Norma. "Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión

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1 ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Norma "Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión Lima, julio de 2005

2 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD EXPOSICIÓN DE MOTIVOS Mediante la Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 11 de enero de 2003, se aprobó la Norma "Procedimientos para Fijación de Precios Regulados" (en adelante Norma ), en cuyo Anexo B se establece el Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión. Posteriormente, la Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 21 de setiembre de 2004, modificó el numeral 5.2 del Artículo 5 de la referida Norma y el Anexo B mencionado. Dicha modificación respondía a la necesidad de establecer un período mayor para llevar a cabo la regulación de los Sistemas Secundarios de Transmisión, a fin de optimizar los requerimientos de información y su procesamiento para el cálculo de las tarifas y compensaciones de los SST, además del hecho de que las principales variables que intervienen en la determinación de las tarifas de los SST mantienen una tendencia estable en el mediano plazo. Los cambios más resaltantes fueron, la modificación a cuatro (4) años de la vigencia de las tarifas, compensaciones y fórmulas de actualización respectivas, con excepción de las que resulten de la regulación correspondiente al año 2005, que se mantendrán vigentes sólo por dos años, es decir, desde mayo del año 2005 hasta abril del año Además, dicha Resolución OSINERG N OS/CD, dispuso en su Artículo 5, que los criterios, metodología y formularios para la presentación de los estudios técnicoeconómicos que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los SST, serán aprobados por el OSINERG, mediante resolución, antes del 30 de junio de 2005, con el fin de que los titulares de los SST utilicen criterios uniformes y una misma metodología en la elaboración de dichos estudios; mientras que, los formularios permitirán que la información que incide directamente en la regulación de los SST sea presentada de manera ordenada y estandarizada. Por otro lado, la Resolución OSINERG N OS/CD establece que los referidos estudios técnico-económicos deben ser presentados al OSINERG antes del 15 de enero del año anterior al de la regulación tarifaria. Mediante Resolución OSINERG N OS/CD, publicada en el diario El Peruano con fecha 28 de mayo de 2005, se dispuso la publicación del proyecto de norma, para que las empresas titulares de los SST e interesados, presenten sus opiniones y sugerencias a la misma. Hasta el 13 de junio de 2005, se recibieron las opiniones y sugerencias de los siguientes interesados: Luz del Sur S.A.A., Edecañete S.A., Edelnor S.A.A., Electrocentro S.A., Edegel S.A.A. y Electroandes S.A., así como del señor Maycoll J. Mendoza López. En consecuencia, habiéndose incorporado a la norma las opiniones y sugerencias que se encontraron pertinentes con los objetivos de la misma, es necesario aprobar y disponer su publicación, a fin de dar cumplimiento a lo dispuesto en la Resolución OSINERG N OS/CD. 2/160

3 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD Lima, 15 de julio de 2005 CONSIDERANDO: Que, mediante la Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 11 de enero de 2003, se aprobó la Norma "Procedimientos para Fijación de Precios Regulados" (en adelante Norma ), en cuyo Anexo B se establece el Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión ; Que, la Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 21 de setiembre de 2004, modificó el numeral 5.2 del Artículo 5 y el Anexo B de la referida Norma; debido a la necesidad de un período mayor para llevar a cabo el proceso de regulación de los Sistemas Secundarios de transmisión (en adelante SST ), a fin de optimizar los requerimientos de información y su adecuado procesamiento para el cálculo de las tarifas y compensaciones de los SST, adicionado a ello el hecho de que las principales variables que intervienen en la determinación de las tarifas de los SST mantienen una tendencia estable en el mediano plazo; Que, los cambios más resaltantes fueron, la modificación a cuatro (4) años de la vigencia de las tarifas, compensaciones y fórmulas de actualización respectivas, con excepción de las que resulten de la regulación correspondiente al año 2005, que se mantendrán vigentes sólo por dos años, es decir, desde mayo del año 2005 hasta abril del año 2007; Que, dicha resolución modificatoria dispuso en su Artículo 5, que los criterios, metodología y formularios para la presentación de los estudios técnico-económicos que sustenten las propuestas de fijación tarifaria de los SST, serán aprobados por el OSINERG, mediante resolución, antes del 30 de junio de 2005, con el fin de que los titulares de los SST utilicen criterios uniformes y una misma metodología en la elaboración de dichos estudios; mientras que, los formularios harán que la información que incide directamente en la regulación de los SST sea presentada de manera ordenada y estandarizada; Que, por otro lado, la resolución modificatoria establece que los referidos estudios técnico-económicos deberán ser presentados al OSINERG antes del 15 de enero del año anterior al de la regulación tarifaria; Que, en consecuencia, es necesario publicar la norma que establezca los criterios, metodología y formularios señalados, a fin de dar cumplimiento a lo dispuesto en la Resolución OSINERG N OS/CD; Que, conforme con lo señalado en el artículo 3 de la Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en Servicios Públicos, los Organismos Reguladores ejercen función normativa, que comprende la facultad exclusiva de dictar en el ámbito y materias de su competencia normas que regulen los procedimientos a su cargo, normas de carácter particular referidas a intereses, obligaciones y/o derechos de las entidades o actividades supervisadas o de sus usuarios; 3/160

