anual) / Zi,j-k es igual a cero y, se recalculan los factores de participación para todas las centrales generadoras.

GWhi(anual) = Energía anual (mayo – abril) producida por la central generadora “i”. Esta central debe corresponder al conjunto de generadores relevantes Gjk.

GWhm(anual) = Sumatoria de los GWhi (anual) de todas las centrales generadoras relevantes Gjk

16.5.2. Se efectuará una liquidación para que los pagos anuales acumulados

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158

reflejen los GWh anuales de cada central generadora, por medio de la ecuación siguiente:

.)1()()()(11

1

)12(,,,, ∑

=

−−−−− +×−×=

n

nnkjikjikjkji CMGanualFGCMAGabrilCMG β

Donde:

CMAGj-k = Costo Medio Anual del elemento “j-k”, asignado a los generadores, en Nuevos Soles.

CMGi,j-k,n(abril) = Compensación mensual asignada al generador “i”, por la instalación “j-k”, llevados al mes de abril.

“n” = Número correspondiente a los meses: 1=Mayo, 2=Junio,…, 11=Marzo.

Si CMGi,j-k(abril) es negativo, el titular de la instalación “j-k” acreditará al generador “i” dicho monto.

TITULO VI PLAZOS, MEDIOS Y FORMATOS

Artículo 17º.- Plazos, Medios y Formatos 17.1. Plazos:

17.1.1. La asignación de responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores y la determinación de la compensación mensual asignada a los generadores por el método de beneficios forma parte del “Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” y se sujetará al cronograma que se establezca para tal fin. Los titulares de las instalaciones de transmisión comprendidas presentarán su propuesta de asignación como parte del ESTUDIO.

17.1.2. El cálculo de la compensación mensual asignada a cada generador por el método del uso lo realizará el COES hasta el séptimo día hábil de cada mes. Los Generadores Relevantes entre los cuales reparte el COES serán los que se aprueben en cada fijación tarifaria.

17.2. Medios:

17.2.1. Las titulares de las instalaciones de transmisión deberán presentar todos los archivos de cálculo en medios electrónicos compatibles con la mayoría de las hojas de cálculo comerciales existentes en el medio. Todos los archivos de cálculo deberán estar debidamente vinculados para facilitar su trazabilidad. Deberán acompañar un informe en el que se presente todos los criterios y premisas adoptados; así como, los resultados obtenidos. Este informe deberá presentarse en forma

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17.2.2. El COES deberá presentar a OSINERGMIN todos los archivos de cálculo en medios electrónicos compatibles con la mayoría de las hojas de cálculo comerciales existentes en el medio. Todos los archivos de cálculo deberán estar debidamente vinculados para facilitar su trazabilidad. El COES podrá proponer para aprobación del OSINERGMIN, software ad-hoc que efectúe los cálculos mencionados, el mismo que debe ser accesible y de fácil operación para todos los agentes e interesados. Deberá acompañar una ayuda memoria en la que se presente todos los criterios y premisas adoptados; así como, los resultados obtenidos. Esta ayuda memoria deberá presentarse en forma impresa y en medio magnético en formato compatible con los editores de texto existentes en el medio.

17.3. Formatos para la asignación de Beneficios entre Generadores y Usuarios: Deberá presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice A de la presente norma.

17.3.1. Formato 101: Contiene el cálculo y resultado de los Beneficios Económicos de los Usuarios (BEUB5) con Diferencias en Precios Nodales

17.3.2. Formato 102: Contiene el cálculo y resultado de los Beneficios Económicos de los Generadores (BEUG5) con Diferencias en Precios Nodales

17.3.3. Formato 103: Contiene el cálculo y resultado de los Beneficios Económicos de los Usuarios (BEUB5) sin Diferencias en Precios Nodales

17.3.4. Formato 104: Contiene el cálculo y resultado de los Beneficios Económicos de los Generadores (BEUG5) sin Diferencias en Precios Nodales

17.3.5. Formato 105: Contiene el cálculo de BETD y BETG.

17.3.6. Formato 106: Contiene la determinación del BET y de los porcentajes del Costo Medio Anual a ser remunerado por Beneficios Económicos (CMA%BE) y por Mejoras en Confiabilidad (CMA%C)

17.3.7. Formato 107: Contiene la determinación de los porcentajes de responsabilidades de pago del CMA, asignados a los Usuarios (CMAU%) y a los Generadores (CMAG%).

17.4. Formatos para el prorrateo entre generadores por el criterio de beneficios: deberá presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice B de la presente norma.

17.4.1. Formato 201: Contiene el cálculo y resultado de los Beneficios Económicos de los Generadores (BEUG4) con diferencias de precios nodales.

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17.4.2. Formato 202: Contiene el cálculo y resultado de los Beneficios Económicos de los Generadores (BEUG4) sin diferencias de precios nodales.

17.4.3. Formato 203: Contiene el cálculo de BETG y GWh.

17.4.4. Formato 204: Contiene la determinación de la Compensación Mensual asignada a cada generador (CMAGi) sin aplicar la Asignación Filtrada.

17.4.5. Formato 205: Contiene la determinación de la Compensación Mensual asignada a cada generador (CMAGi), con Asignación Filtrada.

17.5. Formatos para el prorrateo entre generadores por el criterio de uso: deberá presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice C de la presente norma.

17.5.1. Formato 301: En este formato se consigna, por cada Elemento, por los generadores relevantes, la distancia eléctrica desde la barra de dicho generador hasta el punto medio del Elemento y la producción, mensual o anual.

17.5.2. Formato 302: Contiene el cálculo del factor de participación mensual o anual de cada generador en el uso de un Elemento.

