Asignación de Responsabilidad de Pago de Instalaciones del SST y SCT

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Asignación de Responsabilidad de Pago de Instalaciones del SST y SCT Análisis de los Comentarios y Sugerencias al Proyecto de Norma Lima, mayo de 2008

2 Resumen Ejecutivo Conforme con lo dispuesto el inciso e) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, corresponde al OSINERGMIN definir el procedimiento para la asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda; así como, la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, por las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante SST ) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante SCT ). En cumplimiento de lo citado en el párrafo precedente, OSINERGMIN ha conducido un estudio con base en el cual y a la experiencia en los métodos que se han venido aplicando para la asignación de responsabilidad de pago de los SST, se ha elaborado y publicado, mediante Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, el proyecto de norma: Procedimiento y Método para la Determinación del Beneficio que Proporcionan las Instalaciones del SST y SCT (en adelante PROYECTO DE NORMA ). En el PROYECTO DE NORMA se establece el procedimiento y la metodología para la determinación de los beneficios económicos y de las mejoras en la confiabilidad, que proporcionan las instalaciones de los indicados sistemas de transmisión, a los Usuarios y a los Generadores; así como, el procedimiento y método para asignar las compensaciones entre los Generadores beneficiarios. El PROYECTO DE NORMA se expuso en forma pública el día 04 de abril de 2008 y, hasta el 25 de abril de 2008, se recibieron los comentarios y sugerencias de los interesados, los mismos que han sido analizados por el OSINERGMIN. Con base a los comentarios que aportan a los objetivos de la norma y con base a una revisión que, de oficio, efectuó OSINERGMIN, se realizaron modificaciones en el PROYECTO DE NORMA. En el presente informe se resumen los resultados del estudio conducido, los comentarios al PROYECTO DE NORMA publicado y su respectivo análisis. Sugerencias al Proyecto de Norma i

3 INDICE 1. INTRODUCCIÓN OBJETIVO MARCO LEGAL ESTUDIO DESARROLLADO POR OSINERGMIN SUSTENTO DEL PROYECTO DE NORMA CRITERIOS GENERALES REDUCCIÓN DE LA VARIABILIDAD DE PAGOS ANUALES ASIGNADOS A LOS GENERADORES AJUSTES PARA INCLUIR EL INGRESO TARIFARIO EN EL CÁLCULO DE BENEFICIO ECONÓMICO DE LOS USUARIOS MEDICIÓN DEL BENEFICIO DE CONFIABILIDAD ASIGNACIÓN DE PAGO ENTRE USUARIOS Y GENERADORES ASIGNACIÓN DE PAGO ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE BENEFICIOS ASIGNACIÓN DE PAGO ENTRE GENERADORES APLICANDO EL CRITERIO DE USO TRANSPARENCIA DEL PROCESO ANÁLISIS DE COMENTARIOS Y SUGERENCIAS RECIBIDOS COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE DUKE ENERGY EGENOR S. EN C. POR A COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE ELECTROANDES S.A COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE ELECTROPERÚ S.A COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE ENERSUR S.A COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE KALLPA GENERACIÓN S.A COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE LUZ DEL SUR S.A.A COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A ANÁLISIS DE OFICIO SOBRE LA DEDUCCIÓN DE INGRESOS TARIFARIOS VALORES MENORES QUE 1% ACLARACIÓN Y ADICIÓN DE NUEVAS DEFINICIONES SOBRE LOS ARCHIVOS DE SALIDA DEL MODELO PERSEO NO SE REQUIERE CÁLCULO SIN MODELO PERSEO MODIFICACIÓN DEL ALCANCE DEL PROYECTO DE NORMA CONCLUSIONES ANEXO A COMENTARIOS Y SUGERENCIAS AL PROYECTO DE NORMA Asignación de Responsabilidad de Pago de Instalaciones del SST y SCT- Análisis de los Comentarios y Sugerencias al Proyecto de Norma Página 1 de 101

4 1. Introducción El numeral 20.1 del Artículo 20 de la Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (en adelante Ley ), estableció que el Sistema de Transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional está integrado, entre otros, por instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante SST ) y el Sistema Complementario de Transmisión (en adelante SCT ). Así mismo, mediante Decreto Supremo Nº EM, se modificó, entre otros, el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ), aprobado por Decreto Supremo N EM, en el cual se establecen los lineamientos para fijar las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT. De acuerdo con el inciso e) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, corresponde al Organismo Regulador de la Inversión en Energía y Minería (en adelante OSINERGMIN ) definir la asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, así como la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos. Con Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, se aprobó la norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante Norma Tarifas ) en la que se establecen los criterios y metodología para la elaboración de los estudios que sustenten las propuestas de determinación de los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT. En ese sentido, y en concordancia con lo establecido en la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N 28832, el numeral 6.2 de la Norma Tarifas, señala: Para el caso de las instalaciones del SST existentes Sugerencias al Proyecto de Norma Página 2 de 101

5 a la fecha de entrada en vigencia de la citada Ley, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores y el criterio de su distribución al interior del conjunto de Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley. Al respecto, dado que a la fecha no se ha emitido una norma que especifique el procedimiento a seguir para estos casos, es necesario que se emita dicho procedimiento. Del mismo modo, el numeral de la Norma Tarifas dispone que OSINERGMIN apruebe el procedimiento de asignación de la responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, así como la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, para el caso de las instalaciones del SCT vinculadas al Plan de Transmisión (SCTPT), Plan de Inversiones (en adelante SCTPI ) y/o Libre Negociación (en adelante SCTLN ) y que no estén asignados 100% a la demanda o generación. Por lo mencionado en los párrafos anteriores y sobre la base de la experiencia en la asignación de cargos para los SST tipo generación/demanda (en adelante SSTGD ), es necesario que el OSINERGMIN apruebe la norma que establezca los criterios y metodología para la asignación de la responsabilidad de pago entre la generación y la demanda para los sistemas pertenecientes a los SST y SCT, que correspondan; así como, la distribución, entre los generadores, de la responsabilidad de pago asignada a ellos Objetivo Los objetivos centrales del presente informe son: Presentar los principales resultados del estudio conducido por OSINERGMIN tomados en cuenta para la elaboración del Proyecto de de Norma Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT ; el mismo que establece el procedimiento de asignación de la responsabilidad de pago entre la generación y la demanda; así como, la distribución, entre los generadores, de la responsabilidad de pago asignada a ellos. Presentar los comentarios y sugerencias a la prepublicación del PROYECTO DE NORMA, así como su respectivo análisis Marco Legal El presente informe y PROYECTO DE NORMA, se ha elaborado teniendo en cuenta las disposiciones establecidas en el siguiente marco legal regulatorio. Ley Nº para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, julio Sugerencias al Proyecto de Norma Página 3 de 101

6 Reglamento de Transmisión, aprobado por Decreto Supremo Nº EM, mayo 2007 (en adelante Reglamento ). Norma Tarifas. En efecto, los criterios básicos para la asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones del SST y del SCT, están establecidos en el inciso e) del Artículo 139º de Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Específicamente, con relación a las instalaciones del SST que no son asignadas 100% a la demanda ni a la generación (en adelante SSTGD ), el numeral III) de este artículo establece que: OSINERGMIN definirá la asignación de responsabilidad de pago a la generación o a la demanda, o en forma compartida entre ambas. Para ello, deberá tener en cuenta el uso y/o el beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o demanda, así como lo dispuesto por el cuarto párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N Asimismo, el párrafo a que se refiere el citado numeral III), dispone que 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 presente Ley. Con relación a las instalaciones del SCT, los numerales IV, VI y VII del inciso e) del mismo Artículo 139º, establecen que: IV) La responsabilidad de pago de las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es el resultado de iniciativa propia de uno o varios agentes (SCTPT) se realizará conforme a los criterios señalados para el caso de los SSTGD. VI) La asignación de la responsabilidad de pago entre la demanda y la generación de las instalaciones del SCTPT y del SCT asignado 100% a la demanda, se determinará por única vez. VII) La distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se revisará en cada fijación tarifaria o a solicitud de los interesados, de acuerdo con el procedimiento que establezca OSINERGMIN. Por su parte, respecto a las instalaciones tipo SSTGD, el numeral 6.2 de la Norma Tarifas establece: Para el caso de las instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de la Ley Nº 28832, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores y el criterio de su distribución al interior del conjunto de Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 4 de 101

7 Asimismo, para el caso de los SCT, el numeral de la Norma Tarifas dispone que: Para el caso de las instalaciones del SCTPT, del SCTLN 1 y del SCTPI 2 no incluidos en los numerales anteriores, la asignación de la responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, así como la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se realizará con base a lo establecido en el Procedimiento de Asignación de Responsabilidad de Pago de las instalaciones de transmisión que apruebe el OSINERGMIN. En cuanto a aquellas instalaciones de los 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 PCM (en adelante ST059) el numeral 6.4 de la Norma Tarifas dispone que: se estarán a lo establecido en sus respectivos contratos y se adecuarán, en tanto estos contratos, lo permitan a los criterios establecidos en los numerales anteriores Estudio desarrollado por OSINERGMIN El OSINERGMIN encargó a la empresa Quantum S.A. el desarrollo del Estudio Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión (en adelante ESTUDIO ) el cual se ha tomado en cuenta para la elaboración del PROYECTO DE NORMA. 1 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. 2 SCTPI: SCT asignado a la demanda, a la generación o a ambos, que es parte de un Plan de Inversiones aprobado por el OSINERGMIN. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 5 de 101

8 2. Sustento del Proyecto de Norma En el presente capítulo se resumen los principales aspectos relevantes que se han tenido en cuenta para la elaboración del PROYECTO DE NORMA, estos reflejan las conclusiones de los análisis de los comentarios y sugerencias efectuados por interesados que se encuentran en el capítulo 4, así mismo se tienen en cuenta las modificaciones de oficio que contribuyen al objetivo de la norma y que se encuentran sustentadas en el capítulo Criterios Generales Se destacan los siguientes aspectos generales: Criterios para la asignación de responsabilidad de pago de los SST y SCT De la lectura del marco regulatorio y según la definición hecha en la Norma Tarifas, se resume que los sistemas de transmisión que están comprendidos en el alcance del PROYECTO DE NORMA, son del tipo: SCTPT y SSTLN que no hayan sido asignadas 100% a la demanda o a la generación; así mismo, corresponde que se incluyan aquellas instalaciones del ST059 cuyos contratos así lo permitan. Del mismo modo están comprendidas las instalaciones del SST asignadas total o parcialmente a los generadores únicamente para el reparto entre estos. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 6 de 101

9 Conforme al mismo marco regulatorio, los criterios que se pueden aplicar para la asignación de responsabilidad de pago de estas instalaciones, son los siguientes: Cuadro Nº 2-1 Criterios para la Asignación de Responsabilidad de Pago Tipo de Instalación SSTGD SCTPI SCTPT SCTLN SSTGD SSTG SCTPI SCTPT SCTLN Para la asignación entre: Generación y Demanda Generadores Criterios Aplicables No corresponde(1) No aplica Beneficio o Uso Beneficio o Uso Beneficio y Uso(2) Uso(3) No aplica Beneficio o Uso Beneficio o Uso (1) No corresponde, debido a que de acuerdo a la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832, cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley 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. (2) Existen instalaciones del SSTGD que, antes de la entrada en vigencia de la Ley de concesiones eléctricas se asignaban con el criterio de beneficio económico y otras con el criterio de uso. (3) El pago de las instalaciones del SST asignadas 100% a los generadores se ha prorrateando, entre estos, por el criterio de uso. Para efectos del presente informe, se ha visto por conveniente aplicar los siguientes criterios: - Según lo dispuesto en el marco regulatorio vigente, para el caso de las instalaciones del SSTGD y SSTG, se debe aplicar el mismo criterio que se venía aplicando antes de la Ley 28832: algunos bajo el criterio del Beneficio y otros bajo el criterio del Uso - Para la asignación de responsabilidad de pago entre generación y demanda, así como para el reparto entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, correspondiente a las instalaciones SCTPT y SCTLN, se recomienda aplicar el criterio de beneficio económico, por dos razones fundamentales: i) es el mismo criterio que se viene aplicando actualmente y ii) es el mismo método que se empleará para la asignación de responsabilidades de pago por las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión (en adelante SGT ); con ello, se empleará un único criterio. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 7 de 101

10 En el cuadro siguiente se resumen los criterios recomendados para la asignación de responsabilidad de pago: Cuadro Nº 2-2 Criterios Recomendados para la Asignación de Responsabilidad de Pago Tipo de Instalación SCTPT SCTLN SSTGD SSTG SCTPT SCTLN Para la asignación entre: Generación y Demanda Generadores Criterios Recomendados Beneficio Beneficio Beneficio y/o Uso Uso Beneficio Beneficio Métodos a ser Utilizados para la Asignación de Cargos de los SST y SCT Con respecto al criterio del beneficio, para los SSTGD se ha venido utilizando el método de utilidades y ahorros incrementales, a fin de determinar la asignación de responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores, respectivamente, y el prorrateo entre estos últimos. Para ello, se valorizaba a precios marginales, tanto las utilidades de los generadores como los pagos de los usuarios, bajo dos condiciones: con y sin el Elemento 3 en análisis. Si bien este método se ha venido empleando desde el año 2002, en su aplicación se ha observado que es necesario corregir el problema de variabilidad de los resultados entre un año y otro. Así mismo, se observa que es necesario deducir el monto del Ingreso Tarifario en el cálculo del beneficio de los usuarios. También es necesario que en la asignación de responsabilidad de pago se tenga en cuenta los beneficios económicos por mejora en confiabilidad. En cuanto al criterio de uso, se recomienda no continuar con el empleo del método de Factores de Distribución Topológicos 4 (en adelante FDT ), principalmente por los problemas de aplicación práctica cuando se presentan flujos bidireccionales en intervalos menores a los que pueden registrar los medidores y a lo laborioso y costoso que resultaría un sistema de medición 3 Elemento: Tramo de línea, celda, transformador, o compensador reactivo, de un sistema eléctrico. Se considera como tramo de línea, la parte de una línea de transmisión a la cual se puede aplicar un mismo Módulo Estándar. 4 Método descrito en el documento de Janusz Bialek Topological Generation and Load Distributions Factors for Supplemental Charge Allocation in Transmission Open Access publicado en el IEEE Transactions on Power Systems - Vol 12 - N 3 - August Sugerencias al Proyecto de Norma Página 8 de 101