4 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD Que, de conformidad con lo dispuesto en los Artículos 1 y 52, literal n), de su Reglamento General aprobado por Decreto Supremo N PCM, el OSINERG tiene el encargo de normar y regular las tarifas de generación, transmisión y distribución eléctrica aplicables a los usuarios del servicio público de electricidad, así como dictar las normas, reglamentos, resoluciones y/o directivas referidas a asuntos de su competencia; Que, conforme al Artículo 25 del Reglamento General del OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N PCM, constituye requisito para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte el OSINERG en cumplimiento de sus funciones, que sus respectivos proyectos hayan sido prepublicados en el Diario Oficial El Peruano, con el fin de recibir las opiniones y sugerencias de los interesados, los mismos que no tendrán carácter vinculante ni darán lugar a procedimiento administrativo; Que, tal como se dispone en el mencionado Artículo 25, la publicación del proyecto de norma se realizó el 28 de mayo de 2005 en el diario oficial El Peruano, en cumplimiento a lo dispuesto por la Resolución OSINERG N OS/CD, la cual incluyó una exposición de motivos y estableció el plazo dentro del cual se recibieron las opiniones y sugerencias de los siguientes interesados: Luz del Sur S.A.A., Edecañete S.A., Edelnor S.A.A., Electrocentro S.A., Edegel S.A.A. y Electroandes S.A., así como del señor Maycoll J. Mendoza López, habiéndose realizado el análisis respectivo en el Informe Técnico OSINERG-GAR/DGT y acogido aquellas que contribuyen al logro de los objetivos de la norma; Que, se ha expedido los Informes OSINERG-GAR/DGT y OSINERG-GART- AL , de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG, los cuales complementan la motivación que sustenta la decisión del OSINERG, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3, Numeral 4, de la Ley del Procedimiento Administrativo General; De conformidad con lo establecido en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, en la Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, en el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N PCM, en el Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento aprobado por Decreto supremo N EM, en el Decreto Supremo EM, en la Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas. SE RESUELVE: Artículo 1.- Apruébese la norma "Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión. Artículo 2.- Los módulos estándares de líneas y subestaciones y el procedimiento para determinar el Costo de Operación y Mantenimiento, a utilizarse en aplicación de la "Criterios, Metodología y Formularios para la Presentación de Propuestas Tarifarias de los SST, serán prepublicados antes del 30 de agosto de 2005, a fin que los interesados puedan presentar sus correspondientes opiniones y sugerencias. Dichos módulos y el procedimiento para determinar el Costo de Operación y Mantenimiento, serán aprobados por el OSINERG, mediante resolución, antes del 31 de octubre de Artículo 3.- La presente Resolución entrará en vigencia al día siguiente de su publicación en el Diario Oficial El Peruano. 4/160

5 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD Artículo 4.- La presente resolución, la Norma y su exposición de motivos deberán ser publicadas en el Diario Oficial El Peruano, y junto con el informe OSINERG-GART/DGT en la página WEB del OSINERG: ALFREDO DAMMERT LIRA Presidente del Consejo Directivo OSINERG 5/160