17.5.3. Formato 303: Contiene la determinación de la Compensación Mensual asignada a cada generador (CMAGi) para los meses mayo a marzo, por un Elemento.

17.5.4. Formato 304: Contiene la determinación de la Compensación Mensual asignada a cada generador (CMAGi) para el mes de abril, por un Elemento

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

PRIMERA: El programa de software PERSEO se empleará como el MODELO al cual se refiere la presente norma hasta que el OSINERGMIN apruebe otro software con funciones equivalentes o superiores a las del PERSEO. Se debe tomar en cuenta lo siguiente:

Los valores Ucm,g,l y Usm,g,l (numeral 7.2.1) están contenidos en los archivos de salida del PERSEO ICTsi000.csv e ICHsi000.csv, para las centrales térmicas e hidráulicas respectivamente.

Los valores Dm,d,b (numeral 7.3) son reportados en el archivo de PERSEO ENRBAsi.CSV.

Los valores CMcb,m,d,l y CMsb,m,d,l (numeral 7.3) son reportados en el archivo de PERSEO CMBsi000.CSV.

Los valores de la generación y demanda (numerales 9.5, 9.6.2, 14.3 y 14.4.2) son reportados en los archivos del PERSEO EGHsi000.csv y ECTsi000.csv.

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APENDICE A

FORMATOS PARA LA DETERMINACION DEL BENEFICIO ECONOMICO DE USUARIOS Y GENERADORES

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OSINERGMIN Formato 101FORMATO DE BENEFICIOS DE USUARIOS (BEUB5) CON DIFERENCIAS DE PRECIOS NODALES

(Este formulario se emplea para los casos previstos en el Artículo 7º de la presente norma)

ELEMENTO:

FECHA:

Valor Actual de los Pagos Esperados por Energía (1) BEUB5(3)

BARRA (US$) (B-A)

CON ELEMENTO(1) (A) SIN ELEMENTO(2) (B) (US$)

TOTAL

Notas: (1) Determinado con la expresión del numeral 7.3 de la presente norma para VAPcd,l. (2) Determinado con la expresión del numeral 7.3 de la presente norma para VAPsd,l. En (1) y (2), “d” indica la barra y “l” el Elemento analizado en esta hoja. (3) Valores negativos se remplazan por cero. Todos los montos se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales.

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163

OSINERGMIN Formato 102 FORMATO DE BENEFICIOS DE GENERADORES (BEUG5) CON DIFERENCIAS DE PRECIOS NODALES

(Este formulario se emplea para los casos previstos en el Artículo 7º de la presente norma)

ELEMENTO: FECHA:

Valor Actual de las Utilidades Esperadas por Energía(1) BEUG5(3)

CENTRAL TITULAR (US$) (A-B)

CON ELEMENTO(1) (A) SIN ELEMENTO(2) (B) (US$)

TOTAL Notas: (1) Determinado con la expresión del Numeral 7.2 de la presente norma para VAUcg,l . (2) Determinado con la expresión del Numeral 7.2 de la presente norma para VAUsg,l . En (1) y (2) g indica la central y “l” el Elemento analizado en esta hoja. (3) Valores negativos se remplazan por cero. Todos los montos se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales

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OSINERGMIN Formato 103

FORMATO DE BENEFICIOS DE USUARIOS (BEUB5) SIN DIFERENCIAS DE PRECIOS NODALES (Este formulario se emplea para los casos previstos en el Artículo 8º de la presente norma)

ELEMENTO: FECHA:

BARRA Precio en Barra (US$/GWh)

Demanda de Energía (GWh)

BEUB5(1)(2)

E = (D x (B-A) + A x (C-D))

CON ELEMENTO(1) (Tbca) (A)

SIN ELEMENTO(1) (Tbsa) (B)

CON ELEMENTO(1) (Fdca) (C)

SIN ELEMENTO(1) (Fdsa) (D) (US$)

TOTAL

Notas: (1) Determinado conforme el numeral 8.1 de la presente norma (2) Valores negativos se remplazan por cero. Todos los montos (salvo los GWh) se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales.

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165


FORMATO DE BENEFICIOS DE GENERADORES (BEUG5) SIN DIFERENCIAS DE PRECIOS NODALES (Este formulario se emplea para los casos previstos en el Artículo 8º de la presente norma)

ELEMENTO: FECHA:

Tarifa en Barra – Costo Variable Energía Generada BEUG5(5)

CENTRAL TITULAR (US$/GWh) GWh E=(C x A – D x B)

CON ELEMENTO(1) (A) SIN ELEMENTO(2) (B) CON ELEMENTO(3) (C) SIN ELEMENTO(4) (D) (US$)

TOTAL

Notas: (1) Determinado con la expresión del numeral 8.1 de la presente norma para (Tbca - CPca). (2) Determinado con la expresión del numeral 8.1 de la presente norma para (Tbsa – CPsa). (3) Determinado con la expresión del numeral 8.1 de la presente norma para Fgca.

(4) Determinado con la expresión del numeral 8.1 de la presente norma para Fgsa. (5) Determinado con la expresión del numeral 8.1, valores negativos se remplazan con cero. Todos los montos (salvo GWh) se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales.

Página 31

166

OSINERGMIN Formato 105FORMATO DE CALCULO DE BETD o BETG (US$)

ELEMENTO: FECHA:

BARRA O BEUB5 ó

GENERADOR BEUG5(1)

- Ajuste por ingresos tarifarios (solo para demanda)(2) TOTAL BETD o BETG (US$) Notas: (1) Corresponde a los valores calculados en los formatos 101 y 102 o 103 y 104. (2) Ajuste por IT = 0 para generación. Para demanda, Ajuste = (ITsl - ITcl), según la ecuación del numeral 9.2 Se usa una hoja para BEUB5 y BETD y otra para BEUG5 y BETG.