11 en periodos más cortos que 15 minutos, además de la mayor probabilidad de errores por falta de sincronización de los medidores. En ese sentido, se propone emplear el método fuerza / distancia para el criterio de Uso, el cual se explica en la sección del presente informe Beneficios Negativos Para el reparto de las responsabilidades de pago no se tienen en cuenta los beneficios negativos (perjuicios) que resulten para los generadores o demandas en barra, toda vez que para estos agentes no les resulta favorable la construcción del Elemento en análisis Consideración de Escenarios Base Para las simulaciones que se realicen a fin de calcular los beneficios económicos se debe tener en cuenta los escenarios base de la proyección de la demanda, del desarrollo del parque de generación y de los precios de combustible. Así mismo, se debe considerar el promedio de las simulaciones todos los escenarios hidrológicos, con ello se utiliza el valor esperado de todos los escenarios futuros, sobre la base de la misma probabilidad de ocurrencia para cada uno de ellos Reducción de la Variabilidad de Pagos anuales asignados a los Generadores A partir de la experiencia en la aplicación del criterio de beneficio económico para el reparto de responsabilidad de pago entre generadores, de las instalaciones del SST tipo generación / demanda, se ha podido observar que uno de los inconvenientes es la variabilidad en los pagos asignados a los generadores que se reflejan en cada revisión periódica de estos beneficios, lo cual constituye una incertidumbre para los generadores, al extremo que un generador que no pagaba por un Elemento en un año dado, al año siguiente si tenía que pagar, o viceversa. En ese sentido, se ha visto por conveniente considerar, dentro la asignación por beneficios económicos, un criterio de estabilidad basado en un filtro de memoria infinita, de manera que la compensación que pague cada generador esté conformada en un 50% por el pago asignado para del periodo anual anterior y el otro 50% por el resultado de asignación por beneficios económicos para el siguiente periodo anual. Lo anterior se ilustra en la siguiente expresión: Donde: CMAG i filtrada = CMAG i filtrada = f x (0,5 x PP i + 0,5 x CMAG i ) Asignación Filtrada: pago anual asignado al generador i, por un Elemento del SST o SCT existente. CMAG i = Pago anual calculado para el generador i, por un Elemento, antes de realizar ajuste por filtro. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 9 de 101

12 PP i = Pago Previo por el Elemento en análisis; se refiere al pago anual asignado por OSINERGMIN en la fijación tarifaria anterior al generador i, 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 a petición de parte 5. 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: CMAGi filtrado = ( f (0,5 PPi + 0,5 CMAGi )) = CMAG 2.3. Ajustes para incluir el Ingreso Tarifario en el cálculo de beneficio económico de los usuarios Toda vez que el beneficio económico de los usuarios se calcula como la diferencia ente el pago que realiza la demanda sin la presencia del Elemento menos el pago que realizaría la demanda con la presencia del Elemento, se debe considerar en el cómputo de dichos pagos no sólo el pago por energía a precio marginal, sino también la deducción del pago que efectúa el consumidor por concepto de Ingreso Tarifario. Es decir, los pagos del consumidor que deben compararse son: Pago sin Elemento = Energía1 x Precio marginal1 Ingreso Tarifario1 Pago con Elemento = Energía2 x Precio marginal2 Ingreso Tarifario2 Cuando en el sistema no existe congestión, los montos de ingreso tarifario son pequeños y muy similares en las condiciones con y sin elemento, siendo la diferencia entre ellos despreciable. Sin embargo, en las condiciones en las que se presentan congestiones en la red de transmisión, la diferencia entre los valores de ingresos tarifarios son bastante considerables; por lo que si no se incluyen los ingresos tarifarios en el cómputo, se pueden generar distorsiones en el cálculo de beneficios. 5 De acuerdo al numeral VII) del inciso e) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se revisará en cada fijación tarifaria o a solicitud de los interesados... Sugerencias al Proyecto de Norma Página 10 de 101

13 En ese sentido, teniendo en cuenta que nuestra red de transmisión esta alcanzando sus límites, pueden ocasionarse congestiones en la red, que hacen necesario incluir este término Medición del Beneficio de Confiabilidad Beneficio Económico por Mejoras en Confiabilidad Tal como se mencionó en el numeral del presente informe, el Reglamento dispone tener en cuenta en el reparto de la asignación de responsabilidad, los beneficios por mejoras en confiabilidad. Ello por dos razones fundamentales, i) en el desarrollo futuro de instalaciones de transmisión no necesariamente todas estas se construirán para satisfacer una demanda creciente, sino para mejorar la confiabilidad del servicio debido a la importancia de este servicio como factor de producción en la economía, tanto en el segmento de demanda como en el segmento de oferta y ii) lograr una aplicación igualitaria de métodos tanto para el SGT como para el SST y SCT. Dicho lo anterior, el siguiente paso es definir cómo medir los beneficios por mejoras en confiabilidad. Sobre el particular, dado que la valorización de la confiabilidad es muy imprecisa en la práctica, para efectos del PROYECTO DE NORMA se ha considerado medir el beneficio por mejoras en confiabilidad, en proporción a la cantidad de energía de los generadores o de la demanda que reciben dicha mejora de confiabilidad Energía que se considera en el Beneficio por Mejora en Confiabilidad Para determinar la energía a la que se hace referencia en el numeral anterior, la zona del Área de Demanda (o SEIN), que se beneficiaria de la mejora en confiabilidad debido a la construcción de un Elemento, se denomina zona Aguas Arriba. Esta zona está conformada por los generadores y demanda que se conecta con la parte preponderante del SEIN mediante el Elemento en análisis. Al respecto, si el Elemento k es parte de por lo menos un camino eléctrico desde una barra particular i de la zona hasta alguna barra j de la parte preponderante del SEIN, la barra i está Aguas Arriba del Elemento k. En los gráficos siguientes se ilustra este concepto: Sugerencias al Proyecto de Norma Página 11 de 101

14 Aguas Arriba i k Elemento en Proyecto SEIN j Aguas Arriba i i k Elemento en Proyecto j SEIN 2.5. Asignación de Pago entre Usuarios y Generadores Conforme lo expuesto en las secciones anteriores, para el cálculo de la asignación de responsabilidad de pago entre generación y demanda se tiene en cuenta el criterio de beneficio económico valorizado a precios marginales; así como el beneficio económico por mejora en confiabilidad Cálculo del Beneficio Económico por Diferencia de Precios Marginales y/o Energía a. Consideraciones Generales Para el cálculo de los beneficios económicos que proporciona un Elemento por los cambios en los precios marginales y en los niveles de producción de los Generadores y niveles de consumos de la Usuarios ( Beneficios económicos por precios marginales-energía ), se ha considerado el mismo Sugerencias al Proyecto de Norma Página 12 de 101

15 método que se ha venido empleando para las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión asignadas a la demanda y generación (en adelante SSTGD ), toda vez que el mismo es conocido entre los agentes del sector y, además, cumple con los criterios dispuestos en el Artículo 24º de la Ley para determinar los beneficios del SGT. A diferencia del cálculo que se venía efectuando, los beneficios que se calculen con este procedimiento tendrán en cuenta un horizonte de 5 años, a partir de la fecha estimada de entrada en operación comercial del Elemento, de manera similar a lo dispuesto para las instalaciones del SGT. Se debe precisar que, salvo disposición en contrario de una norma jerárquicamente superior al PROYECTO DE NORMA, los Precios en Barra empleados en los cálculos deben basarse en precios marginales, sin distorsiones artificiales (administrativas, operativas o regulatorias de carácter temporal o de otra índole). b. Cálculo de Beneficios Para el cálculo del beneficio económico por precios marginales-energía se ha considerado el empleo de un modelo de despacho económico, para tal fin, en tanto el OSINERGMIN no apruebe otro modelo, con características similares o superiores, es apropiado emplear el modelo PERSEO, toda vez que este ha sido validado por todos los agentes del sector y su operación ha sido ampliamente comprobada en los procesos de fijación de Precios en Barra; del mismo modo, este modelo incorpora los requerimientos específicos del sistema nacional, tales como restricciones de uso de agua, del sistema de transmisión, entre otros. Se debe tener en cuenta que, con el fin de que los resultados no se afecten con las distorsiones de frontera, 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. i. Cálculo de Beneficios Económicos por precios marginales-energía de Generadores (BEUG5 i ) Este beneficio viene a ser la ganancia adicional de un generador debido a la construcción del Elemento; ello se determina como la diferencia de las utilidades que percibe un generador con y sin la presencia del Elemento en análisis, para lo cual se emplean las siguientes ecuaciones: VAUc VAUs g, l g, l = = Uc 60 m, g, l m m= 1 (1 + i) Us 60 m, g, l m m= 1 (1 + i) Sugerencias al Proyecto de Norma Página 13 de 101

16 Donde: VAUc g,l y VAUs g,l Uc m,g,l y Us m,g,l m : 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. : Utilidad esperada de la central generadora g en el mes m, en la condición con y sin el Elemento l, respectivamente. En el caso del modelo PERSEO estos valores están contenidos en los archivos de salida: ICTsi000.csv e ICHsi000.csv, para las centrales térmicas e hidráulicas, respectivamente. : Valor del 1 al 60 que, representa la cantidad de meses del período en evaluación (5 años). i m : 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 m es igual a 0,948879%. Luego, el beneficio económico por precios marginales-energía debido a la presencia de un determinado Elemento viene a ser la diferencia de los valores actualizados de las utilidades esperadas: Donde: BEUG 5g, l = VAUcg, l VAUsg, l BEUG5 g,l : Beneficio económico por precios marginalesenergía 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, BEUG5 g,l se considera igual a cero. ii. Cálculo de Beneficios Económicos por precios marginales-energía de los Usuarios (BEUB5) Este beneficio viene a ser el ahorro de los Usuarios en el pago de energía, debido a la construcción del Elemento, ello se determina como la diferencia de los pagos sin y con la presencia del Elemento en análisis, y se calcula con las siguientes expresiones: VAPc VAPs d, l d, l = = m= 1 ( Dm, d, b CMcb, m, d, l ) 60 b= punta, media, base m= 1 (1 + i) m ( Dm, d, b CMsb, m, d, l ) 60 b= punta, media, base (1 + i) m Sugerencias al Proyecto de Norma Página 14 de 101

17 Donde: VAPc d,l y VAPs d,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. D m,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. En el caso del PERSEO estos datos son reportados en el archivo ENRBAsi.CSV. CMc b,m,d,l y CMs b,m,d,l : Precio 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. En el caso del PERSEO estos datos son reportados en el archivo CMBsi000.CSV. b : Bloques horarios: punta, media y base Luego, el beneficio por precios marginales-energía debido a la presencia de un determinado Elemento viene a ser la diferencia de los valores actualizados de los pagos esperados por la demanda: Donde: BEUB 5d, l = VAPsd, l VAPcd, l BEUB5 d,l : Beneficio económico por precios marginalesenergía, de los Usuarios ubicados en la barra d debido a la presencia del Elemento l, para un periodo de 5 años. En caso de que el valor resulte negativo, BEUB5 g,l se considera igual a cero. c. Beneficios Económicos por precios marginales-energía totales Para efectos de los cálculos posteriores es necesario definir lo siguiente: - Beneficios Económicos por precios marginales-energía totales de los Generadores (BET G ), viene a ser la sumatoria de todos los BEUG5 - Beneficios Económicos por precios marginales-energía totales de los Usuarios (BET D ), viene a ser la sumatoria de todos los BEUB5 menos la diferencia de los ingresos tarifarios totales que se asignarían a la demanda en las condiciones sin y con el Elemento l, tal como indican las ecuaciones siguientes: BET D d = BEUB5 1 ITc = l 60 m= 1 ( ITs ITc ) d, l l l ( ITcb, m, l ) b= punta, media, base m (1 + i) Sugerencias al Proyecto de Norma Página 15 de 101

18 ITs l = 60 m= 1 ( ITsb, m, l ) b= punta, media, base m (1 + i) 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. Es necesario precisar que el cálculo de los IT debe realizarse en la forma establecida en la Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento para el SPT aplicable en los procesos de fijación de Precios en Barra; así como, lo establecido en el Artículo 22 de la Norma Tarifas. - Beneficios Económicos por precios marginales-energía totales (BET), viene a ser la sumatoria de todos los BET G y BET D. Es necesario precisar que para los casos en que el BEUG5n de una determinada central o el BEUB5n de la demanda de una barra o el BET D de la demanda sean negativos, estos valores se consideran como cero (0) Beneficio por Mejoras en Confiabilidad Para determinar si la responsabilidad de pago por un Elemento corresponde ser asignarda por beneficios económicos por precios marginales-energía o por beneficios económicos por mejoras en confiabilidad, o por ambos; se toma en cuenta la magnitud de los beneficios totales que aporta el referido Elemento en comparación con su costo. Es decir, se compara el BET del Elemento y el valor presente del Costo Medio Anual del Elemento para el periodo de 5 años: BET/CMA5. Así, cuanto mayor sea la relación BET/CMA5 se justifica que el Elemento se pague únicamente en función de los Beneficios Económicos por precios marginales-energía y, por el contrario, cuanto menor sea la relación BET/CMA5 se justifica que el Elemento se pague únicamente en función de las mejoras en confiabilidad. Así mismo, existe un rango de la relación BET/CMA5 en el cual corresponde que el Elemento se pague tanto en función de beneficios económicos por precios marginales-energía como en función de beneficios económicos por mejoras en confiabilidad. En ese sentido, se considera razonable tomar como límites los siguientes: - Si la relación BET/CMA5 es mayor o igual que 0,9 la asignación de pago del CMA se hace únicamente en proporción de los beneficios económicos por precios marginales-energía. - Si la relación BET/CMA5 es menor o igual que 0,1 la asignación de pago de la CMA se hace únicamente en proporción a las mejoras en confiabilidad. - Si la relación BET/CMA5 se encuentra entre 0,9 y 0,1 la asignación de pago de la CMA se realiza en función de los beneficios económicos por precios marginales-energía y mejoras en confiabilidad. Los cálculos se realizan teniendo en cuenta las siguientes ecuaciones: Sugerencias al Proyecto de Norma Página 16 de 101

19 CMA = CMA CMA CMA BE C BE = k CMA + CMA = CMA CMA C BE = (1 k) CMA 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 CMA BE : Parte del CMA que se paga por beneficios económicos por precios marginales-energía. CMA C : Parte del CMA que se paga por beneficios económicos por mejoras en confiabilidad Asignación de Pago entre Generadores y Usuarios Finalmente, para determinar las responsabilidades de pago del Costo Medio Anual asignados a los Usuarios (CMAU%) y a los Generadores (CMAG%), se tendrán dos componentes, uno a pagar en proporción a los beneficios económicos por precios marginales-energía y otro en proporción de beneficios económicos por las mejoras en confiabilidad; para lo cual se emplean las siguientes ecuaciones: CMAU % = CMA% BE BET BET D + CMA% C GWhD GWh + GWh D G CMAG% = CMA% BE BET BET G + CMA% C GWhG GWh + GWh D G Donde: CMA% BE : CMA BE expresada en porcentaje del CMA CMA% C : CMA C expresada en porcentaje del CMA GWh D, GWh G : 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. Es importante señalar que el conjunto de Usuarios con beneficios económicos por precios marginales-energía no necesariamente es el conjunto de Usuarios con beneficios económicos por mejoras de confiabilidad. Lo mismo se puede decir de los Generadores. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 17 de 101