6 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD Norma Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión CONTENIDO TITULO I TITTULO II DISPOSICIONES GENERALES CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS SST CAPITULO PRIMERO CAPITULO SEGUNDO CAPITULO TERCERO CAPITULO CUARTO CAPITULO QUINTO CAPITULO SEXTO CAPITULO SEPTIMO CAPITULO OCTAVO Proyección de la Demanda Determinación del Sistema Económicamente Adaptado Costos de Inversión de Líneas y Subestaciones de Transmisión Costos de Operación y Mantenimiento Determinación de los Factores de Pérdidas Marginales (FPM) e Ingresos Tarifarios (IT) Determinación de Peajes Determinación de Compensaciones Mensuales Factores de Actualización TITTULO III FORMULARIOS Y MEDIOS CAPITULO PRIMERO CAPITULO SEGUNDO CAPITULO TERCERO CAPITULO CUARTO CAPITULO QUINTO CAPITULO SEXTO Generalidades Formularios de Demanda Formularios del Sistema Económicamente Adaptado (SEA) Formularios de Costos de Inversión Formularios de Costos de Operación y Mantenimiento Formularios de Tarifas y Compensaciones 6/160

7 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD TITULO I DISPOSICIONES GENERALES Artículo 1º.- Objetivos y Alcance 1.1. Establecer los criterios y metodología para la elaboración de los estudios que sustenten las propuestas de determinación de los Peajes y Compensaciones por el servicio de transmisión de los SST, a ser presentados por los respectivos titulares Establecer los formularios, plazos y medios para la presentación de propuestas tarifarias de los SST 1.3. La presente norma es de aplicación a cada uno de los SST del país. Artículo 2º.- Base Legal - Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ) y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N EM. - Decreto Supremo EM, publicado el 25 de setiembre de Procedimiento para fijación de precios regulados, aprobado por la Resolución OSINERG N OS/CD. - Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. - Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos. - Reglamento de la Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, aprobado por Decreto Supremo N PCM. - Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aprobado por Decreto Supremo N PCM. - Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General. - Decreto Supremo EM.- Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas. - Resolución Ministerial N EM/VME.- Reglamento de Seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector Electricidad. - Resolución Ministerial N EM/VME.- Código Nacional de Electricidad-Suministro. - Reglamento Nacional de Construcciones. - Decreto Supremo N EM.- Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. 7/160

8 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD - Resolución Directoral N EM/DGE.- Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados. En todos los casos, se incluye las normas modificatorias, complementarias y conexas a los dispositivos citados; y las normas que los modifiquen o sustituyan. Artículo 3º.- Definiciones 3.1. Barra: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar y/o retirar energía eléctrica Barra de Referencia de Generación: Para la venta de energía a suministros a que se refiere el Artículo 43º, inciso c) de la LCE, las barras ó subestaciones de referencia son aquellas indicadas en las resoluciones de fijación de Tarifas en Barra y por lo tanto son aquellas en donde se conocen explícitamente los precios de barra ó se conoce el procedimiento para poder calcular los precios de barra Cliente Regulado: Es el agente que compra energía eléctrica para suministros a que se refiere el Artículo 43º, inciso c), de la Ley de Concesiones Eléctricas Cliente Libre: Cliente sujeto a un régimen de libertad de precios, según lo señalado en el Artículo 8 de la Ley de Concesiones Eléctricas COES-SINAC: Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Peaje: Es el pago que devenga el propietario de las instalaciones de transmisión y transformación por permitir el uso de dichas instalaciones para la conducción de potencia y energía eléctrica por parte de terceros. El Peaje remunera el cargo complementario al ingreso tarifario necesario para completar la suma del costo de inversión, operación y mantenimiento de las referidas instalaciones Pérdidas Marginales de Transmisión de Energía: Las pérdidas de energía que se producen en el sistema de transmisión por retiro de una unidad adicional de energía de carga, en una determinada Barra del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Corresponde a la derivada de la curva de pérdidas de energía Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta: Son las pérdidas de potencia que se producen en el sistema de transmisión por retiro de una unidad adicional de potencia, en una determinada Barra del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Corresponde a la derivada de la curva de pérdidas de potencia, en el momento de la demanda máxima simultánea del sistema Punto de Suministro o Entrega: Es la barra, subestación o lugar donde se entrega la electricidad al cliente SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. 8/160