Página 32

167

OSINERGMIN Formato 106FORMATO DE CALCULO DE BET, CMA%BE y CMA%C

ELEMENTO: FECHA:

CMA5(1) BET = BETD2) +

BETG(2) k(3) CMA%BE (4) CMA%C (5)

Notas: (1) Valor presente del Costo Medio Anual de 5 años expresado en US$. (2) Expresados en US$, calculados en el Formato 105. (3) Si BET/CMA5 ≥ 0,9, k=1. Si 0,9 > BET/CMA5 > 0,1 k=BET/CMA5. Si 0,1 > BET/CMA5, k=0 (4) CMA%BE = k x 100% (5) CMA%C = (1-k) x 100%

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OSINERGMIN Formato 107FORMATO DE CALCULO DE CMAU y CMAG

ELEMENTO: FECHA:

Variable Unidad Valor

BET (2) US$

BETD(1) US$

BETG(1) US$

CMA%BE(2) %

CMA%C(2) %

GWhD(3) GWh

GWhG(3) GWh

CMAU%(4) % CMAG%(4) %

Notas: (1) Corresponde a los valores calculados en el Formato 105. (2) Corresponde a los valores calculados en el Formato 106. (3) Energía de Demanda y Generación respectivamente “Aguas Arriba” del Elemento, por 5 años. (4) Calculados con las expresiones:

GD

GC

GBE

GD

DC

DBE

GWhGWhGWhCMA

BETBETCMACMAG

GWhGWhGWhCMA

BETBETCMACMAU

++=

++=

%%%

%%%

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APENDICE B

FORMATOS PARA LA DETERMINACION DEL PRORRATEO DE LA COMPENSACION ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE BENEFICIO

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OSINERGMIN Formato 201 FORMATO DE BENEFICIOS DE GENERADORES (BEUG4) CON DIFERENCIAS EN PRECIOS NODALES

(Este formulario se emplea para los casos previstos en el Artículo 12º de la presente norma) ELEMENTO: FECHA:

Valor Actual de las Utilidades Esperadas por Energía(1) DIFERENCIA BEUG4(3)

CENTRAL TITULAR (US$) (A-B) (D)

CON ELEMENTO(1) (A) SIN ELEMENTO(2) (B) (US$) (US$)

TOTAL Notas: (1) Determinado con la expresión del numeral 7.2 de la presente norma para un horizonte de 48 meses para VAUcg,l. (2) Determinado con la expresión del numeral 7.2 de la presente norma para un horizonte de 48 meses para VAUsg,l. (3) Si la diferencia (A-B) es negativa, el BEUG4 es igual a "Cero", caso contrario es igual a la diferencia (A-B). (4) Todos los montos se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales.

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FORMATO DE BENEFICIOS DE GENERADORES (BEUG4) SIN DIFERENCIAS DE PRECIOS NODALES (Este formulario se emplea para los casos previstos en el Artículo 13º de la presente norma)

ELEMENTO: FECHA:

Tarifa en Barra – Costo Variable Energía Generada BEUG4(5)

CENTRAL TITULAR (US$/GWh) GWh E=(C x A – D x B)

CON ELEMENTO(1) (A) SIN ELEMENTO(2) (B) CON ELEMENTO(3) (C) SIN ELEMENTO(4) (D) (US$)

TOTAL

Notas: (1) Determinado con la expresión del numeral 8.1 de la presente norma para (Tbca - CPca). (2) Determinado con la expresión del numeral 8.1 de la presente norma para (Tbsa – CPsa). (3) Determinado con la expresión del numeral 8.1 de la presente norma para Fgca.

(4) Determinado con la expresión del numeral 8.1 de la presente norma para Fgsa. (5) Valores negativos se remplazan con cero. Todos los cálculos se hacen por 4 años para fines de este Formato, no por los 5 años señalados en el Artículo 8. Todos los montos (salvo GWh) se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales.

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OSINERGMIN Formato 203FORMATO DE CALCULO DE BETG Y GWhG

ELEMENTO: FECHA: Valor de CMAG4:

GENERADOR BEUG4(1)

(B) GENERACIÓN (GWh)

(D)(2) TOTALES: BETG Y GWhG

BETG/CMAG4 k(3)

Notas: (1) Corresponde a los valores calculados en el Formato 201 (con diferencias en precios nodales) o el Formato 202 (sin diferencias en precios nodales). Valores negativos se remplazan con cero. (2) Generación total por 4 años de generadores Aguas Arriba del Elemento. (3) Si BETG/CMAG4 ≥ 0,9 k=1. Si 0,9 > BETG/CMAG4> 0,1 k=BETG/CMA4. Si 0,1 > BETG/CMAG4 k=0

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OSINERGMIN Formato 204FORMATO DE CALCULO DE LOS CMAGi

ELEMENTO: FECHA:

CMAG4 (Formato 203) BETG (Formato 203)

k (Formato 203) GWhG (Formato 203)

CMAGBE = k x CMAG4 CMAGBE/BETG

CMAGC = (1-k) x CMAG4 CMAGC/GWhG

Central Generadora BEUG4(1) x

CMAGBE/BETG (B) US$

GWh(1) x CMAGC/GWhG

(C) US$

CMAG INICIAL (D) = (B+C)

US$

CMAG% D/(TOTAL D)

(E)

CMAG%> 1% (F) (23)

CMAG% AJUSTADA(4)

(G) CMAGi

(4)

H =G x TOTAL D US$

TOTALES

Notas: (1) Corresponden a los valores calculados en el Formato 203. (2) (F) incluye solo los elementos de (E) que sean mayores o iguales que 1%. El total puede ser inferior a 100% (3) G = (F)/(TOTAL de F). Total de G debe ser iguala 100% (4) TOTAL H debe se igual a TOTAL D.