20 2.6. Asignación de Pago entre Generadores por el Criterio de Beneficios Conforme lo expuesto en la sección 2.1, se recomienda que para la asignación de responsabilidad de pago entre generadores, se tome en cuenta el criterio de beneficio económico. A fin de ser consistentes con los criterios empleados en la asignación de pagos entre Usuarios y Generadores, para la valorización de los beneficios entre Generadores, se considera el empleo de precios marginales y se tiene en cuenta los beneficios por mejoras en confiabilidad Cálculo del Beneficio Económico por precios marginales-energía Se propone usar el mismo método considerado para el cálculo de asignación de cargos entre Usuarios y Generadores, a fin de aplicar criterios uniformes y ahorrar tiempos computacionales. Por otro lado, dado que el cálculo de asignación de responsabilidad de pago entre generadores se debe realizar en cada fijación tarifaria de SST y SCT, es decir cada 4 años, el horizonte de análisis no es de 5 años como para el caso de asignación entre generación y demanda, sino de 4 años. Así mismo, es necesario que para los casos en que el CMAGi asignado a una determinada central i es menor que el 1% del CMAG, se considera como 0 y, se excluya dicha central de la asignación de responsabilidades de pago y se reparte sus CMAGi entre las demás centrales en proporción a sus porciones del CMAGi. Ello evitará considerar en la asignación de pago, a la generación cuyo beneficio económico no sea evidente. a. Cálculo de beneficios Para este método se debe emplear el mismo modelo (PERSEO); cabe precisar que se debe utilizar la base de datos correspondiente a cada 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 (4 años) 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. A fin de evitar posibles distorsiones de frontera, las simulaciones en PERSEO deberán abarcar 6 años contados desde enero del mes de inicio del periodo de 48 meses. Para el cálculo del beneficio entre generadores corresponde emplear la misma formulación presentada en el inciso i. del literal b del numeral anterior, con la diferencia que el horizonte es de 48 meses y no Consideración de las Mejoras en Confiabilidad Al igual que en la asignación de pago entre generación y demanda, se ha considerado razonable tomar como referencia la relación entre el Beneficio económico por precios marginales-energía de la generación (BET G ) y el valor Sugerencias al Proyecto de Norma Página 18 de 101

21 presente por 4 años del CMA asignado a la generación (CMAG4), conforme a los límites siguientes: - Si la relación BET G /CMAG4 es mayor o igual que 0,9, la asignación de pago de la CMAG se hace únicamente en proporción de los beneficios económicos por precios marginales-energía. - Si la relación BET G /CMAG4 es menor o igual que 0,1, la asignación de pago de la CMAG se hace únicamente en proporción a las mejoras en confiabilidad. - Si la relación BET G /CMAG4 se encuentra entre 0,9 y 0,1, la asignación de pago de la CMAG se realiza en función de los beneficios económicos por precios marginales-energía y mejoras en confiabilidad. Estos cálculos se realizan con las siguientes ecuaciones: CMAG = CMAG CMAG CMAG BE C BE = k CMAG + CMAG = CMAG CMAG C BE = (1 k) CMAG Donde: k = 1 si BET G /CMAG4 > 0,9 k = BET G /CMAG4 si 0,9 > BET G /CMAG4 > 0,1 k = 0 si 0,1 > BET G /CMAG4. CMAG BE : Parte del CMAG que se paga por beneficios económicos. CMAG C : Parte del CMAG que se paga por mejoras en confiabilidad Prorrateo de la CMAG entre Generadores Finalmente, la parte de la CMAG que le corresponde pagar a cada central generadora (CMAG i ) por un Elemento, tendrá dos componentes, uno a pagar en proporción a los beneficios económicos por precios marginales-energía y otro en proporción de los beneficios económicos por mejoras en confiabilidad, para lo cual se emplea la siguiente ecuación: BEUG4 i CMAG i = CMAGBE + BETG CMAG C GWh GWh i G Donde: BEUG4 i BET G = Es el BEUG4 de la central generadora i (denominado también BEUG4 g,l) ). = Sumatoria de los BEUG4. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 19 de 101

22 GWh G = Es la energía (GWh) por cuatro años de todos los generadores ubicados Aguas Arriba de la instalación GWh i = Es la energía (GWh) por cuatro años del generador i ubicado Aguas Arriba del Elemento. Luego, antes de su aplicación, la CMAGi que resulta en la formulación anterior, debe reajustarse mediante el método de Asignación Filtrada señalado en el numeral 2.2 anterior Asignación de Pago Entre Generadores aplicando el criterio de Uso Conforme lo expuesto en la sección del presente informe, el método recomendado para aplicar el criterio de uso es el de fuerza/distancia. Este método se recomienda únicamente para los SST cuya responsabilidad de pago se venía asignando mediante el criterio de uso con el método de FDT Método Fuerza / Distancia El método de Fuerza/Distancia, asigna la responsabilidad de pago entre generadores, por un Elemento, en proporción del valor de la relación Fuerza/Distancia. Donde la Fuerza es la energía o potencia de un Generador y Distancia es la distancia entre dicho generador y el punto medio del Elemento en análisis. La expresión general para este método es la siguiente: Pi % = Fi / Di 100% Fi / Di n i Donde: Pi % : Porcentaje de responsabilidad de pago asignado al generador i Fi : Energía o potencia producida por el generador i Di : Distancia del generador i hasta el Elemento en análisis n : Número total de generadores i que participan en el pago del elemento en análisis. En ese sentido, para la selección de las unidades del método fuerza/distancia se analizaron 4 alternativas: i) El método FDT. ii) El método MW/km, iii) el método GWh/km y iv) el método GWh/ohmios. El cuadro siguiente muestra los resultados del análisis de cada uno de estos métodos bajo diversos criterios de evaluación. Cuadro Nº Comparación de Métodos de Asignación por Uso Criterio de Evaluación Actual FDT GWh/km MW/km GWh/ohmios Igualitario no sí no sí Sugerencias al Proyecto de Norma Página 20 de 101

23 Criterio de Evaluación Actual FDT GWh/km MW/km GWh/ohmios Cubrir costos sí sí sí sí Señales no parciales parciales parciales económicas Previsible, estable no sí mejor que FDT, sí inferior a GWh/km Marco legal no sí sí sí Transparente no sí sí sí Práctico no 6 sí sí sí Razonable no 7 sí sí Si Real no sí sí mejor que GWh/km Minimizar métodos sí sí sí sí Fuente: Quantum S.A. Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión. Como se aprecia en el cuadro anterior los dos métodos que mejores resultados representan son el GWh/km y GWh/ohmio, no obstante este último sobresale respecto del primero, por cuanto la distancia eléctrica (ohm) tiene ventajas con respecto a la distancia física (km), tales como: que tiene fundamento técnico mas satisfactorio y los cálculos pueden hacerse directa y fácilmente usando datos y software existentes y confiables. Por todo ello se recomienda el empleo del método GWh/Distancia Eléctrica(Ohmios) Determinación de la Distancia Eléctrica Si se tiene la matriz de impedancias Z = Y -1, calculada con barra de referencia i, los elementos de su diagonal z ij y z ik son las distancias eléctricas entre la barra i y las barras j y k. A partir de ello, la distancia eléctrica entre un generador ubicado en la barra i y un Elemento entre las barras j y k, es: z i,j-k = (z ij + z ik )/2, Lo cual significa que z i,j-k es la distancia eléctrica (en ohmios) entre el generador en la barra i y el punto medio del Elemento j-k. 6 Requiere datos cada 15 minutos más que por año por barra en muchas barras, sincronizados. 7 El número de cálculos requeridos es muy exagerado. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 21 de 101

24 Grupo de Generadores Relevantes Incluidos en el Reparto por Criterio de Uso El conjunto de generadores entre los cuales corresponde asignar la responsabilidad de pago de un Elemento jk, mediante el método Fuerza/Distancia, lo denominaremos Generadores Relevantes (Gjk). Este conjunto Gjk de generadores para una instalación jk (Gjk) se define de la siguiente manera: 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. Estas 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) sea inferior al consumo de energía de la demanda (d). En el cálculo para la asignación correspondiente a los meses de mayo a marzo se considerarán la máxima demanda y energía correspondientes a cada uno de los meses indicados, mientras que para la asignación correspondiente al mes de abril se empleará la máxima demanda y generación del periodo anual mayo abril Intervalo de tiempo para considerar el Uso Anual o Mensual Uno de los aspectos importantes a definir es el intervalo de medición de la energía que se emplee en el método Fuerza/Distancia. Al respecto, se tienen dos alternativas i) que se utilice energías mensuales o ii) que se utilice la energía anual. Conforme con los resultados obtenidos, para efectuar la asignación de pago entre generadores, es más justo que se considere la energía anual y no la energía mensual. Para ilustrar lo anterior, veamos el ejemplo siguiente: Suponiendo que la producción anual del generador A fuera 120 GWh y del generador B fuera 60 GWh, donde el generador A opera estacionalmente con toda su producción en seis meses del año (20 GWh/mes) y el generador B opera de manera constante (5 GWh/mes). Si el reparto se hiciera sólo con la producción mensual, al generador B 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 B se asignaría solo 33% de la BT por año. Ello se debe a que, durante todo el año, el generador B usa menos el Elemento que lo que usa el generador A. En ese sentido, toda vez que las instalaciones de transmisión se deben pagar mediante compensaciones mensuales, es necesario implementar un mecanismo de liquidación al final de cada año que refleje el uso anual de cada generador. En vista que las tarifas de los SST tienen vigencia a partir de mayo de cada año, el mecanismo de liquidación se efectuaría en el pago correspondiente al mes de abril de cada año (mes final del periodo tarifario Sugerencias al Proyecto de Norma Página 22 de 101

25 anual). Bajo estas consideraciones, los pagos mensuales que realicen los generadores tendrían carácter de pago a cuenta del monto anual que les corresponda realizar. Por lo mencionado, para determinar los Generadores Relevantes se debe tener en cuenta que, para la asignación de pago correspondiente a los meses de mayo a marzo, se considerarán 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 Determinación de la compensación mensual para los meses Mayo a Marzo Tomando en cuenta, las consideraciones previas, las compensaciones para los meses de mayo a marzo, obedecerán al método Fuerza / Distancia, con base en la energía mensual de cada mes. a. Cálculo del factor de participación mensual de cada central en el pago de la CMAG Este factor representa el uso del Elemento por parte de cada central durante un mes; se calcula con base al método de Fuerza/Distancia, mediante la siguiente expresión: FG i, j k = m 1 GWh / z i GWh m i, j k / z m, j k. 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% se considerará que GWh i /z i,j-k es igual a cero y, se recalculan los factores de participación para todas las demás centrales generadoras; ello con el fin de no incluir en el pago, a las centrales cuyo uso del Elemento no es evidente. GWh i = Energía mensual producida por la central generadora i. Esta central debe corresponder al conjunto de centrales Generadoras Relevantes Gjk. GWh m = Sumatoria de los GWh i de todas las centrales Generadoras Relevantes Gjk b. Calculo de la compensación mensual de cada generador Finalmente, la compensación mensual que deba efectuar cada central generadora i por el Elemento jk (CMG i,j-k ) estará en función del factor de participación FGi,j-k de acuerdo con la siguiente expresión: CMG i, j k = CMG j k FGi, j k. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 23 de 101

26 Donde: CMG j-k = Compensación mensual por el Elemento j-k, calculado como: CMG β α j k = * ( CMAG ) CMAG j-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. j k β = Tasa de actualización mensual calculada con la tasa anual, 1/12 obtenida como: β = (1 + α) Determinación de la compensación mensual para el mes de Abril Conforme a lo expuesto en la sección es necesario que en el mes de abril se realice una liquidación anual con el fin de que el pago que realicen los generadores esté en función del uso anual del Elemento. Para ello, es necesario calcular el factor de participación anual. a. Cálculo del factor de participación anual de cada central en el pago de la CMAG Este factor representa el uso del Elemento por parte de cada central durante un año; se calcula con base al método de Fuerza/Distancia, mediante la siguiente expresión: FG ( anual) i, j k = m GWh ( anual) / z i GWh m i, j k ( anual) / z m, j k. Donde: FG i,j-k (anual) GWh i (anual) GWh m (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 GWh i (anual) / z i,j-k es igual a cero y, se recalculan los factores de participación para todas las centrales generadoras. = Energía anual (mayo abril) producida por la central generadora i. Esta central debe corresponder al conjunto de Generadores Relevantes Gjk. = Sumatoria de los GWh i (anual) de todas las centrales Generadoras Relevantes Gjk Sugerencias al Proyecto de Norma Página 24 de 101

27 b. Cálculo de la compensación mensual de cada generador Finalmente, la compensación mensual correspondiente al mes de abril que deba efectuar cada central generadora i por el Elemento jk (CMG i,j-k (abril)) estará en función del factor de participación FGi,j-k(anual), de acuerdo con la siguiente expresión: CMG Donde: 11 i, j j k n= 1 k ( abril) = CMAG j k FGi, ( anual) ( CMGi, j k, n ) (1 + i) (12 n). CMAG j-k = Costo Medio Anual del elemento j-k, asignado a los generadores, en Nuevos Soles. CMG i,j-k (abril) = Compensación mensual asignada al generador i, por la instalación j-k. Valores llevados al mes de abril,, por la expresión (1+i) (12-n) n = Número correspondiente a los meses: 1=Mayo, 2=Junio,, 11=Marzo. Cabe destacar que CMG i,j-k (abril) puede resultar negativo, ello significa que el titular de la instalación debe acreditar a este generador i dicho monto, en lugar de facturar. Por ejemplo: Si el CMAG es de S/. 100, la compensación mensual sería S/. 7,89. Si se tienen 2 generadores relevantes, A y B, y sus producciones mensuales de energía son la que se muestran en el cuadro siguiente, los pagos mensuales de los meses Mayo a Marzo y de Abril serían los que se muestran en el mismo cuadro: Cuadro Nº Ejemplo de Liquidación Anual en el Método de Uso CMAG S/. 100 CMG S/. 7,89 Energía producida (GWh) Pagos Mensuales a Cuenta Mes A B Total A B Mayo S/. 6,31 S/. 1,58 Junio S/. 6,31 S/. 1,58 Julio S/. 6,31 S/. 1,58 Agosto S/. 6,31 S/. 1,58 Septiembre S/. 6,31 S/. 1,58 Octubre S/. 6,31 S/. 1,58 Noviembre 5 5 S/. 0,00 S/. 7,89 Diciembre 5 5 S/. 0,00 S/. 7,89 Enero 5 5 S/. 0,00 S/. 7,89 Febrero 5 5 S/. 0,00 S/. 7,89 Marzo 5 5 S/. 0,00 S/. 7,89 Total a fines de Abril (a) S/. 41,17 S/. 50,94 Total Anual (b) S/. 66,67 S/. 33,33 Abril (b-a) S/. 25,50 (S/. 17,60) Sugerencias al Proyecto de Norma Página 25 de 101

28 Nótese que en el mes de abril el titular de transmisión acreditaría al generador B S/. 17,60, no obstante el total que recibiría el titular en dicho mes sería 25,50-17,60, igual a S/. 7,89, es decir, exactamente la compensación mensual que le corresponde. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 26 de 101

29 3. Transparencia del Proceso El 19 de marzo de 2008, mediante Resolución OSINERGMIN OS/CD, se aprobó y publicó en el diario oficial El Peruano y en su página Web el PROYECTO DE NORMA, dando cumplimiento de esta manera al principio de transparencia 8 que rige el actuar del regulador. Así mismo, el 04 de abril de 2008, OSINERGMIN presentó en Audiencia Pública el PROYECTO DE NORMA. Posteriormente, hasta el 25 de abril de 2008 se recibieron los comentarios y sugerencias al PROYECTO DE NORMA. 8 Artículo. 8º del Reglamento General del OSINERGMIN. Principio de Transparencia.- Toda decisión de cualquier ORGANO DE OSINERG deberá adoptarse de tal manera que los criterios a utilizarse sean conocibles y predecibles por los administrados. Las decisiones de OSINERG serán debidamente motivadas y las disposiciones normativas a que hubiere lugar deberán ser prepublicadas para recibir opiniones del público en general. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 27 de 101