9 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD SET: Subestación de Transmisión MAT/AT/MT, MAT/AT, AT/AT, AT/MT, entre otras SED: Subestación de Distribución Artículo 4º.- Contenido Mínimo de los Estudios 4.1. Los estudios técnico-económicos a ser presentados por los titulares como sustento de las propuestas de Fijación de los Peajes y Compensaciones de sus SST, deben comprender como mínimo lo siguiente: - Proyección de Demanda de potencia y energía por barras. - Determinación de la expansión de los sistemas de transmisión según el criterio de Sistema Económicamente Adaptado. - Determinación de los Costos de Inversión, según los costos de módulos estándares establecidos por el OSINERG. - Determinación de los Costos de Operación, Mantenimiento y Gestión anual de las redes de transmisión, según el procedimiento estándar establecido por el OSINERG. - Determinación de los Ingresos Tarifarios y Factores de Pérdidas Marginales. - Determinación de Compensaciones y Peajes Secundarios; asi como la forma de asignación de los mismos. - Determinación de las Fórmulas de Actualización de Peajes El estudio se inicia con la proyección de las demandas de potencia y energía para un periodo de 15 años, luego de lo cual se procede a diseñar el Sistema Económicamente Adaptado (SEA), bajo los principios de adaptación a la demanda, a fin de garantizar la calidad del servicio y mínimo costo para los usuarios Tomando como información inicial, los módulos estándares de inversión y el procedimiento estándar para determinar costos de operación y mantenimiento aprobados por el OSINERG, se analizan técnica y económicamente diversas alternativas, de manera que se obtenga el SEA de mínimo costo total (Inversión+COyM+Pérdidas) para el año final del periodo de estudio (año 15), luego de lo cual se debe calcular el nivel de confiabilidad, verificando si cumple con las Normas de Calidad Para la determinación del SEA, se deberá evaluar en forma conjunta los diferentes componentes del sistema de Muy Alta Tensión (en adelante MAT ), Alta Tensión (en adelante AT ) y Media Tensión (en adelante MT ) Luego se determina secuencialmente el SEA para los años intermedios 1, 2, 3, y así sucesivamente hasta el año 14, tomando como punto de partida la red del año inicial del estudio, definiendo el desarrollo 9/160

10 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD progresivo de la red, tomando siempre como objetivo alcanzar el SEA del año 15, previamente definido Una vez definido el equipamiento del SEA para un periodo de 15 años, se calculan los costos de inversión de líneas de transmisión, SET s, centros de control y telecomunicaciones, aplicando los costos de los módulos estándares establecidos por el OSINERG y, se calculan sus respectivos costos de operación y mantenimiento según el procedimiento estándar establecido por el OSINERG. Para estos fines, las líneas de transmisión pueden dividirse en tramos de características comunes a fin de aplicar a cada tramo el módulo que le corresponda Paralelamente al cálculo de los costos de inversión y de operación y mantenimiento, se efectúan los cálculos de Ingresos Tarifarios y de Factores de Pérdidas para el SEA seleccionado, los que finalmente permiten culminar el proceso de cálculo de Peajes Secundarios o Compensaciones y los factores de las Fórmulas de Actualización Las actividades señaladas se enlazan secuencialmente en el proceso de cálculo de las tarifas y compensaciones para los SST, de acuerdo al flujograma que se muestra en el siguiente Gráfico 1. Gráfico 1 FLUJOGRAMA DEL PROCESO DE CÁLCULO DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN Proyección de la Demanda Total y por SET`s Información Básica de Instalaciones de Transmisión Información Básica de Operación y Mantenimiento Criterios de Confiabilidad Propuesta de Equipamiento del SEA Periodo de 15 años Costos de Inversión de: - Líneas de Transmisión - Subestaciones - Centro de Control y Telecomunicaciones Periodo de 15 años Cálculo de Factores de Pérdidas Costos de Operación y Mantenimiento Periodo de 15 años Cálculo de Ingresos Tarifarios Periodo de 15 años Cálculo de Compensaciones y/o Peajes y Factores de Actualización 10/160