Página 39

174

Página 40

OSINERGMIN Formato 205 FORMATO DE CALCULO DE LOS CMAGI FILTRADA

ELEMENTO: FECHA:

CMAG

f = (CMAG / Total de C)

Tipo de Cambio (S/./US$)

Central Generadora PPi (1) CMAGi(2) CMAGfi

(3) CMAGi(4) Filtrada

(A) S/. (B) S/. (C) S/. (D) S/.

TOTALES Notas: (1) Monto anual asignado al generador “i” por el pago del Elemento en la fijación tarifaria anterior, debidamente actualizado (2) Calculado en el formato 204 multiplicado por el Tipo de Cambio. (3) Calculado con la expresión: CMAGfi = (0,5PPi + 0,5CMAGi) (4) Calculado como D = f x C, Total D debe ser igual a CMAG

175


APENDICE C

FORMATOS PARA LA DETERMINACION DEL PRORRATEO DE LA COMPENSACION ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE USO

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OSINERGMIN Formato 301GWh/OHMIOS MENSUALES O ANUALES DE GENERADORES RELEVANTES

ELEMENTO (j-k): MES/AÑO: FECHA:

CENTRAL RELEVANTE(1) TITULAR DISTANCIA ELECTRICA

zi,j-k (OHMIOS)(2) GWhi

POR MES O AÑO GWhi/zi,j-k

TOTALES Notas: (1) Generadores relevantes de acuerdo a la definición 4.19. (2) Distancia Eléctrica zi,j-k entre la barra “i” (barra de entrega de energía al SEIN del generador i) y el punto medio del Elemento j-k.

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OSINERGMIN Formato 302CALCULO DE FACTOR DE PARTICIPACION MENSUAL O ANUAL

ELEMENTO: MES/AÑO: FECHA:

CENTRAL FGi,j-k

INICIAL(1) (B)

FGi,j-k% INICIAL (2)

(C)

FGi,j-k% > 1% (D) (3)

FGi,j-k% (4) (E)

TOTAL Notas: (1) Corresponde a los valores calculados con la fórmula del numeral 16.4.1 de la presente norma, con base a los resultados del Formato F-301. (2) FGi,j-k en porcentaje del Total de B. El total tiene que ser 100%. (3) Incluye sólo los valores de Columna (C) mayores o iguales que 1%. El total puede ser menor a 100%. (4) Igual al valor de Columna (D) dividida por el total de la columna (D). El total de columna (E) tiene que ser 100%.

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OSINERGMIN Formato 303COMPENSACION MENSUAL POR EL MES DE …

(Este formato se utilizará únicamente para los meses de mayo a marzo)


CENTRAL CMGj-k(1) FGi,j-k

(2) CMGi,j-k(3)

S/. S/. TOTAL Notas: (1) Compensación mensual por el elemento j-k, calculada como:

( )kjkj CMAGiCMG −− =α

(2) Factor FGi,j-k% de cada central calculado en el formato 302, columna E. (3) Compensación mensual asignada a la central generadora "i", calculada con:

%.,, kjikjkji FGCMGCMG −−− ×=

Página 44

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OSINERGMIN Formato 304 COMPENSACION MENSUAL POR EL MES DE ABRIL

(Este formato se utilizará únicamente para el mes de abril)


CENTRAL CMAGj-k(1) FGi,j-k(anual)(2) Pagos hasta abril(3) CMGi,j-k(abril)(4)

S/. S/. S/. TOTAL Notas: (1) Costo Medio Anual del elemento “j-k”, asignado a los generadores, en Nuevos Soles. (2) Factor FGi,j-k(anual) de cada central calculado en el formato 301. (3) Valor a fin de abril de cada año de las compensaciones mensuales asignadas al generador i) :

.)1()(11

1

)12(,,∑

=

−− +×

n

nnkji iCMG

(4) Compensación mensual asignada a la central generadora "i" el mes de abril, calculada con:

.)1()()( )12(,,

11

1,,

nnkji

nkjikjkji iCMGanualFGCMAGabrilCMG −

−=

−−− +×−×= ∑

Página 45

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Página 46

Cálculo Annual:mayo - abril Línea: Mantaro Independencia CMA S/.: 9,612,062 Porcentaje CompensaciónCentral Ohmios GWh GWh/ohmios Porcentaje > 1% Ajustado CMG S/.Ilo I SPCC138kV SIS-25 1.45774 224 153.6 0.14%Ilo II Ilo2 220kV SIS-34 1.30020 572 439.9 0.40%Chimay Pachachaca 220kV SICN-37 0.09313 1005 10792.3 9.88% 9.88% 10.05% 966,435 Yanango Pachachaca 220kV SICN-37 0.09313 277 2975.9 2.72% 2.72% 2.77% 266,487 San Gaban Azangaro 138kV SIS-05 1.61954 770 475.7 0.44%Mantaro Mantaro 220kV SICN-28 0.07594 5444 71689.6 65.61% 65.61% 66.79% 6,419,700 Restitución Mantaro 220kV SICN-28 0.07594 1662 21881.3 20.03% 20.03% 20.39% 1,959,440 Machu Picchu MacchuPicchu 138kV SIS-15 2.24856 744 331.0 0.30%Charcani V Santuario 138kV SIS-22 1.17491 613 521.4 0.48%