30 4. Análisis de Comentarios y Sugerencias Recibidos Dentro del plazo previsto, hasta el 25 de abril de 2008, diversos interesados hicieron llegar a OSINERGMIN sus comentarios y sugerencias, los cuales se adjuntan en el Anexo A En lo que sigue del presente capítulo se presentan el análisis de dichos comentarios Comentarios y Sugerencias de Duke Energy Egenor S. en C. por A. Duke Energy Egenor S. en C. por A. (en adelante EGENOR ), mediante carta N C recibida con fecha 25 de abril de 2008, remitió sus comentarios y sugerencias al PROYECTO DE NORMA, dentro del plazo establecido. A continuación se resumen dichos comentarios y se muestran los análisis correspondientes Comentario 1 : Esperar la aprobación de norma de SGT EGENOR considera que el OSINERGMIN no debe aprobar la metodología de asignación del SST y SCT, en tanto, el Ministerio de Energía y Minas (en adelante MEM ) no apruebe la metodología aplicable al SGT, debido a que es indispensable que la metodología para los diferentes sistemas de Sugerencias al Proyecto de Norma Página 28 de 101

31 transmisión tengan una aplicación igualitaria, conforme se indica en la página 11 del informe N GART. Se debe señalar que el marco normativo establecido en el Artículo 139º del Reglamento de la LCE, no condiciona a que el método aplicado para los SST y SCT dependa de la aprobación del método aplicado para los SGT, dejando a criterio y facultad del regulador la regulación de los SST y SCT. Por su parte, el análisis legal contenido en el informe Nº GART concluye que la Norma Procedimiento y Método para la Determinación del Beneficio que Proporciona las Instalaciones del SGT a los Usuarios y los Generadores y la Norma Procedimiento para la asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT, son normas jurídicamente autónomas y OSINERGMIN no está obligado a emitir esta última, con posterioridad a la que le corresponde emitir al Ministerio de Energía y Minas; siendo facultad del regulador hacerlo con anterioridad, simultáneamente o en fecha posterior. Por consiguiente, no amerita condicionar la aprobación de la metodología de asignación del SST y SCT a la aprobación por parte del MEM de la metodología aplicable al SGT. No se acoge el comentario Comentario 2 : No considerar límite de 1% Respecto del numeral 9.2 del PROYECTO DE NORMA, EGENOR considera inapropiado eliminar el beneficio de los usuarios cuyo beneficio por barra sea menor al 1% del BET, debido a que, podría implicar una disminución significativa del beneficio de la demanda. Propone eliminar de dicho numeral el texto: o el BEUBn de la demanda en una determinada barra. Es razonable el comentario de EGENOR al señalar que es inapropiado eliminar el beneficio de los usuarios cuyo beneficio por barra sea menor al 1% del BET, cuando se traten de muchas barras por el efecto acumulativo que esto puede tener. No obstante, por la misma razón, también sería inapropiado ignorar el beneficio de los generadores cuyo beneficio sea menor que 1% del BET. Se acoge parcialmente el comentario y se recomienda eliminar el numeral 9.2 del PROYECTO DE NORMA. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 29 de 101

32 Comentario 3 : No deducir el Ingreso Tarifario EGENOR señala que no resulta coherente que en la fórmula para determinar el beneficio de los usuarios, se deduzca el ingreso tarifario; mientras que, en la fórmula para el cálculo de beneficio asignado a la generación, no se deduzca dicho ingreso tarifario. Asimismo, menciona que no queda claramente definido qué se entiende y cómo se calcularía el llamado ingreso tarifario de barra. Con respecto a la primera parte del comentario de EGENOR, se debe tener en cuenta que el monto de Ingreso Tarifario es el monto que se retorna a los Usuarios como pago a cuenta de la transmisión; en ese sentido, el pago total que observan los consumidores no es el monto total de precio marginal multiplicado por su demanda, sino que a este monto se le deduce el Ingreso Tarifario. No considerar este efecto real del marco regulatorio sería contravenir el principio de eficiencia 9 que rige el actuar del OSINERGMIN, toda vez que se estaría asumiendo, que la demanda observa un beneficio económico mayor al que percibe. La misma figura no se presenta para el caso de los generadores, toda vez que son los consumidores los que sufragan los pagos de energía, incluidos los Ingresos Tarifarios; los cuales por la cadena de pagos establecida en el mercado se trasladan a los titulares de la transmisión vía los Generadores. Así mismo, en la formulación planteada en la norma, los cobros de los Generadores no incluyen los Ingresos Tarifarios, es decir, los precios marginales en la barras de entrega de generación multiplicados por la energía entregada por los generadores no incluye Ingreso Tarifario, como si sucede en el producto del precio marginal de barra de demanda multiplicada por dicha demanda. Por lo expuesto, no es correcto deducir el monto de Ingreso Tarifario al pago de los Generadores como sí corresponde para el caso de los Usuarios. Con respecto a la segunda parte del comentario, la formulación planteada en el PROYECTO DE NORMA intenta repartir el monto de Ingreso Tarifario a todas las barras del sistema; no obstante, es válida la preocupación de EGENOR toda vez que en la práctica usual el Ingreso Tarifario se calcula por cada Elemento (línea o transformador) y no por cada barra. En ese sentido, es necesario modificar la formulación para que el monto a deducir por Ingreso Tarifario no se desagregue en cada barra sino que se deduzca el monto total de Ingreso Tarifario. Vale aclarar que este monto de Ingreso Tarifario se debe calcular conforme a lo establecido en el marco regulatorio vigente aplicable a 9 Reglamento General de OSINERGMIN. Artículo 14.- Principio de Eficiencia y Efectividad.- La actuación de OSINERG se guiará por la búsqueda de eficiencia en la asignación de recursos y el logro de los objetivos al menor costo para la sociedad en su conjunto. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 30 de 101

33 la fijación de tarifas para las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión (SPT), Sistema Garantizado de Transmisión (SGT), SCT y SST. Se acoge parcialmente el comentario. Se recomienda modificar el numeral 7.3 (ahora 6.3) e insertar un nuevo numeral 7.2 en el PROYECTO DE NORMA, que refleje estos cambios Comentario 4 : Reasignar pagos a la Demanda cuando no ingresa una central prevista EGENOR manifiesta que es necesario incorporar un numeral en el cual se prevea que en caso un generador no ingrese en la fecha programada, la asignación que le correspondería pagar no sea asumida por los otros generadores. En este sentido, propone un nuevo numeral 9.x. De acuerdo al Artículo 139º del Reglamento de la LCE, inciso e), numeral V), se dispone que la asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda se realice por única vez. En ese sentido, si en fecha posterior se traslada parte del pago que debía realizar la generación hacia la demanda, se estaría incumpliendo lo dispuesto en dicho artículo, toda vez que se estaría variando la asignación de responsabilidad de pago de la demanda, que debe establecerse por única vez. Por su parte, el análisis legal contenido en el informe Nº GART concluye que resulta improcedente que en el caso que no ingresen unidades de generación futuras que se consideraron para determinar los beneficios económicos, se trasladen a la demanda los costos del SST o SCT que correspondía pagar a dicho generador. Por lo tanto, no es posible atender el pedido de incorporar un numeral en el cual se prevea que en caso un generador no ingrese en la fecha programada, la asignación que le correspondería pagar no sea asumida por los otros generadores, debido a que se excedería el marco regulatorio establecido. No se acoge el comentario Comentario 5 : No considerar beneficios por Confiabilidad Respecto de los numerales 9.3 al 9.6 y 14.2 al 14.6, plantea que la inclusión de la mejora de confiabilidad, va más allá de lo establecido en el numeral IV, inciso e), del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, por lo que no resulta procedente. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 31 de 101

34 El Artículo 139º, inciso e), numeral IV, del Reglamento de la LCE, no define específicamente cómo calcular los beneficios económicos. Así mismo el último párrafo 10 del Artículo 139º 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, establece que en el cálculo de los beneficios económicos se tomará en cuenta a los Usuarios y los Generadores favorecidos con incrementos en confiabilidad. En ese sentido, con base a las facultades otorgadas en el mencionado Artículo 139º y en mérito al principio de imparcialidad 11, 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 teniendo en cuenta los beneficios económicos por las mejoras en confiabilidad. No se acoge el comentario Comentario 6 : Generadores Relevantes Señala EGENOR que para el criterio de uso (Título V del PROYECTO DE NORMA), debería establecerse una metodología concreta para identificar a los Generadores Relevantes para cada instalación. En vista de las dudas que se pueda tener con la definición presentada en el PROYECTO DE NORMA, se considera apropiado aclarar dicha definición. Al respecto, se debe aclarar que un generador es relevante por un Elemento si, por las leyes de Ohm y Kirchoff, la energía producida por dicho generador puede llegar a la demanda a través de dicho elemento. Cabe mencionar que este concepto, no esta relacionado con flujos netos preponderantes sino que con flujos independientes de cada central. Para los casos de sistemas enmallados, también se puede determinar por la topología, si un generador es relevante para un Elemento. En este sentido, generalizando, 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. 10 El OSINERGMIN elaborará y aprobará todos los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo. 11 Reglamento General de OSINERGMIN. Artículo 9.-Principio de Imparcialidad: OSINERG aplicará las normas legales vigentes. Los casos o situaciones de características semejantes, deberán ser tratados de manera similar. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 32 de 101

35 Existe una excepción para esta regla, y se presenta cuando toda la generación producida en una determinada zona del sistema se consume localmente debido al mayor tamaño de la carga local respecto de la generación local. En este caso, esta generación no sería relevante para Elementos que estén fuera de esta zona. Se acoge el comentario y se recomienda aclarar la definición para Generadores Relevantes (numeral 4.19 del PROYECTO DE NORMA) Comentarios y Sugerencias de Electroandes S.A. Electroandes S.A. (en adelante ELECTROANDES ), mediante correos electrónicos recibidos con fechas 3 y 25 de abril de 2008, remitió sus opiniones y sugerencias al PROYECTO DE NORMA, dentro del plazo establecido. A continuación se resumen dichos comentarios y se muestran los análisis correspondientes Comentario 7 : Sobre la revisión de la asignación de responsabilidad de pago de los SSTD y SSTG En relación al Artículo 2 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROANDES interpreta que todas las instalaciones del SST asignadas a la generación o a la demanda, antes de la publicación de la Ley 28832, mantendrían esa clasificación mientras formen parte del Sistema Económicamente Adaptado, aún cuando se presentase en el futuro casos de conexión de nuevas centrales de generación que cambiarán el sentido de los flujos de energía en una determinada instalación, es decir, la asignación de responsabilidad de pago no sería revisable para el caso de instalaciones tipo SSTD y SSTG. Es correcta la interpretación de ELECTROANDES. Efectivamente, la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832, establece que cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley 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. Por lo tanto, no sería revisable la responsabilidad de pago de ninguna instalación que forma parte de los SST, que incluye a los tipos SSTD y SSTG consultados. Se aclaró la consulta de ELECTROANDES. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 33 de 101

36 Comentario 8 : Cambio de SSTPT por SCTPT Respecto del numeral 5.2 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROANDES indica que el primer párrafo de dicho numeral, debe decir; Para la asignación de cargos por los SCTPT, SCTLN y SCTPI se tendrá en cuenta lo siguiente:. Es correcta la observación. Se acoge el comentario. Se recomienda modificar el numeral 5.2 del PROYECTO DE NORMA, para cambiar SSTPT por SCTPT Comentario 9 : No incluir CPSEE en los Precios en Barra En relación al Artículo 8 del PROYECTO DE NORMA, sugiere que para la evaluación del cálculo del beneficio económico sin el modelo PERSEO, y considerando además que, las tarifas en barra incluyen los cargos de peaje secundario por transmisión equivalente en energía, se emplee el precio de la energía a nivel generación para las subestaciones base del sistema (PEMP y PEMF) publicados en la Fijación de Tarifas en Barra. Conforme al análisis de oficio contenido en el numeral 5.5 del presente informe, no se requiere el cálculo sin modelo PERSEO, por lo que se retirará este numeral del PROYECTO DE NORMA. El comentario ya no tiene efecto, dado que se retirará el Artículo 8º del PROYECTO DE NORMA Comentario 10 : Emplear los Datos del Plan de Transmisión Respecto del numeral 5.5 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROANDES considera que es necesario precisar que los datos técnicos de las instalaciones de generación y transmisión a emplear también deben ser los empleados por el COES en el desarrollo del Plan de Transmisión. Al respecto, en general los datos que se emplean para la fijación de tarifas deben, incluida la asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones de transmisión, ser los mismos que se usan para el estudio de planeamiento por el cual se determina la necesidad de construir tales instalaciones. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 34 de 101

37 En ese sentido, para el caso particular de las instalaciones correspondientes al SST y SCT, estos datos deben corresponder a los mismos 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 sí procede emplear los datos del Plan de Transmisión, conforme a lo solicitado por ELECTROANDES. Se acoge parcialmente la opinión. Se recomienda modificar el numeral 5.5 del PROYECTO DE NORMA, de modo que se especifique la fuente de los datos a emplear en los cálculos Comentario 11 : No deducir el Ingreso Tarifario En relación al numeral 7.3 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROANDES menciona que, en las fórmulas de cálculo del valor actual de los pagos esperados por la demanda en las condiciones con y sin el Elemento l, se incluye el ingreso tarifario pagado por la demanda. Al respecto, señala que, se debe precisar que el numeral 24.1 del Reglamento de Transmisión establece para las instalaciones pertenecientes al SGT que Los beneficios para los Usuarios corresponden a la disminución de pagos por el consumo valorizado a precios marginales., por lo tanto, concluye que, no se debería considerar en las fórmulas los ingresos tarifarios. Para el análisis de este comentario referirse al numeral Así mismo, el análisis legal contenido en el informe Nº GART concluye que si se considera que la no deducción del ingreso tarifario implica una distorsión en el cálculo y que por ello se aparta del reconocimiento de costos eficientes sobredimensionando beneficios o subvaluándolos, corresponde que el regulador efectúe dicha deducción, encontrándose para ello facultado por el Artículo 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas En ese sentido, conforme lo analizado en el numeral 4.1.3, es ineficiente no deducir el monto de Ingreso Tarifario en el cálculo del beneficio económico de los Usuarios, toda vez que se estaría sobredimensionando el beneficio para los Usuarios. Por tales razones, si se debe deducir el Ingreso Tarifario en el cálculo del beneficio de los consumidores. No se acoge el comentario. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 35 de 101