11311 109261 100.0% 98.2% 100.0% 9,612,062

Cálculo Annual:mayo - abril Línea: Pachachaca Callahuanca CMA S/.: 6,870,302 Porcentaje CompensaciónCentral Ohmios GWh GWh/ohmios Porcentaje > 1% Ajustado CMG S/.Ilo I SPCC138kV SIS-25 1.42741 224 156.8 0.09%Ilo II Ilo2 220kV SIS-34 1.27125 572 449.9 0.25%Chimay Pachachaca 220kV SICN-37 0.01596 1005 62973.6 34.73% 34.73% 35.11% 2,412,301 Yanango Pachachaca 220kV SICN-37 0.01596 277 17364.5 9.58% 9.58% 9.68% 665,174 San Gaban Azangaro 138kV SIS-05 1.59021 770 484.4 0.27%Mantaro Mantaro 220kV SICN-28 0.07177 5444 75858.7 41.84% 41.84% 42.30% 2,905,885 Restitución Mantaro 220kV SICN-28 0.07177 1662 23153.8 12.77% 12.77% 12.91% 886,943 Machu Picchu MacchuPicchu 138kV SIS-15 2.21966 744 335.3 0.18%Charcani V Santuario 138kV SIS-22 1.14807 613 533.6 0.29%

11311 181311 100.0% 98.9% 100.0% 6,870,302

Notas:La columna "Ohmios" es la distancia eléctrica de cada barra de generación hasta la línea.La columna "GWh" es la generación anual de cada generador.La última columna es el porcentaje del CMAG de la línea que paga cada central.Los cálculos mensuales son iguales, pero usan datos de generación y CMAG mensuales.

Comentarios:Los porcentajes indicados serían algo menores al incluir todas las centrales en vez de las 9 de los ejemplos.Mantaro paga más que Chimay por la línea Mantaro-Independencia por las diferencias en ohmios y GWh.La diferencia en pagos por la línea Pachachaca-Callahuanca es menor por las diferencias en ohmios.