38 Comentario 12 : Valorizar los beneficios por confiabilidad Respecto del Artículo 9 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROANDES señala que no es correcta la asignación de pagos por mejoras de confiabilidad en proporción a la energía producida por las centrales de generación y a la energía consumida por los usuarios, debido a que, los perjuicios por falta de confiabilidad tienen un impacto muy diferente en la generación y la demanda. Por lo expuesto, propone que la asignación de pagos por mejoras de confiabilidad debería establecerse en proporción a los perjuicios económicos a generadores y usuarios derivados de la falla del Elemento para el cual se analiza la asignación de pagos. Propone formulación al respecto. Sobre este tema se debe mencionar que no es factible asignar un valor exacto a la energía dejada de abastecer o de consumir; un ejemplo de esto se puede observar en las valoraciones que pueden realizar distintas personas o empresas y las distintas valoraciones que pueden tener esas mismas personas en diferentes circunstancias. Es decir, durante la interrupción de servicio eléctrico en una ciudad, el valor que ello significa para el dueño de una fotocopiadora es distinto del valor para un taxista, o para una empresa con hornos eléctricos, dicho valor es distinto si tal interrupción sucede un día domingo. El mismo caso se puede mencionar para la generación, no es factible expresar en unidades monetarias de manera exacta, el costo de la confiabilidad. El asignar un valor estimado podría demandar mucho más esfuerzo que el método planteado, y sus resultados no serían exactos, además que necesariamente obedecen a un alto grado de subjetividad. En ese sentido, el método planteado en el PROYECTO DE NORMA para asignar los beneficios de confiabilidad, en proporción a la energía de la demanda que se ve beneficiada por el incremento de confiabilidad, no resulta menos razonable y justo que el método planteado por ELECTROANDES, pero sí es menos complicado y mucho más transparente. Así mismo, de manera complementaria, referirse al análisis contenido en el numeral precedente. No se acoge el comentario. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 36 de 101

39 Comentario 13 : Valorizar con precios marginales y variables la confiabilidad de los generadores Respecto del Artículo 14 del PROYECTO DE NORMA, propone que la asignación entre generadores de la CMAG, por mejoras de confiabilidad, se realice considerando la siguiente proporción: Factor entre generadores: Donde: n i= 1 GWh Gi GWh Gi ( CMGGi CVGi ) ( CMG CV ) Gi Gi GWh Gi : CMG Gi : i CV Gi : Energía del generador ubicado Aguas Arriba Precio marginal promedio del sistema en bornes del generador Costo variable del generador i El comentario de ELECTROANDES mantiene el mismo método planteado en el comentario anterior, por lo que para su análisis, debe referirse a lo señalado en el numeral anterior. No se acoge el comentario Comentarios y Sugerencias de ElectroPerú S.A. ElectroPerú S.A. (en adelante ELECTROPERÚ ), mediante correo electrónico recibido el 3 de abril de 2008, remitió sus opiniones y sugerencias al PROYECTO DE NORMA, dentro del plazo establecido. A continuación se resumen dichos comentarios y se muestran los análisis correspondientes Comentario 14 : Aclarar concepto Aguas Arriba Respecto del numeral 4.1 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROPERU señala que la definición de Aguas Arriba no es clara, porque hace referencia a dos elementos: al Área de Demanda y a la parte preponderante de dicha área. Agrega que es razonable si se reemplaza la parte preponderante de Sugerencias al Proyecto de Norma Página 37 de 101

40 dicha área por la parte preponderante del sistema o la parte preponderante del Área de Demanda En primer lugar es necesario aclarar que la definición Elemento, de acuerdo al numeral 3.7 de la Norma Tarifas, se refiere a líneas, transformadores, celdas y equipos de compensación reactiva, por lo que Elemento no incluye Áreas de Demanda. Hecha la aclaración, y en razón que la definición de Aguas Arriba, contenida en el PROYECTO DE NORMA ha generado dudas, es pertinente aclarar dicha definición. 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 que se encuentra en análisis. Específicamente, 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 está Aguas Arriba del Elemento k. En forma matemática, para un elemento nuevo en una zona enmallada, una barra j de generación o demanda no está Aguas Arriba de un Elemento k si por cada barra i de la parte preponderante del SEIN se cumple que, z i (con Elemento k ) = z i (sin Elemento k ), Donde: z i 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 unifilar del sistema, sin tener que calcular z i. Se acoge el comentario. Se recomienda aclarar la definición de Aguas Arriba en los términos señalados en el análisis Comentario 15 : Redacción de numerales 4.24 y 4.25 Respecto de los numerales 4.24 y 4.25 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROPERU propone nueva redacción, mencionando que los nuevos textos serían concordantes con las definiciones contenidas en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Los textos propuestos son los siguientes: 12 Las Áreas de Demanda fueron definidas con Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, en ella se el Área de Demanda 15 esta conformado todos los Usuarios del SEIN. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 38 de 101

41 Dice: SCTPT: SCT que es parte del Plan de Transmisión y cuya construcción. Debe decir: SCTPT: SCT asignado a la demanda, a la generación o a ambas, y que es parte del Plan de Transmisión Dice: SCTPI: SCT que es parte de un Plan de Inversiones aprobado Debe decir: SCTPI: SCT asignado a la demanda, a la generación o a ambas, y que es parte de un Plan de Inversiones aprobado Las definiciones correspondientes a SCTPT y SCTPI, han sido establecidas en la norma de tarifas y compensaciones de los SST y SCT, publicada mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, la misma que se encuentra vigente. Por otro lado, las modificaciones planteadas son redundantes, toda vez que todas las instalaciones de transmisión se asignan a la demanda, a la generación o a ambos. No se acoge el comentario Comentario 16 : Cambiar SSTPT por SCTPT En relación al numeral 5.2 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROPERU menciona que en dicho proyecto no hay una definición de SSTPT. En este sentido, considera que la sigla SSTPT debe referirse a los sistemas SCTPT. Es correcta la observación Se acoge el comentario. Se recomienda modificar el numeral 5.2 del PROYECTO DE NORMA, para cambiar SSTPT en lugar de SCTPT Comentario 17 : Aclarar numeral 5.3 Sobre el numeral 5.3 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROPERU menciona que parece más adecuado reemplazar En la asignación de remuneración entre Generadores por En el cálculo de los Beneficios Económicos de los Generadores ; debido a que, si bien BEUG y BEUB sirven para efectuar la asignación de remuneración, en realidad son los Beneficios Económicos de las Unidades Generadoras y las Barras de Demanda; más no la asignación de remuneración entre Generadores o Usuarios. Asimismo, Sugerencias al Proyecto de Norma Página 39 de 101

42 señala que se debe precisar si debe ignorar los valores negativos de los VAU, o los valores negativos de su suma (BEUG). Es correcto el comentario de ELECTROANDES relacionado con la modificación de la redacción del numeral 5.3 del PROYECTO DE NORMA, toda vez que se trata del cálculo de beneficios económicos. Por otro lado, en el numeral (ahora 6.2.2) del PROYECTO DE NORMA, se menciona claramente que, si el valor de BEUG es negativo se considera como cero, no obstante a fin de que no se cree confusión es conveniente aclarar lo mismo en el numeral 5.3 Se acogen los comentarios. Se recomienda modificar el numeral 5.3 del PROYECTO DE NORMA de tal manera que se reflejen las precisiones mencionadas en el análisis Comentario 18 : Sobre la forma de calcular los Precios en Barra Tb Respecto del numeral 8.1 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROPERU consulta si Tb es un valor promedio, válido durante todo el período de 5 años, o es un valor que corresponde a cada año de evaluación. Por otro lado, menciona que cuando los costos locales son altos, el incremento de la capacidad de transmisión permite importar energía del sistema principal y reduce la producción local; sin embargo, esto no incrementa la demanda local, sino que reduce su costo. Por tanto, el beneficio es el ahorro producido en el abastecimiento de la demanda y no el incremento de la demanda. Conforme al análisis de oficio contenido en el numeral 5.5 del presente informe, no se requiere el cálculo sin modelo PERSEO, por lo que se retirará este numeral del PROYECTO DE NORMA. El comentario ya no tiene efecto, dado que se retirará el Artículo 8º del PROYECTO DE NORMA Comentario 19 : Escritura coherente de BEUGn Menciona ELECTROPERÚ que, en la definición 4.8, se define la nomenclatura CMAn como el VPN de los CMA producidos por n años. Donde n es el número de años del período considerado. Por tanto, sugiere que, si se trata del VPN de los BEUG producidos por 5 años consecutivos, Sugerencias al Proyecto de Norma Página 40 de 101

43 la nomenclatura debería ser BEUG5 para guardar coherencia con la definición 4.8. Es correcto lo señalado por ELECTROPERÚ dado que por definición BEUGn ya considera el valor presente de los beneficios de n años por lo que hablar nuevamente del valor presente de BEUGn, resulta redundante. Se acoge el comentario. Se recomienda modificar la nomenclatura del BEUG producido por 5 años consecutivos por BEUG Comentario 20 : Aclarar criterio de reparto por mejoras en confiabilidad y, aclarar si se reparte CMA o CMA5 En relación al numeral 9.4 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROPERU menciona que no se establece claramente la forma de reparto del CMA, por mejoras en confiabilidad. Agrega que, considerando que el CMA y el CMA5 tienen diferencias sustanciales, parece necesario precisar si el reparto del CMA a que se alude en el numeral 9.4 se refiere al CMA o al CMA5, debido a que, por el contexto parecería referirse a este último. Ambas partes del comentario están relacionadas con la redacción del numeral. Respecto a la primera parte, se aclara que el criterio subyacente es que la asignación de responsabilidad de pago por mejoras en confiabilidad, se realice en proporción a la energía de la demanda y la generación que ganan dicha mejora en confiabilidad. Respecto a la segunda parte del comentario, se aclara que se reparte el pago del CMA, no el del CMA5. Por otro lado, el CMA5 es el monto que se emplea para comparar con los beneficios de 5 años por diferencia de pagos (BET). Se acoge parcialmente los comentarios y se recomienda aclarar el numeral 9.4 (ahora 7.4), en los términos contenidos en el análisis Comentario 21 : Mejorar redacción de BEU En relación al numeral 9.6.2, señala que el nombre asignado al factor BEU no parece el más apropiado. Agrega que, de la expresión dada, puede deducirse que BEU es la participación de la demanda en el CMA. Por el nombre Sugerencias al Proyecto de Norma Página 41 de 101

44 utilizado, los Beneficios Totales de los Usuarios deberían ser la suma de los BEUBn más los Beneficios por las mejoras de confiabilidad que no son evaluadas en el procedimiento y sólo se aproximan como un valor proporcional a la Demanda. Asimismo, manifiesta que el propósito es repartir el CMA en proporción a los beneficios totales de los usuarios y generadores; sin embargo, esto no significa que la proporción obtenida sea el Beneficio Total de uno y otro. Finalmente, menciona que, tal vez un nombre más apropiado sería RPU: Responsabilidad de Pago de los Usuarios y RPG: Responsabilidad de Pago de los Generadores. Es correcto lo señalado por ELECTROPERU, dado que los valores obtenidos en la formulación del numeral del PROYECTO DE NORMA, son los porcentajes de participación del pago del CMA de las instalaciones, tanto de la demanda como de la generación y no son los beneficios en forma monetaria. Se acoge el comentario y se recomienda cambiar los términos BEU por CMAU% y BEG por CMAG% Comentario 22 : Incluir definición de CMAG Respecto del numeral 10.1, ELECTROPERU menciona que no se establece en ninguna parte del dispositivo la forma de calcular el CMAG. Recomienda incluir la definición del CMAG. No es estrictamente necesario definir la forma de calcular el CMAG dado que ello es un dato para este proceso, y se determina durante el proceso de fijación de tarifas. En todo caso, se aclara que CMAG es igual al producto de CMA por el porcentaje asignado a la generación (CMAG%) Se acoge el comentario. Se recomienda incluir la definición del CMAG en el numeral 10.1 (ahora 8.1) del PROYECTO DE NORMA Comentario 23 : Escritura coherente de BEUGn Respecto del numeral 12.1 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROPERU menciona que en el numeral 4.8 se define la nomenclatura CMAn como el VPN de los CMA producidos por n años, donde n es el número de años del período de evaluación considerado. Por lo tanto, agrega que, si se trata del VPN de los BEUG producidos por 4 años consecutivos, la nomenclatura debería ser BEUG4 para guardar coherencia con la definición 4.8. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 42 de 101

45 Es correcto lo mencionado por ELECTROPERU, conforme se puede verificar del análisis del numeral Se acoge el comentario y se recomienda modificar en el numeral 12.1 (ahora 9.1) del PROYECTO DE NORMA, BEUG por BEUG Comentario 24 : Recalcular BET G con los Generadores que superan el 1% Respecto del numeral 14.1 del PROYECTO DE NORMA, ELECTROPERU señala que debería incluirse el hecho de que el BET G debe ser recalculado considerando sólo aquellos que superan el 1% de participación. El concepto es correcto, no obstante el reajuste se debe realizar en el CMAGi de cada central y no en el beneficio; por tal razón, este numeral debe ser trasladado a la parte siguiente del cálculo del CMAG. Se acoge parcialmente el comentario y se recomienda corregir el numeral 14.1 para que se reajuste los CMAGi y, que se reubique como numeral Comentario 25 : Cambio de BEUGn por BET G En relación al numeral 14.2 del PROYECTO DE NORMA, menciona que debe reemplazarse BEUGn por BET G. Es correcto lo mencionado por ELECTROPERU dado que el reparto se realiza en proporción al BET y no al BEUGn. Se acoge el comentario. Se recomienda reemplazar BEUGn por BET G en el numeral 14.2 (ahora 10.2) del PROYECTO DE NORMA Comentario 26 : Cambio de BEUGn por BET G y aclarar si se reparte CMA o CMA5 En relación al numeral 14.3 del PROYECTO DE NORMA, menciona que debe reemplazarse BEUGn por BET G. Agrega que, persiste la duda si CMA se refiere al CMA o al CMA5. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 43 de 101

46 Es correcto la primera parte del comentario, por las mismas razones del análisis al comentario anterior. Respecto a la segunda parte del comentario, remitirse al numeral Se acoge el comentario. Se recomienda reemplazar BEUGn por BET G en el numeral 14.3 (ahora 10.2) del PROYECTO DE NORMA y aclarar que se reparte el CMA Comentario 27 : Cambio de BEUGn por BET G En relación al numeral 14.4 del PROYECTO DE NORMA, menciona que debe reemplazarse BEUGn por BET G. Es correcto el comentario, por las mismas razones del análisis en el numeral Se acoge el comentario. Se recomienda reemplazar BEUGn por BET G en el numeral 14.4 (ahora 10.2) del PROYECTO DE NORMA Comentario 28 : Contradicción de numeral 14.5 con numeral Señala que el numeral 14.5 del PROYECTO DE NORMA, está en contradicción con el numeral , en el que se muestra que el CMA G es repartido entre las centrales generadoras, no sólo en función a los BEUGn; sino también en proporción a su generación anual, lo cual corresponde al criterio de confiabilidad, según lo expresado en 14.3 y Es correcto lo señalado por ELECTOPERU, dado que le CMAG no se reparte en proporción a los beneficios BEUGn, por lo que se debe eliminar este numeral del PROYECTO DE NORMA. Se acoge el comentario y se recomienda eliminar el numeral 14.5 del PROYECTO DE NORMA. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 44 de 101