Barra

Barra

EJEMPLOS - USO DE SISTEMA POR GWH/OHMIOS

APENDICE D

181


Mantaro Mantaro Mantaro Huancavelica Mantaro Independencia Pachachaca Pomacocha Mantaro Huaycachi PachachacaBarra Pachachaca Pomacocha Huancavelica Independencia Independencia San Juan Pomacocha San Juan Huaycachi Zapallal CallahuancaAguaytia 220kV 0.3893 0.3959 0.6191 0.6688 0.4714 0.4503 0.3635 0.3748 0.6693 0.6442 0.3685Balnearios 220kV 0.0545 0.0541 0.1946 0.2048 0.0802 0.0477 0.0387 0.0216 0.2426 0.2255 0.0385Balneario 60kV 0.0733 0.0732 0.2199 0.2325 0.1022 0.0699 0.0569 0.0409 0.2674 0.2484 0.0551Callahuanca 220kV 0.0483 0.0519 0.2041 0.2330 0.0985 0.0795 0.0307 0.0329 0.2438 0.2283 0.0135Callahuanca60kV 0.1226 0.1251 0.2908 0.3159 0.1690 0.1424 0.1038 0.0985 0.3360 0.3157 0.0910Carhuamayo138kV 0.2015 0.2102 0.4507 0.5105 0.2993 0.2828 0.1722 0.1937 0.5135 0.5014 0.1827Carhuamayo 220kV 0.1147 0.1220 0.3212 0.3711 0.1961 0.1828 0.0903 0.1086 0.3736 0.3644 0.0993Carhuamayo50kV 0.3402 0.3498 0.6156 0.6817 0.4483 0.4302 0.3078 0.3317 0.6850 0.6719 0.3194Carhuaquero 220kV 0.6266 0.6301 0.8329 0.8693 0.6878 0.6599 0.6054 0.6022 0.8663 0.8244 0.6026Caripa 138kV 0.2288 0.2378 0.4772 0.5379 0.3279 0.3127 0.1994 0.2226 0.5413 0.5322 0.2108Chavarria 220kV 0.0512 0.0524 0.2005 0.2203 0.0881 0.0616 0.0353 0.0259 0.2347 0.2079 0.0291Chiclayo 220kV 0.5412 0.5447 0.7474 0.7839 0.6024 0.5745 0.5200 0.5168 0.7808 0.7390 0.5172Chimbote 220kV 0.2602 0.2637 0.4635 0.4995 0.3205 0.2930 0.2393 0.2361 0.4965 0.4552 0.2365Excelsior 50kV 0.3396 0.3491 0.6171 0.6829 0.4474 0.4282 0.3071 0.3299 0.6859 0.6705 0.3182Guadalupe 220kV 0.4474 0.4510 0.6536 0.6900 0.5086 0.4807 0.4263 0.4231 0.6869 0.6451 0.4235Guadalupe 60kV 0.6703 0.6739 0.8764 0.9129 0.7315 0.7036 0.6492 0.6460 0.9098 0.8680 0.6464Huachipa 60kV 0.1414 0.1426 0.2984 0.3177 0.1791 0.1500 0.1241 0.1135 0.3410 0.3181 0.1172Huacho 220kV 0.1273 0.1299 0.3021 0.3317 0.1772 0.1521 0.1097 0.1048 0.3286 0.2902 0.1061Huampani 60kV 0.2718 0.2736 0.4348 0.4570 0.3139 0.2860 0.2537 0.2457 0.4787 0.4571 0.2438Huancavelica 220kV 0.0792 0.0792 0.0296 0.0674 0.0970 0.1211 0.0992 0.1033 0.2081 0.2460 0.1119Huanuco 138kV 0.3414 0.3492 0.5843 0.6402 0.4331 0.4145 0.3133 0.3306 0.6421 0.6241 0.3215Huayucachi 220kV 0.0846 0.0851 0.1768 0.2404 0.1306 0.1536 0.1026 0.1080 0.0335 0.0603 0.1128Ica 220kV 0.1278 0.1275 0.2042 0.1678 0.0931 0.0807 0.1257 0.1151 0.2927 0.2957 0.1301Independencia 220kV 0.0711 0.0708 0.1476 0.1111 0.0364 0.0240 0.0691 0.0584 0.2360 0.2391 0.0734Malpaso 50kV 0.3396 0.3484 0.5800 0.6395 0.4365 0.4225 0.3109 0.3344 0.6430 0.6360 0.3225Mantaro 220kV 0.0277 0.0278 0.1018 0.1778 0.0759 0.1144 0.0555 0.0663 0.1436 0.1947 0.0718Marcona 220kV 0.2869 0.2866 0.3634 0.3270 0.2522 0.2399 0.2849 0.2742 0.4518 0.4549 0.2892Matucana 220kV 0.0719 0.0755 0.2276 0.2565 0.1220 0.1030 0.0542 0.0565 0.2673 0.2518 0.0371Moyopampa 60kV 0.1385 0.1401 0.3019 0.3230 0.1793 0.1502 0.1203 0.1109 0.3477 0.3264 0.1113Nana 0.2634 0.2651 0.4247 0.4460 0.3043 0.2760 0.2456 0.2368 0.4682 0.4462 0.2365Oroya 138kV 0.2172 0.2261 0.4613 0.5215 0.3152 0.3008 0.1882 0.2116 0.5250 0.5173 0.1997Oroya 220kV 0.0510 0.0578 0.2271 0.2721 0.1241 0.1155 0.0297 0.0492 0.2753 0.2742 0.0394Oroya 50kV 0.1673 0.1758 0.3956 0.4525 0.2600 0.2472 0.1400 0.1630 0.4561 0.4507 0.1514Oroya CH 50kV 0.2573 0.2659 0.4882 0.5457 0.3509 0.3379 0.2297 0.2528 0.5493 0.5436 0.2411Pachachaca 220kV 0.0258 0.0321 0.1846 0.2262 0.0931 0.0864 0.0064 0.0254 0.2295 0.2312 0.0160Paragsha 138kV 0.1871 0.1954 0.4324 0.4902 0.2819 0.2646 0.1585 0.1782 0.4927 0.4783 0.1680Paragsha 220kV 0.1377 0.1450 0.3565 0.4077 0.2217 0.2059 0.1123 0.1292 0.4098 0.3960 0.1204Paragsha 50kV 0.3278 0.3373 0.6049 0.6706 0.4353 0.4161 0.2954 0.3181 0.6735 0.6580 0.3064Paramonga Nueva 220kV 0.1312 0.1344 0.3191 0.3523 0.1870 0.1615 0.1119 0.1090 0.3495 0.3114 0.1093Piura 220kV 0.7598 0.7634 0.9663 1.0028 0.8211 0.7931 0.7386 0.7354 0.9997 0.9579 0.7358Pomacocha 220kV 0.0311 0.0250 0.1781 0.2174 0.0893 0.0822 0.0061 0.0179 0.2232 0.2265 0.0256Puente 60kV 0.0864 0.0868 0.2366 0.2518 0.1186 0.0876 0.0698 0.0559 0.2809 0.2593 0.0663Pzinc 50kV 0.1906 0.1991 0.4195 0.4765 0.2835 0.2707 0.1632 0.1863 0.4801 0.4747 0.1746Rzinc 220kV 0.0591 0.0613 0.2109 0.2340 0.1009 0.0772 0.0426 0.0375 0.2471 0.2243 0.0320

Apéndice D: Distancias Eléctricas al Sistema Mantaro-Lima Cuando hay dos líneas idénticas, se incluye solo una. Las líneas Independencia-Chilca-San Juan se representan como una segunda línea Independencia-San Juan.


Rzinc 220kV 0.0591 0.0613 0.2109 0.2340 0.1009 0.0772 0.0426 0.0375 0.2471 0.2243 0.0320Mantaro Mantaro Mantaro Huancavelica Mantaro Independencia Pachachaca Pomacocha Mantaro Huayucachi Pachachaca

Barra Pachachaca Pomacocha Huancavelica Independencia Independencia San Juan Pomacocha San Juan Huayucachi Zapallal CallahuancaSalamanca 60kV 0.1216 0.1217 0.2698 0.2831 0.1516 0.1195 0.1050 0.0896 0.3171 0.2978 0.1026San Juan 220kV 0.0496 0.0491 0.1881 0.1979 0.0746 0.0422 0.0340 0.0168 0.2361 0.2194 0.0341Santa Rosa 220kV 0.0514 0.0523 0.1990 0.2164 0.0855 0.0572 0.0355 0.0240 0.2371 0.2127 0.0307Santa Rosa 60kV 0.0705 0.0713 0.2236 0.2411 0.1054 0.0757 0.0538 0.0415 0.2653 0.2416 0.0488Talara 220kV 0.8685 0.8720 1.0751 1.1116 0.9298 0.9018 0.8473 0.8441 1.1085 1.0666 0.8445T. Maria 138kV 0.3966 0.4040 0.6368 0.6906 0.4852 0.4650 0.3693 0.3839 0.6918 0.6702 0.3761Tingo Maria 220kV 0.3076 0.3141 0.5343 0.5834 0.3886 0.3677 0.2822 0.2933 0.5838 0.5591 0.2871Trujillo 220kV 0.3290 0.3325 0.5335 0.5696 0.3897 0.3620 0.3080 0.3048 0.5666 0.5251 0.3052Ventanilla 220kV 0.0538 0.0552 0.2038 0.2246 0.0915 0.0656 0.0383 0.0293 0.2339 0.2037 0.0323Vizcarra 220kV 0.1678 0.1736 0.3783 0.4228 0.2414 0.2209 0.1444 0.1530 0.4228 0.3972 0.1481Yuncan 138kV 0.2160 0.2240 0.4432 0.4979 0.3054 0.2905 0.1893 0.2091 0.5006 0.4900 0.1989Zapallal 220kV 0.0603 0.0618 0.2118 0.2352 0.0999 0.0756 0.0456 0.0375 0.2315 0.1933 0.0404Aguaytia 138Kv 0.5641 0.5709 0.7996 0.8505 0.6482 0.6266 0.5377 0.5492 0.8509 0.8253 0.5428Pucallpa 138Kv 0.9299 0.9368 1.1715 1.2237 1.0162 0.9940 0.9028 0.9146 1.2242 1.1978 0.9080Yuncan 220kv 0.1386 0.1460 0.3486 0.3992 0.2214 0.2078 0.1138 0.1324 0.4018 0.3924 0.1229Huallanca 138Kv 0.3832 0.3868 0.5904 0.6271 0.4447 0.4166 0.3619 0.3587 0.6240 0.5820 0.3591Chimbote 138Kv 0.3105 0.3140 0.5177 0.5543 0.3720 0.3439 0.2892 0.2859 0.5512 0.5092 0.2864Pucallpa 60kV 1.0790 1.0859 1.3206 1.3728 1.1653 1.1431 1.0519 1.0637 1.3733 1.3469 1.0571Zorritos 220kV 1.0117 1.0153 1.2184 1.2550 1.0731 1.0451 0.9905 0.9873 1.2519 1.2099 0.9877Abancay 138kV 2.0920 2.0932 2.6057 3.1316 2.4263 2.6926 2.2848 2.3595 2.8948 3.2487 2.3974Aricota 138kV 1.1732 1.1745 1.7380 2.3162 1.5407 1.8336 1.3852 1.4673 2.0559 2.4450 1.5090Aricota 66kV 1.3120 1.3133 1.8966 2.4953 1.6925 1.9956 1.5314 1.6164 2.2257 2.6286 1.6596Ayaviri 138kV 1.2779 1.2790 1.7943 2.3229 1.6139 1.8817 1.4717 1.5468 2.0849 2.4407 1.5849Azangaro 138kV 1.2803 1.2815 1.8016 2.3354 1.6195 1.8898 1.4760 1.5518 2.0950 2.4543 1.5902Botiflaca 138kV 1.0276 1.0287 1.5632 2.1116 1.3761 1.6538 1.2286 1.3065 1.8647 2.2337 1.3460C. Ilo 138kV 1.1177 1.1189 1.6570 2.2091 1.4686 1.7482 1.3201 1.3985 1.9605 2.3321 1.4383Cachimayo 138kV 1.8289 1.8300 2.3425 2.8684 2.1631 2.4295 2.0217 2.0964 2.6316 2.9856 2.1342Callali 138kV 1.0687 1.0697 1.5594 2.0619 1.3880 1.6425 1.2529 1.3242 1.8357 2.1738 1.3604Cerro Verde 138kV 0.8600 0.8610 1.3355 1.8224 1.1694 1.4160 1.0385 1.1076 1.6032 1.9308 1.1427Combapata 138kV 1.5191 1.5202 2.0294 2.5519 1.8512 2.1158 1.7106 1.7848 2.3166 2.6683 1.8225Dolorespata 138kV 1.7970 1.7981 2.3105 2.8364 2.1312 2.3975 1.9898 2.0644 2.5996 2.9535 2.1023Jesus 138kV 0.8652 0.8662 1.3414 1.8290 1.1751 1.4220 1.0439 1.1132 1.6095 1.9376 1.1483Juliaca 138kV 1.2401 1.2413 1.7706 2.3138 1.5854 1.8604 1.4393 1.5164 2.0692 2.4348 1.5555MacchuPicchu 138kV 1.9143 1.9155 2.4279 2.9538 2.2486 2.5149 2.1071 2.1818 2.7170 3.0710 2.2197Mollendo 138kV 1.1104 1.1114 1.5859 2.0727 1.4198 1.6664 1.2889 1.3580 1.8535 2.1812 1.3931Moquegua 138kV 0.9894 0.9906 1.5210 2.0653 1.3353 1.6110 1.1889 1.2662 1.8202 2.1865 1.3054Moquegua 220kV 0.9357 0.9369 1.4502 1.9770 1.2705 1.5373 1.1289 1.2037 1.7399 2.0944 1.2416Puno 138kV 1.2007 1.2019 1.7351 2.2824 1.5485 1.8256 1.4013 1.4790 2.0360 2.4043 1.5184Puno 220kV 1.1257 1.1268 1.6540 2.1950 1.4695 1.7435 1.3240 1.4008 1.9514 2.3155 1.4398Quencoro 138kV 1.7735 1.7747 2.2868 2.8124 2.1076 2.3737 1.9662 2.0408 2.5758 2.9295 2.0787Santuario 138kV 0.8645 0.8656 1.3415 1.8299 1.1749 1.4222 1.0436 1.1129 1.6100 1.9386 1.1481Socabaya 138kV 0.8443 0.8454 1.3198 1.8067 1.1538 1.4003 1.0228 1.0919 1.5875 1.9151 1.1270Socabaya 220kV 0.7629 0.7639 1.2093 1.6664 1.0534 1.2849 0.9304 0.9953 1.4606 1.7682 1.0283SPCC138kV 1.1071 1.1082 1.6459 2.1977 1.4577 1.7372 1.3093 1.3877 1.9493 2.3206 1.4274Tacna 220kV 1.1091 1.1103 1.6504 2.2048 1.4614 1.7421 1.3123 1.3910 1.9552 2.3283 1.4309Tacna 66kV 1.3967 1.3980 1.9893 2.5960 1.7823 2.0896 1.6191 1.7053 2.3228 2.7311 1.7490Tintaya 138kV 1.2244 1.2256 1.7312 2.2501 1.5542 1.8170 1.4147 1.4883 2.0165 2.3657 1.5257Tomasiri 66kV 1.5080 1.5093 2.0979 2.7019 1.8918 2.1977 1.7294 1.8151 2.4299 2.8364 1.8586Toquepala 138kV 1.0417 1.0429 1.5830 2.1372 1.3940 1.6746 1.2449 1.3236 1.8877 2.2607 1.3635Toquepala Etesur 138kV 1.0426 1.0438 1.5841 2.1385 1.3949 1.6757 1.2458 1.3245 1.8889 2.2620 1.3645Reparticion 138kV 0.9262 0.9272 1.4017 1.8886 1.2356 1.4822 1.1047 1.1738 1.6694 1.9970 1.2089Ilo2 220kV 0.9654 0.9665 1.4799 2.0067 1.3002 1.5670 1.1585 1.2333 1.7695 2.1240 1.2712Condorcocha 138kV 0.2631 0.2722 0.5137 0.5750 0.3631 0.3478 0.2334 0.2569 0.5784 0.5693 0.2449Condorcocha 44kV 0.5257 0.5347 0.7763 0.8375 0.6257 0.6103 0.4960 0.5194 0.8409 0.8318 0.5075Las Salinas 220kV 0.0559 0.0554 0.1886 0.1930 0.0743 0.0435 0.0414 0.0247 0.2405 0.2254 0.0419SEPANU 138kV 0.4134 0.4173 0.6387 0.6786 0.4803 0.4498 0.3903 0.3868 0.6752 0.6295 0.3872SEPAEX 138kV 0.4423 0.4462 0.6676 0.7074 0.5091 0.4786 0.4191 0.4156 0.7041 0.6584 0.4161Cantera 220kV 0.0802 0.0797 0.1920 0.1783 0.0761 0.0518 0.0701 0.0554 0.2577 0.2491 0.0719Zarumilla 220kV 1.0657 1.0693 1.2724 1.3090 1.1271 1.0991 1.0445 1.0413 1.3059 1.2639 1.0417