47 Comentario 29 : No se establecen fundamentos conceptuales. No mencionar PERSEO Señala que los Artículos 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14 y 17, referidos al procedimiento de cálculo de beneficios y determinación de pagos, no establecen los fundamentos conceptuales o teóricos ni los correspondientes procedimientos matemáticos de cálculo, sino, principalmente las formas cómo deben realizarse los cálculos con el modelo PERSEO. Al respecto manifiesta que, es necesario que la norma no haga mención al modelo PERSEO ni a ningún otro modelo computacional. Asimismo, agrega que, debe incluirse una disposición similar a la del numeral 17.2 referida a los medios a utilizar para los cálculos que correspondan para la aplicación de todas las disposiciones de la norma. Con respecto a la primera parte del comentario, se debe señalar que los fundamentos conceptuales exceden del alcance de la norma. Así mismo, dichos fundamentos se encuentran contenidos en el marco normativo de la transmisión y en los informes técnicos de referencia. Respecto a la segunda parte del comentario, es correcta la sugerencia de ELECTROPERU, por lo que es necesario sustituir toda referencia al modelo PERSEO por una palabra no comercial, tal como MODELO, la misma que debe definirse en el mismo PROYECTO DE NORMA. Se debe señalar que el modelo que se emplee en los cálculos debe tener las mismas características o superiores que las del modelo PERSEO y debe ser aprobado por el OSINERGMIN, teniendo en cuenta que es el mismo modelo que se emplea en los cálculos para las fijaciones tarifarias. Así mismo, dado que el desarrollo de un modelo de tales características y su proceso de aprobación requiere de un tiempo considerable, es pertinente que en tanto no se apruebe un modelo nuevo, se emplee el modelo PERSEO para efectos de la presente norma, lo cual debe señalarse mediante una Disposición Transitoria de la norma. Del mismo modo toda referencia a los archivos de salida del modelo PERSEO que estaban contenidos en el PROYECTO DE NORMA se debe trasladar a esta disposición transitoria. Se acoge parcialmente el comentario y se recomienda retirar la palabra PERSEO del cuerpo de la norma y, en su lugar, emplear MODELO, que debe definirse como: 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. Así mismo, se recomienda señalar, mediante Disposición Transitoria, que en tanto no se apruebe otro modelo, se empleará el PERSEO. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 45 de 101

48 Comentario 30 : Aclarar la periodicidad de asignación de responsabilidad de pago Menciona ELECTROPERÚ que la norma establece una designación de responsables del pago del CMA en base a una evaluación inicial, hecha a partir de la fecha prevista para la entrada en servicio del Elemento. En este sentido, considera que debería precisarse exactamente en la norma si los responsables son definidos al principio y se mantienen hacia adelante, o existe una redefinición periódica de responsables del pago en función a los beneficios que reciben del SST o SCT. Se debe recordar que, de acuerdo al Artículo 139º, inciso e), del Reglamento de la LCE, la asignación de pago entre la generación y la demanda se realiza por única vez; así mismo, el reparto al interior de los generadores se realiza en cada fijación tarifaria (4 años) o cuando lo solicita un interesado. En ese sentido, no es necesario que en la norma se establezca la periodicidad de revisión dado que ello ya está establecido en el marco regulatorio de mayor jerarquía. No se acoge el comentario Comentario 31 : Generadores Relevantes Menciona que, el procedimiento no establece las instalaciones para las que se aplicará el Título V Sobre el reparto de Pagos entre Generadores por el Criterio de Uso; sin embargo, agrega que, con la información disponible, el método parece involucrar a todas las centrales que están conectadas a un elemento, independientemente del uso real del elemento por la central, para lo cual presenta el gráfico que se muestra a continuación, sobre el cual señala que el generador G2 podría resultar pagando la línea a pesar que no la usa por que toda su energía la consume la demanda Zc G1 G2 Zc Se debe señalar que las centrales que deben pagar el Elemento mediante el criterio de uso, son las Generadoras Relevantes. De acuerdo al análisis contenido en el numeral anterior, dicho concepto se aclara. En efecto de la aplicación de este concepto, al ejemplo presentado por ELECTROPERÚ, la generación (G2) ubicada en la barra de la demanda no sería un Generador Relevante para el Elemento (línea de G1 a G2), si su potencia y generación es menor que la carga Zc por lo que no se le asignaría pago por ella. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 46 de 101

49 Se acoge el comentario y se recomienda aclarar la definición para Generadores Relevantes (numeral 4.20 del PROYECTO DE NORMA) Comentarios y Sugerencias de Enersur S.A. Enersur S.A. (en adelante ENERSUR ), mediante carta N ENR/ recibida con fecha 25 de abril de 2008, remitió sus opiniones y sugerencias al PROYECTO DE NORMA, dentro del plazo establecido. A continuación se resumen dichos comentarios y se muestran los análisis correspondientes Comentario 32 : Esperar la aprobación de norma de SGT Considera que OSINERGMIN no debería aprobar la metodología de asignación del SST y SCT, en tanto el MEM no apruebe la metodología aplicable al SGT, debido a que, es indispensable que la metodología para los diferentes sistemas de transmisión, sea conceptualmente la misma. Para el análisis de este comentario referirse al numeral 4.1.1, en el cual se concluye que no se acoge. No se acoge el comentario Comentario 33 : No considerar límite de 1% Respecto del numeral 9.2 del PROYECTO DE NORMA, ENERSUR considera que no se debe eliminar el beneficio de los usuarios cuyo beneficio por barra sea menor al 1% del BET, debido a que, podría implicar una disminución significativa al tratarse de muchas barras que agrupadas pueden sumar beneficios considerables. En este sentido, considera necesaria la eliminación del texto o el BEUBn de la demanda en una determinada barra. Para el análisis de este comentario referirse al numeral 4.1.2, en el cual se concluye que se acoge el comentario. Se acoge el comentario y se recomienda eliminar el numeral 9.2 del PROYECTO DE NORMA. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 47 de 101

50 Comentario 34 : No deducir el Ingreso Tarifario En relación al numeral 7.3 del PROYECTO DE NORMA, ENERSUR considera que no debe deducirse, del beneficio de la demanda, el ingreso tarifario generado en las líneas de transmisión, debido a que el Reglamento de Transmisión no señala la deducción de dicho ingreso tarifario. Por otro lado, menciona que los clientes finales no compran la energía que demandan a precio marginal. Agrega que no es la demanda la que ve los precios marginales, sino son los generadores. Para el análisis de este comentario referirse a los numerales y Respecto a que la demanda no compra energía a precios marginales, se debe mencionar que el procedimiento establecido es el mismo que se emplea para el caso de los SGT, que ha sido establecido en el Artículo 24º del Reglamento de Transmisión. Así mismo, se debe señalar que si bien los consumidores no observan la variabilidad de los precios marginales, los precios de generación que se trasladan a los Usuarios son un promedio de estos precios marginales. Del mismo modo, el Ingreso Tarifario, incluido en los Precios en Barra, conforme se calculado en las fijaciones tarifarias, se retorna al Usuario (vía reducción del peaje de transmisión), independientemente si estos pagan a precios marginales promedio o no. No se acoge el comentario Comentario 35 : Deducir el Ingreso Tarifario a la Generación ENERSUR señala que, en relación al comentario anterior, el ingreso tarifario debería mantener el mismo criterio tanto para la demanda como para la generación, es decir, sin el descuento de dicho ingreso tarifario en el beneficio de la demanda y de la generación o, en caso contrario, con el descuento del IT tanto para el Usuario como para el Generador. Para el análisis de este comentario referirse al numeral No se acoge el comentario. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 48 de 101

51 Comentario 36 : Reasignar pagos a la Demanda cuando no ingresa una central prevista ENERSUR manifiesta que es necesario incorporar un numeral en el cual se prevea que, en caso un generador no ingrese en la fecha programada, la asignación que le correspondería pagar no sea asumida por los otros generadores. En este sentido, propone un nuevo numeral 9.x. Para el análisis de este comentario referirse al numeral 4.1.4, en la cual se concluye que no se acoge el comentario. No se acoge el comentario Comentario 37 : Que la demanda pague los beneficios por confiabilidad Con respecto a los numerales 9.3 al 9.6, ENERSUR menciona que quienes se benefician por confiabilidad son los Usuarios, debido a que ellos requieren de un servicio continuo. Por lo tanto, concluye que el beneficio por confiabilidad debe ser pagado en su totalidad por los usuarios. Para el análisis de este comentario referirse al numeral 4.1.5, en el cual se concluye que no se acoge el comentario. Por otro lado, se debe mencionar que la construcción de un nuevo Elemento de transmisión no necesariamente brinda mayor confiabilidad a los Usuarios, sino que también puede brindar mayor confiabilidad a los generadores. Así mismo se debe señalar que no todas las instalaciones que se construyen por confiabilidad representan una inadecuada planificación, y que no todos los beneficios de una instalación provienen de los precios marginales sino que se justifican con el incremento de la confiabilidad; sobre este particular, se debe señalar que la decisión de la construcción de una línea obedece a un proceso de planificación en el cual se analizan diversas alternativas para seleccionar la mejor de ellas, en la que intervienen los diversos interesados, con lo que se garantiza su idoneidad. Por lo tanto, no se puede trasladar todo el pago por beneficios de mejora en confiabilidad a los Usuarios sino también a los Generadores, en cumplimiento de lo dispuesto en el Reglamento de Transmisión. No se acoge el comentario. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 49 de 101

52 Comentario 38 : Eliminar el criterio de confiabilidad para asignar la CMAG Sugiere que los numerales 14.2 al 14.6, deben ser modificados eliminando el criterio de confiabilidad, recomendando que se añada un solo numeral que asigne los valores de la CMAG. Para el análisis de este comentario referirse a los numerales 4.1.5, y No se acoge el comentario Comentario 39 : Generadores Relevantes Con respecto al criterio de uso (Título V), menciona que, debería establecerse una metodología concreta para identificar en forma indudable a los Generadores Relevantes para cada instalación. Para el análisis de este comentario referirse al numeral Se acoge el comentario y se recomienda aclarar la definición para Generadores Relevantes (numeral 4.20 del PROYECTO DE NORMA) Comentarios y Sugerencias de Kallpa Generación S.A. Kallpa Generación S.A. (en adelante KALLPA ), mediante correo electrónico del 3 de abril de 2008 y mediante carta N KG-268/08 recibida el 25 de abril de 2008, remitió sus opiniones y sugerencias al PROYECTO DE NORMA, dentro del plazo establecido. A continuación se resumen dichos comentarios y se muestran los análisis correspondientes Comentario 40 : No considerar SCT híbridos Considera como criterio general que, la regulación sólo debe incluir instalaciones del SCT de demanda o de generación, sin agregar conceptos como el de generación / demanda. El Artículo 139º prevé la existencia de los sistemas de transmisión asignados a la demanda, a la generación o ambos. Por consiguiente, es factible que Sugerencias al Proyecto de Norma Página 50 de 101

53 exista instalaciones del SCT que se clasifiquen como asignadas a la generación / demanda, sin que se pueda asegurar que ello no va a suceder en el futuro. Por su parte, el análisis legal contenido en el informe Nº GART concluye que de conformidad con el Artículo 139º del Reglamento de la LCE, OSINERGMIN se encuentra facultado a considerar casos híbridos como los de generación/demanda. No se acoge el comentario Comentario 41 : La norma es supletoria para los SCT Considera que en la norma se debe señalar expresamente que se trata de normas supletorias a los acuerdos entre las partes relacionados al pago por utilización de los SCT, debido a que la Ley 28832, prevé la construcción de instalaciones del SCT como producto de la libre iniciativa de los agentes del mercado. Se debe mencionar que de acuerdo al marco regulatorio previsto en la Ley 28832, la remuneración de las instalaciones del SCT no se efectúa únicamente por acuerdo de partes, sino que ello está facultado a la decisión de las partes únicamente cuando se trate de instalaciones que sirven aun Cliente Libre o a un Generador. En ese sentido la norma no es supletoria para todos los SCT. Por su parte, el análisis legal contenido en el informe Nº GART concluye que el PROYECTO DE NORMA tiene carácter supletorio únicamente para lo dispuesto en el primer párrafo del literal c) del Artículo 27.2 del la Ley N en que la compensación correspondiente es de libre negociación. Este último aspecto debe aclararse en el PROYECTO DE NORMA, dado que no se encontraba definido. Por otro lado, en el caso de los SCT de instalaciones que se construyan se remuneren acuerdos de libre negociación, al amparo de lo dispuesto en la Ley 28832, y se da el caso que un tercero se conecta, la remuneración de este tercero no es supletoria sino obligatoria, ya que es OSINERGMIN quien debe establecer las compensaciones que este tercero debe efectuar. Por su parte, el análisis legal contenido en el informe Nº GART concluye que, de acuerdo con el párrafo final del inciso c) del Artículo 27.2 de la Ley 28832, concordado con el inciso b) del mismo artículo, para aquellos casos de terceros que se conecten a las instalaciones del SCT bajo la regla del open access, estos se sujetan a regulación por parte de OSINERGMIN y la norma Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT se les aplica directamente y no en forma supletoria. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 51 de 101

54 Se acoge en parte el comentario y se recomienda aclarar en el Artículo 2º del PROYECTO DE NORMA que la norma es supletoria para el caso de las instalaciones de tipo SCTLN Comentario 42 : Esperar la aprobación de norma de SGT Considera KALLPA que el PROYECTO DE NORMA debe ser emitido una vez que el Ministerio de Energía y Minas haya establecido la metodología aplicable para el pago de las instalaciones del SGT, a fin de que ambas regulaciones mantengan coherencia en cuanto a metodologías y criterios utilizados. Para el análisis de este comentario referirse al numeral No se acoge el comentario Comentario 43 : No deducir el Ingreso Tarifario KALLPA señala que la deducción del ingreso tarifario del beneficio económico de los usuarios es ilegal e impracticable. Al respecto, menciona que, ni la Ley ni el Reglamento de Transmisión, establecen que la variación del ingreso tarifario debe sustraerse en el cálculo del beneficio, originando un sobrecosto inválido a los generadores. Asimismo, manifiesta que por principio de equidad, debería considerarse en el cálculo del beneficio, la deducción del ingreso tarifario asignado a la generación. Finalmente, agrega que la metodología propuesta no ha definido con certeza qué debe entenderse por el denominado ingreso tarifario de barra ni tampoco cómo debe calcularse. Para el análisis de este comentario referirse a los numerales 4.1.3, y No se acoge el comentario Comentario 44 : No considerar límite de 1% KALLPA menciona que la deducción del beneficio económico menor al 1% del beneficio económico total, es ilegal y discriminatoria. Al respecto señala que, la eliminación de este beneficio económico del cálculo no se encuentra prevista ni en la Ley ni en el Reglamento de Transmisión. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 52 de 101

55 Para el análisis de este comentario referirse al numeral Se acoge el comentario y se recomienda eliminar el numeral 9.2 del PROYECTO DE NORMA Comentario 45 : Que la demanda pague los beneficios por confiabilidad Manifiesta que la imposición de pago de una parte del mayor costo por confiabilidad de la transmisión a los generadores es inválida y no responde a la lógica del beneficio económico obtenido por estos. Agrega KALLPA que la mayor confiabilidad constituye una mejora de la calidad del servicio que beneficia directamente a la demanda y, por ende, debe ser asumida únicamente por ella. En este sentido, propone que deberían adecuarse los numerales 14.2 al 14.6 de la propuesta. Para el análisis de este comentario referirse a los numerales 4.1.5, 4.2.6, y No se acoge el comentario Comentario 46 : Reasignar pagos a la Demanda cuando no ingresa una central prevista Señala KALLPA que los costos de unidades de generación que no se conecten oportunamente, deben ser asumidos por la demanda. Agrega que, no sería válido que se obligue a los generadores que se encuentren en operación, a asumir los costos correspondientes a la falta de ingreso oportuno de su competidor. Finalmente, propone que se incluya una regla que prevea que en caso un generador no ingrese en la fecha programada, se traslade a la demanda la asignación de los costos del SGT. Para el análisis de este comentario referirse al numeral No se acoge el comentario. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 53 de 101

56 Comentario 47 : Generadores Relevantes KALLPA manifiesta que, es necesario precisar el concepto de Generadores Relevantes para aplicar el criterio de uso de instalaciones del SCT. Asimismo, considera necesario que se establezca una metodología para determinar de manera objetiva cuáles son los Generadores Relevantes que se considerarán para aplicar el criterio de uso. Para el análisis de este comentario referirse al numeral Se acoge el comentario y se recomienda aclarar la definición para Generadores Relevantes (numeral 4.20 del PROYECTO DE NORMA) Comentario 48 : Datos de oferta y demanda para los 5 años KALLPA señala que los beneficios económicos se calculan para un horizonte de evaluación de 5 años; sin embargo, la oferta y la demanda están definidas para un horizonte de solo 2-3 años en adelante si se toma los cálculos de OSINERGMIN de la Fijación Tarifaria. Esta pendiente el procedimiento a seguir para completar la oferta en el horizonte de estudio, donde se debe evitar la posibilidad de colocar el ingreso de centrales ficticias. Se debe mencionar que esta asignación de responsabilidad de pago forma parte del procedimiento para la fijación de tarifas de las instalaciones; como parte de dicho proceso tarifario las titulares deben presentar todo el sustento de la capacidad de generación, la cual será revisada y aprobada por OSINERGMIN, tanto para los fines de determinar el dimensionamiento del sistema a remunerar como la asignación de responsabilidad de pago. En ese sentido, no es necesario publicar otro procedimiento adicional para determinar las capacidades de generación. No se acoge el comentario Comentarios y Sugerencias de Luz del Sur S.A.A. Luz del Sur S.A.A. (en adelante LUZ DEL SUR ), mediante correo electrónico recibido el 3 de abril de 2008, remitió sus opiniones y sugerencias al PROYECTO DE NORMA, dentro del plazo establecido. A continuación se resumen dichos comentarios y se muestran los análisis correspondientes. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 54 de 101

57 Comentario 49 : Concepto Aguas Arriba LUZ DEL SUR menciona que la definición de Aguas Arriba contenida en el numeral 4.1 del PROYECTO DE NORMA no es precisa, recomendando que debe hacer referencia al sentido de la corriente. Agrega que, en base a lo indicado, un nuevo Elemento de transmisión mejora la condición de un generador ubicado Aguas Arriba, porque le permite un mejor camino a su energía producida; y mejora la condición de la demanda ubicada Aguas Abajo, porque le permite ampliar su volumen de abastecimiento. Para el análisis de este comentario referirse al numeral Se acoge el comentario. Se recomienda aclarar la definición de Aguas Arriba Comentario 50 : Corregir Yj-1 por Yj -1 Señala LUZ DEL SUR que, en la definición Distancia Eléctrica z entre las barras i y j (D ) del numeral 4.15 del PROYECTO DE NORMA, el número "-1" debe presentarse como exponente de "Yj". Es correcto, la fórmula en ese punto debe ser potencia y no resta. Se acoge el comentario y se recomienda modificar el numeral 4.15 (ahora 4.17) del PROYECTO DE NORMA de Yj-1 a Yj Comentario 51 : Indicar que se considere congestión en el modelo PERSEO. En relación al Artículo 7º LUZ DEL SUR señala que, en los casos que se use el PERSEO, deberá aclararse si su base de datos considerará la posibilidad de congestión en las redes. Sobre este aspecto, precisa que en la base de datos para determinar las tarifas en barra para mayo 2008 no se contempla la posibilidad de congestión. Los cálculos a realizar para determinar los beneficios deben obedecer al despacho económico sin ninguna distorsión; no obstante, si alguna norma de mayor jerarquía que el PROYECTO DE NORMA, señala lo contrario, este tendrá que acogerse a lo que señale dicha norma superior. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 55 de 101

58 Se acoge el comentario y se recomienda modificar el Artículo 7º de manera que, salvo disposición en contrario de una norma jerárquicamente superior al PROYECTO DE NORMA, los Precios en Barra empleados en los cálculos se deben basar en precios marginales, sin distorsiones artificiales (administrativas, operativas o regulatorias de carácter temporal o de otra índole) Comentario 52 : Considerar restricciones de capacidad y calidad en cálculos sin PERSEO Respecto del Artículo 8º del PROYECTO DE NORMA, en los casos que no se use el PERSEO, para la determinación de Fd y Fg deberá aclararse si se toma en cuenta las restricciones de capacidad (sobrecarga) y calidad (niveles de tensión). Conforme al análisis de oficio contenido en el numeral 5.5 del presente informe, no se requiere el cálculo sin modelo PERSEO, por lo que se retirará este numeral del PROYECTO DE NORMA. El comentario ya no tiene efecto, dado que se retirará el Artículo 8º del PROYECTO DE NORMA Comentario 53 : Eliminar término VPN de CMAn En relación al numeral 9.5 del PROYECTO DE NORMA, LUZ DEL SUR recomienda que se elimine el término VPN debido a que CMAn ya está en valor presente. Es correcto lo señalado por LUZ DEL SUR dado que por definición el CMAn es el valor presente de los CMA de n años, por lo que la expresión VPN de CMAn resulta redundante. Se acoge el comentario y se recomienda eliminar el término VPN del numeral 9.5 (ahora 7.5) del PROYECTO DE NORMA Comentario 54 : Mayor plazo para comentarios. Incluir Ejemplo. Hacer más sencillo el procedimiento LUZ DEL SUR sugiere que, dada la gran cantidad de variables involucradas y formulaciones matemáticas contenidas en el PROYECTO DE NORMA, se otorgue un mayor plazo para su análisis y evaluación. Asimismo, recomienda que, para un mejor entendimiento de las disposiciones contenidas en el Sugerencias al Proyecto de Norma Página 56 de 101

59 PROYECTO DE NORMA, se incluyan ejemplos prácticos. Propone que se busque un procedimiento más sencillo y de fácil aplicación. Respecto a la ampliación de plazo, ello no es factible, dado que el proceso de fijación de Peajes y Compensaciones para las instalaciones de los SST y SCT se inicia con la presentación de las propuestas tarifarias cuyo plazo vence antes del 01 de junio de Respecto al ejemplo, se debe mencionar que el método empleado para determinar los beneficios económicos se ha venido aplicando en las regulaciones anteriores, y que las mejoras introducidas en el PROYECTO DE NORMA no son complicadas. Con respecto al método para aplicar el criterio de uso, es pertinente incluir un ejemplo aplicativo en el apéndice del PROYECTO DE NORMA, que ilustre la forma de calcular la asignación de pago por este método, dado que su aplicación en nuestro medio es novedosa. Con respecto a la complejidad de los métodos, se debe mencionar que el tema en sí es complejo y a nivel mundial es un tema que continúa en discusión; en ese sentido, bajo esas restricciones se ha simplificado en todo lo posible el PROYECTO DE NORMA. Se acoge en parte el comentario y se recomienda incluir un apéndice en el PROYECTO DE NORMA en el que se consigne un ejemplo de la aplicación del método de uso Comentarios y Sugerencias de Red de Energía del Perú S.A. Red de Energía del Perú S.A. (en adelante REP ), mediante carta GN recibida el 03 de abril de 2008, remitió sus opiniones y sugerencias al PROYECTO DE NORMA, dentro del plazo establecido. A continuación se resumen dichos comentarios y se muestran los análisis correspondientes Comentario 55 : Que la norma alcance sólo a los SSTGD que no hayan sido asignados por OSINERGMIN REP señala que la norma sólo debe tener alcance en aquellas instalaciones SSTGD cuyo reparto entre la generación y la demanda no haya sido establecida por OSINERGMIN a la fecha de entrada de vigencia de la norma. Agrega que se debe considerar que se mantendrá el reparto de pago entre generación y demanda de las instalaciones que el OSINERGMIN haya realizado antes de la entrada en vigencia de la norma. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 57 de 101

60 La Ley 28832, en su Sexta Disposición Complementaria Final, ya establece la forma en que se van a determinar la proporción de pago de cada instalación existente antes de la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley, por lo que no es necesario que en el PROYECTO DE NORMA se redunde sobre el caso. Así mismo, se debe señalar que el criterio considerado en la mencionada Disposición Complementaria, para anclar la proporción de pago entre la generación y la demanda, no está condicionado a que OSINERGMIN haya establecido el pago entre generación y demanda, sino a la forma en que se han venido pagando tales instalaciones. No se acoge el comentario Comentario 56 : Que la norma alcance a los SSTG Señala REP que se debe precisar que la norma también tiene alcance para las instalaciones SSTG que hayan sido asignadas 100% a la generación. Sustenta su solicitud de precisión en el quinto párrafo de la parte introductoria de la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD. Es correcto lo mencionado por REP, en el sentido que el PROYECTO DE NORMA sí aplica a las instalaciones tipo SSTG; cabe precisar que para este caso, se aplica únicamente para el reparto de responsabilidad de pago al interior de los generadores. Se acoge parcialmente el comentario y se recomienda modificar el Artículo 2º del PROYECTO DE NORMA de manera que se precise que el PROYECTO DE NORMA aplica a los sistemas tipo SSTG únicamente para el reparto de responsabilidad de pago al interior de los generadores Comentario 57 : Que la norma alcance a los SSTGD que no hayan sido asignadas por OSINERGMIN. Señala REP que, en el numeral 5.2 del PROYECTO DE NORMA, se debe adicionar las instalaciones SSTGD cuyo reparto entre la generación y la demanda no haya sido establecida por OSINERGMIN a la fecha de entrada de vigencia de la norma. Respecto a la asignación de pago de las instalaciones de transmisión existentes antes de la entrada en vigencia de la Ley 28832, se debe mencionar que la Sexta Disposición Complementaria Final de dicha ley, Sugerencias al Proyecto de Norma Página 58 de 101

61 dispone que cada instalación de transmisión existen a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se vienen pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado. : Claramente se observa en la citada disposición que el criterio para anclar la proporción de pago entre la generación y la demanda no está condicionado a que OSINERGMIN haya fijado expresamente la asignación de pago de las instalaciones, sino a la forma en que se han venido pagando tales instalaciones. Por otro lado, es necesario recordar los antecedentes del marco regulatorio de la transmisión: - Hasta el 22 de diciembre del año , la remuneración de las instalaciones pertenecientes al Sistema Secundario de Transmisión (SST) obedecía a convenios entre el generador y el titular de dicha instalación. A partir de dicha fecha, la remuneración de las instalaciones pertenecientes al SST obedece a las tarifas de transmisión que fija OSINERGMIN, y a los convenios que se hayan suscrito antes del 22 de diciembre de 1999 y que se encuentren vigentes Desde entonces las empresas de transmisión han presentado sus propuestas tarifarias para fijación de tarifas y el OSINERGMIN ha aprobado las Tarifas y Compensaciones para los SST, durante los procesos regulatorios de los años 2000, 2001, 2002, 2003, 2004 y En todos estos procesos regulatorios, las resoluciones que aprobaron las Tarifas y Compensaciones, establecieron cargos específicos para las instalaciones para las cuales se contaban con estudios específicos y cargos generales para todas las demás instalaciones. - En ese sentido, el pago de todas las instalaciones de transmisión, hasta antes de la entrada en vigencia de la Ley (24 de julio de 2006), estaba previsto tanto en las regulaciones efectuadas por OSINERGMIN como en los contratos vigentes suscritos entre las partes antes del 22 de diciembre de En ese sentido, en merito a la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley todas las instalaciones del SST, existentes hasta antes del 23 de julio de 2006 se deben asignar a la generación y a la demanda en proporción al pago que venían efectuando hasta dicha fecha y no depende de que el OSINERGMIN haya fijado expresamente las tarifas para dicha instalación. 13 De acuerdo a la Ley que modificó al Artículo 62º de la LCE, cuyo texto disponía que Las compensaciones por el uso de las redes del sistema secundario de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía 14 De acuerdo a la Tercera Disposición Transitoria del D.S EM del , que modificó el Reglamento de la LCE, en concordancia con las modificaciones del Artículo 62º de la LCE que se efectuaron en mérito a la Ley Sugerencias al Proyecto de Norma Página 59 de 101

62 No se acoge el comentario Comentario 58 : Aclarar el cálculo del Ingreso Tarifario Sobre la asignación de pagos entre usuarios y generadores por beneficios (Título III del PROYECTO DE NORMA) con el modelo PERSEO, señala REP que en la norma no se han establecido los criterios para determinar el ingreso tarifario, recomendando se precise que dicho criterio se realizará conforme a los establecido en el Artículo 22º de la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD. Asimismo, recomienda que se especifique que, de acuerdo con el numeral 22.3 de dicha resolución, la asignación de responsabilidad de pago del ingreso tarifario, será efectuada por el COES, siguiendo el mismo procedimiento aplicado al Sistema Principal de Transmisión. Con respecto a la primera parte del comentario, es procedente los solicitado por REP, en el sentido que en el PROYECTO DE NORMA no se especificaba cómo se debía calcular el Ingreso Tarifario. En ese sentido, se debe aclarar que dicho Ingreso Tarifario se debe calcular conforme se calcula para el Sistema Principal de Transmisión, lo cual se menciona en el numeral de la Norma Tarifas. Respecto de la segunda parte del comentario, no corresponde a esta norma disponer la asignación de responsabilidad de pago del Ingreso Tarifario, dado que ello está previsto en la Norma Tarifas, numeral Se acoge parcialmente el comentario y se recomienda aclarar en el PROYECTO DE NORMA que 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; así como, en lo establecido en el Artículo 22º de la Norma Tarifas Comentario 59 : Aclarar el cálculo de Precios en Barra (Tb) Sobre la asignación de pagos entre usuarios y generadores por beneficios (Título III del PROYECTO DE NORMA) sin el modelo PERSEO, señala REP que se especifique cómo se determinará el Precio en Barra promedio (Tb), señalado en el numeral 8.1 de la norma. Conforme al análisis de oficio contenido en el numeral 5.5 del presente informe, no se requiere el cálculo sin modelo PERSEO, por lo que se retirará este numeral del PROYECTO DE NORMA. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 60 de 101

63 El comentario ya no tiene efecto, dado que se retirará el Artículo 8º del PROYECTO DE NORMA Comentario 60 : Redacción de fórmula de Asignación Filtrada Recomienda modificar la fórmula contemplada en el numeral 4.2 de la norma, debiendo quedar de la siguiente manera: Asimismo, recomienda modificar la definición del Pi, agregando que el pago anual será pagado en mensualidades determinadas mediante fórmulas de interés compuesto y la tasa de actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE. Respecto a la modificación de la fórmula, la propuesta de REP consiste en incluir los símbolos de multiplicación, lo cual es factible dado que aclara y despeja dudas sobre la aplicación de la misma. Por otro lado, se debe mencionar que el término Liquidación no corresponde incluirse en este caso dado que en las instalaciones de SSTG no está previsto efectuar liquidaciones conforme al Artículo 139º del Reglamento de la LCE. En ese sentido, se recomienda que la fórmula se modifique de la siguiente manera: CMAGi filtrado ( f (0,5 PPi + 0,5 CMAGi )) = = CMAG Por otro lado, es conveniente que la fórmula mencionada se traslade al final del Título IV a fin de que todas las formulas estén ubicadas de manera secuencial dentro del PROYECTO DE NORMA. Respecto a la segunda parte del comentario, no es factible lo solicitado por REP, dado que el objetivo de esta fórmula es únicamente efectuar el reajuste de la compensación que se asignará a cada generador para el siguiente año, con base en el nivel de pago anual asignado el año anterior; ello no requiere especificar cómo es que el generador estuvo pagando el año anterior dicho monto anual. Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar la fórmula de numeral 4.2 conforme a lo analizado y trasladar dicha fórmula al final del Título IV del PROYECTO DE NORMA. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 61 de 101