Apéndice E: Flujos Netos y Flujos Bi-direccionales en el Método FDT

La base teórica del método FDT se encuentra en un artículo por Bialek.69 Bialek anuncia su objetivo en su abstracto: “. . . contribuciones positivos de todos los usuarios así evitando el problema de contraflujos.” El ha desarrollado un modelo transporte para evitar pagos negativos por flujos contrapuestos. Este objetivo es fundamental para el método FDT y no tiene que ver con una realización particular del método. Bialek analiza como ejemplo un circuito de cuatro nodos, representado a la derecha. Por su método el factor para el generador G2 referente a la línea 1-3 es cero. Dice, “esto es muy obvio (G2 no puede alimentar esta línea).” Esto puede ser obvio, pero es incorrecto.70 Por las leyes de Kirchoff y Ohm, una parte de los flujos del generador G2 pasará por la línea 1-3. Esto no tiene nada que ver con los flujos del G1. Los flujos de G2 son invariantes en cuanto a flujos de cualquier otro generador. Por el Principio de Superposición, en cada instante los flujos netos por una línea son la suma de los flujos independientes proviniendo de todos los generadores. Estos flujos pueden ser contrapuestos – no importa. Sin embargo, los flujos en la línea 1-3 proviniendo de G1 y G2 no son contrapuestos. El Principio de Superposición es instantáneo. No importa si los flujos netos se miden (se integran) cada 15 minutos o cada 15 segundos o cada año. Es cierto que los flujos netos integrados de las 10:00 horas hasta la 10:15 horas pueden ser en un sentido, y que los flujos netos integrados de las 10:15 horas hasta las 10:30 horas pueden ser en el otro sentido, pero esto es incidental. El problema fundamental es que el método FDT se basa en flujos netos, los cuales en cualquier instante, o integrado por cualquier intervalo, serán mono-direccionales. Las leyes físicas y nacionales requieren reconocer flujos bi-direccionales, los cuales surgen de las contribuciones individuales de cada generador. El método FDT en sus fundamentos teóricos ignora esto. ¿Y los pagos negativos? Con los métodos Fuerza/Distancia no habrá. Cada valor GWh/ohmios es cero o positivo. Bialek ha inventado un método transporte para evitar pagos negativos que innecesariamente ignora las leyes físicas y nacionales.

69 Janusz Bialek, “Topological generation and load distribution factors for supplement charge allocation in transmission open access.” IEEE Trans Pwr Syst, Vol 12, No. 3, agosto 1997, págs. 1185-1193. 70 Sería incorrecto aún para el modelo de camiones con pescados que explicamos en el capítulo 3.

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