64 Comentario 61 : No incluir Área de Demanda 15 en numeral 11.2 Recomienda REP que se especifique, en el numeral 11.2 de la norma, que corresponde a las áreas de demanda, excepto el área de demanda 15. Conforme al análisis de oficio contenido en el numeral 5.5 del presente informe, no se requiere el cálculo sin modelo PERSEO, por lo que se retirará este numeral del PROYECTO DE NORMA. El comentario ya no tiene efecto, dado que se retirará el numeral 11.2 del PROYECTO DE NORMA Comentario 62 : Aclara ajuste por Asignación Filtrada Menciona REP que, en el numeral de la norma, se debe especificar cómo se realizará el reajuste del CMAGi mediante la aplicación del método de aplicación filtrada definido en el numeral 4.2 de la norma. Asimismo, señala que se especifique cómo se calcula cada término de la fórmula contenida en el numeral 4.2 de la norma (PPi y PAi). Es factible lo solicitado por REP, en el sentido que es necesario aclarar en el PROYECTO DE NORMA, la aplicación del concepto de Asignación Filtrada.. En ese sentido se recomienda que se traslade esta formulación al final del Título IV y se detalle los componentes de cada término de la manera siguiente: Donde: CMAG i filtrada = f x (0,5 x PP i + 0,5 x CMAG i ) CMAG i filtrada = Asignación Filtrada: pago anual asignado al generador i, por un Elemento del SST o SCT existente. (El pago anual será efectuado en mensualidades.) CMAG i = Pago anual calculado para el generador i, por un Elemento, antes de realizar ajuste por filtro. PP i = Pago Previo, por el Elemento en análisis, quiere decir, pago anual asignado en la fijación tarifaria anterior por OSINERGMI, al generador i, 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 a petición de parte. f = Factor que se aplica a todos los generadores i beneficiados por un Elemento para que la suma de los Sugerencias al Proyecto de Norma Página 62 de 101

65 pagos individuales resulte igual a la suma del CMAG del Elemento. El factor f satisface la ecuación siguiente: CMAGi filtrado = ( f (0,5 PPi + 0,5 CMAGi )) = CMAG Se acoge el comentario y se recomienda aclarar la formulación de Asignación Filtrada en los términos del análisis Comentario 63 : Entrada en vigencia de la norma Recomienda REP que se especifique la fecha en la cual entraría en vigencia la presente norma. La vigencia de las normas, si no se indica expresamente, se entiende al día siguiente de su publicación. Por otro lado, se debe recordar que, de acuerdo al Decreto Supremo EM, las tarifas que se fijen en el marco del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, modificado por dicho decreto, deben entrar en vigencia a partir del 1º de mayo de 2009, por lo que el PROYECTO DE NORMA debe aplicarse para dicha fijación tarifaria. En ese sentido, el PROYECTO DE NORMA se aplicará a partir del proceso de fijación de tarifas que se ha programado para la fijación de Peajes y Compensaciones que entraran en vigencia a partir de mayo de Se acoge el comentario y se recomienda incorporar en la resolución que publica la norma que se aplicará para el proceso de fijación de Peajes y Compensaciones de los SST y SCT que entrará en vigencia el 1º de mayo de Comentario 64 : Corregir textos referidos al SGT Recomienda que se corrija en la norma e informe técnico respectivo, los términos utilizados, debido a que deben corresponder únicamente a los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión. A manera de ejemplo, recomienda corregir: Los términos del SST y SCT de los cuadros 2-1 y 2-2 del informe Nº GART. En el numeral 2.2 se están utilizando los términos que corresponden al Sistema Garantizado. Las variables que conforman la fórmula de la asignación filtrada contenida en el informe Nº GART, usando los términos SST y SCT. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 63 de 101

66 Es correcto el comentario de REP en el sentido que, en los numerales mencionados, se hacia referencia a instalaciones del SGT cuando debería ser a instalaciones del SST y SCT. Se acoge el comentario y se corrigen los numerales mencionados por REP. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 64 de 101

67 5. Análisis de Oficio En este capítulo se incluye el análisis posterior del OSINERGMIN, respecto de algunos temas específicos del PROYECTO DE NORMA que ameritan modificarse y/o aclararse dado que contribuyen a los objetivos de la misma y no generan cambios en el fondo de la misma Sobre la Deducción de Ingresos Tarifarios Tal como se mencionó en el análisis de los comentarios alcanzados por algunos agentes, es necesario realizar una modificación en la forma de calcular los Ingresos Tarifarios que se deducen en el cálculo del Beneficio de los Usuarios. En la formulación contenida en la prepublicación del PROYECTO DE NORMA, se consideraba deducir el Ingreso Tarifario que cada barra del sistema aporta (como se muestra en las ecuaciones siguientes), es decir, para este caso se debería tener como dato de entrada el monto de ingreso Tarifario que cada barra de demanda paga. VAPc d, l = ( D ) 60 m, d, b * CMcb, m, d, l ITcb, m, d, l b= punta, media, base m m= 1 (1 + i) VAPs d, l = m= 1 ( Dm, d, b * CMsb, m, d, l ITsb, m, d, l ) 60 b= punta, media, base (1 + i) m Sugerencias al Proyecto de Norma Página 65 de 101

68 Al respecto, se debe tener en cuenta que el cálculo del Ingreso Tarifario se realiza primeramente por cada Elemento del sistema de transmisión y no por cada Barra. Por otro lado, en el cálculo de los beneficios se suman estos valores de VAPs y VAPc para todas las barras, por lo que en la práctica se estaría integrando nuevamente el Ingreso Tarifario, lo cual significa que no es necesario desagregar el Ingreso Tarifario por cada barra, sino que basta con conocer únicamente el monto total de Ingreso Tarifario. En ese sentido la fórmula para obtener los VAPs y VAPc quedaría de la siguiente manera: VAPc VAPs d, l d, l = = m= 1 ( Dm, d, b CMcb, m, d, l ) 60 b= punta, media, base m= 1 (1 + i) m ( Dm, d, b CMsb, m, d, l ) 60 b= punta, media, base (1 + i) Luego, es necesario deducir el Ingreso Tarifario total del beneficio total por diferencia de precios marginales-energía, conforme se muestra en la siguiente formulación, donde los subíndices c y s se refieren a cálculos hechos con y sin el Elemento l. BET D d = BEUB5 1 ITc ITs l l = = 60 m= 1 60 m= 1 ( ITs m ITc ) d, l l l ( ITcb, m, l ) b= punta, media, base m (1 + i) ( ITsb, m, l ) b= punta, media, base m (1 + i) 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. Cabe señalar que 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; así como, lo establecido en el Artículo 22º de la Norma Tarifas. Así mismo, se debe tener en cuenta que si el valor de BET D resulte negativo, se debe considerar igual cero, tal como se hace con el cálculo de los beneficios económicos de los generadores, de lo contrario se estaría acreditando un pago a la demanda por la transmisión. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 66 de 101

69 5.2. Valores menores que 1% Se considera necesario, además de la definición dada en la fórmula del Artículo 16º del PROYECTO DE NORMA, establecer el criterio que los generadores, cuyos factores de participación por Uso de Sistema son inferiores a 1%, se excluyan del pago. Para ello se recomienda agregar un numeral en el Artículo 15º del PROYECTO DE NORMA. En el Numeral 14.1 se decía que los generadores cuyo BEUGn era menor que 1% del BET G serían excluidos. Esto excluiría a los que podrían tener un beneficio grande por mejora de confiabilidad. Fue un error de redacción. Por lo que se recomienda corregir aclarando que el 1% esta relacionado con la porción asignada del CMAG a cada central generadora Aclaración y Adición de Nuevas Definiciones Dado que los beneficios económicos son de dos tipos: i) beneficios económicos por precios marginales-energía y ii) por mejoras en confiabilidad. Es necesario que las definiciones en la norma especifiquen claramente estos conceptos. Así mismo con el fin de que la redacción sea más clara, se recomienda agregar las definiciones de Beneficios económicos por precios marginalesenergía, BET G, BET D, CMA, CMAU, CMAUn y SPT y modificar las definiciones de BEUB, BEUG y BET, en los términos siguientes: Beneficios económicos por precios marginales-energía: Beneficios económicos que proporciona un Elemento por los cambios en los precios marginales y en los niveles de producción de los Generadores y niveles de consumo de los Usuarios. BEUG: Beneficio económico anual que genera un Elemento a una central generadora, por diferencia de precios marginales y/o diferencia en generación de energía. BEUB: Beneficio económico anual que genera un Elemento a una demanda ubicada en una barra, por diferencia de precios marginales y/o por diferencia en disponibilidad de consumo. BEUGn o BEUBn: Valor Presente Neto (VPN) de los BEUG o BEUB, respectivamente, por un período de n años futuros. Si el valor para una central generadora o barra de demanda es negativo, el Beneficio Económico se considera igual a cero. El VPN se calcula mediante fórmulas de interés compuesto y la tasa de Actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE. BET G : Suma de todos los BEUGn correspondientes a un Elemento. BET D : Suma de todos los BEUBn correspondientes a un Elemento menos el cambio en los Ingresos Tarifarios debido al Elemento. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 67 de 101

70 BET: Suma de BET D y BET G correspondientes a un Elemento. CMA: Costo Medio Anual de un Elemento. CMAG o CMAU: Costo Medio Anual asignado a los Generadores o a los Usuarios, respectivamente. 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. SPT: Sistema Principal de Transmisión. Así mismo, se recomienda que se eliminen las definiciones LMP, Compensación por Beneficios Económicos y Compensación por Mejoras de Confiabilidad, dado que no se emplean en el texto del PROYECTO DE NORMA. Del mismo modo, se recomienda que en la redacción del PROYECTO DE NORMA, se utilice el término beneficios económicos por precios marginalesenergía, cuando se trata de los beneficios que se derivan de los cambios en los precios marginales y, en la generación o consumo de energía, de manera que se diferencien de los beneficios económicos por mejoras en confiabilidad Sobre los archivos de Salida del Modelo PERSEO Por otra parte, conforme se ha visto en el literal b) del numeral 2.5 anterior, es apropiado emplear el modelo PERSEO, en tanto no se apruebe otro modelo de despacho económico. Al respecto, para el cálculo mediante el método de beneficios, se señala lo siguiente: Los valores Uc m,g,l y Us m,g,l (numeral del PROYECTO DE NORMA) están contenidos en los archivos de salida del PERSEO ICTsi000.csv e ICHsi000.csv, para las centrales térmicas e hidroeléctricas respectivamente. Los valores D m,d,b (numeral 7.3 del PROYECTO DE NORMA) son reportados en el archivo de PERSEO ENRBAsi.CSV. Los valores CMc b,m,d,l y CMs b,m,d,l (numeral 7.3 del PROYECTO DE NORMA) son reportados en el archivo de PERSEO CMBsi000.CSV. Los valores de la generación y demanda (numerales 7.5, 7.6.2, 10.3, y del PROYECTO DE NORMA) son reportados en los archivos del PERSEO EGHsi000.csv y ECTsi000.csv. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 68 de 101

71 5.5. No se requiere cálculo sin modelo PERSEO En vista que, el numeral 14.1 del Reglamento de Transmisión establece que el alcance del Plan de Transmisión incluye todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde inician las instalaciones que sirven en forma exclusiva a los Usuarios y hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación, se prevé que no se dará el caso de instalaciones del SCT que se necesiten asignar entre los Usuarios y Generadores y que no estén simuladas en el modelo de despacho (PERSEO). En ese sentido, no es necesario que se incluya, en el PROYECTO DE NORMA, el cálculo de beneficios económicos sin el modelo PERSEO, contenidos en el Artículo 8º y en el Artículo 13º, por lo que se recomienda eliminar estos Artículos y modificar el texto restante del PROYECTO DE NORMA, que hacía referencia a estos Modificación del Alcance del PROYECTO DE NORMA Dentro del alcance del PROYECTO DE NORMA se estaba considerando las instalaciones de tipo SCTPI (instalaciones comprendidas en el Plan de Inversiones); al respecto, no corresponde incluirse estas instalaciones; toda vez que, por definición el Plan de Inversiones se desarrolla para las instalaciones asignadas 100% a la demanda; por lo que no cabe realizar su asignación entre la demanda y la generación. Por consiguiente, se recomienda retirar del alcance del PROYECTO DE NORMA a las instalaciones tipo SCTPI. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 69 de 101

72 6. Conclusiones 1. De acuerdo con lo dispuesto el inciso al Artículo 139º del Reglamento de la Ley de concesiones Eléctricas, corresponde al OSINERGMIN definir el procedimiento para la asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda y la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, para las instalaciones del SST y SCT. 2. Con base al resultado del estudio conducido por OSINERGMIN y con base en los métodos que se han venido aplicando para la asignación de responsabilidad de pago de los SST generación/demanda existentes se ha desarrollado el PROYECTO DE NORMA de Procedimiento y Método para la Determinación del Beneficio que Proporcionan las Instalaciones del SST y SCT a los Usuarios y los Generadores, el mismo que se ha prepublicado mediante Resolución OSIINERGMIN Nº OS/D. 3. Se han recibido los comentarios y sugerencias al mencionado proyecto norma, luego del análisis de los mismos se han incorporado aquellos que contribuyen con los objetivos del PROYECTO DE NORMA. 4. En ese sentido, se recomienda publicar la mencionada norma. Sugerencias al Proyecto de Norma Página 70 de 101

73 7. Anexo A Comentarios y Sugerencias al PROYECTO DE NORMA Sugerencias al Proyecto de Norma Página 71 de 101

74 COMENTARIOS DE EGENOR Sugerencias al Proyecto de Norma Página 72 de 101

75 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 73 de 101

76 COMENTARIOS DE ELECTROANDES Sugerencias al Proyecto de Norma Página 74 de 101

77 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 75 de 101

78 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 76 de 101

79 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 77 de 101

80 COMENTARIOS DE ELECTROPERU Sugerencias al Proyecto de Norma Página 78 de 101

81 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 79 de 101

82 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 80 de 101

83 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 81 de 101

84 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 82 de 101

85 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 83 de 101

86 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 84 de 101

87 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 85 de 101

88 COMENTARIOS DE ENERSUR Sugerencias al Proyecto de Norma Página 86 de 101

89 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 87 de 101

90 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 88 de 101

91 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 89 de 101

92 COMENTARIOS DE KALLPA Sugerencias al Proyecto de Norma Página 90 de 101

93 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 91 de 101

94 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 92 de 101

95 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 93 de 101

96 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 94 de 101

97 COMENTARIOS DE LUZ DEL SUR Sugerencias al Proyecto de Norma Página 95 de 101

98 COMENTARIOS DE REP Sugerencias al Proyecto de Norma Página 96 de 101

99 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 97 de 101

100 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 98 de 101

101 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 99 de 101

102 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 100 de 101

103 Sugerencias al Proyecto de Norma Página 101 de 101