11 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD TITULO II CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS SST CAPITULO PRIMERO Proyección de la Demanda Artículo 5º.- Criterios Generales para Elaborar la Proyección de la Demanda 5.1. Se deberá realizar la proyección de las ventas de electricidad, sin incluir las pérdidas en baja tensión ni en media tensión, las que, para el dimensionamiento del SEA, serán agregadas de acuerdo con lo establecido en el numeral 12.4 del Artículo 12 de la presente norma Los criterios generales a aplicarse para elaborar la proyección de la demanda eléctrica son: El periodo de proyección es de 15 años, a partir del mes y año de vigencia de la fijación de tarifas Las proyecciones deben ser elaboradas de manera sustentada y documentada mediante métodos y modelos de proyección que tomen en cuenta las estadísticas de consumo histórico de electricidad, la evolución de la población, la evolución del número de clientes, índices macroeconómicos relevantes y desarrollo urbano y otros pertinentes que expliquen adecuadamente el comportamiento de la demanda eléctrica. Las empresas de transmisión, que no realicen actividades de distribución, emplearán la proyección de demanda de aquellas empresas distribuidoras que se alimenten desde su SST Las demandas de potencia y energía eléctrica deben ser pronosticadas para el total del Sistema y para cada nivel de tensión del SST El agregado de las proyecciones de demanda por barra debe ser consistente con la proyección de la demanda total Las proyecciones de demanda por barras deben tener en cuenta la característica y evolución de los diferentes grupos de consumidores que son atendidos desde cada barra. En general, debe desagregarse entre consumidores regulados y clientes libres, indistintamente de la empresa suministradora. Igualmente, deben considerar la evolución de la demanda del sector urbano Las cargas de clientes libres, deben ser tratadas de manera independiente, reconociendo el comportamiento particular de sus consumos, para lo cual las empresas deberán realizar encuestas a los 11/160

12 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD clientes libres que se alimenten a través de su SST, mediante el respectivo suministrador del servicio eléctrico a dicho cliente libre El alcance del SST estará restringido al límite del área de concesión de los sistemas de distribución y siempre que se encuentren conectados eléctricamente al SEIN Los proyectos de expansión de distribución de la energía eléctrica previstos dentro del área de concesión deberán ser debidamente sustentados mediante los planes de desarrollo de las Empresas Concesionarias o de las entidades de desarrollo nacional como la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas, Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales y otros Los proyectos de inversión nuevos que involucren incremento de demanda, deberán estar sustentados mediante compromisos de inversión, solicitudes de factibilidad de suministro, o estar considerados en las proyecciones de demanda utilizadas por el OSINERG en los cálculos de fijación de las Tarifas en Barra El titular de un SST deberá tomar en cuenta la proyección de la demanda utilizada por el OSINERG para la fijación de tarifas de los SST de las empresas que inyectan o retiran energía del SST de dicho titular. Artículo 6º.- Criterios Específicos para la Proyección de la Demanda Los criterios específicos a considerar, para la proyección de la demanda, son los siguientes: - Disponibilidad de datos históricos. - Precisión de la proyección. - Objetivo de la proyección. - Análisis final de la proyección. Artículo 7º.- Disponibilidad de Datos Históricos 7.1. Los métodos utilizados comúnmente para la proyección de la demanda, según la disponibilidad de datos históricos, son: Métodos Causales Los métodos de proyección causales (como por ejemplo el econométrico), parten del supuesto de que el grado de influencia de las variables que afectan al comportamiento del mercado permanece estable, para luego construir un modelo que relacione ese comportamiento con las variables que se estima son las causantes de los cambios que se observan en el mercado. 12/160

13 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD Métodos de Series de Tiempo Los métodos de series de tiempo (de tendencias), se utilizan cuando el comportamiento que asuma el mercado a futuro puede determinarse en gran medida por lo sucedido en el pasado, y siempre que esté disponible la información histórica en forma confiable y completa. Esto se cumple mayormente en localidades o zonas con crecimiento básicamente vegetativo. Cualquier cambio en las variables que caracterizaron a un determinado contexto en el pasado, como una recesión económica, una nueva tecnología o un nuevo producto sustituto entre otros, hace que pierdan validez los modelos de este tipo. Sin embargo, es posible ajustar en forma subjetiva una serie cronológica para incluir aquellos hechos no reflejados en los datos históricos Métodos de Carácter Subjetivo Los métodos de carácter subjetivo se basan principalmente en opiniones de expertos. Su uso es frecuente cuando no se dispone de todos los antecedentes mínimos necesarios o cuando los datos disponibles no son confiables para predecir algún comportamiento futuro. Los antecedentes históricos serán variables referenciales para el análisis de la proyección, por lo que se usarán los métodos de proyección como técnicas complementarias antes que como alternativas estimativas certeras Para la validación de los resultados de la proyección de la demanda eléctrica, se considerará los siguientes criterios: El método de tendencias aplicable cuando se cuente con una serie de datos históricos de 10 años como mínimo. Si se dispone de series más cortas, las empresas deberán tener en cuenta esta limitación, al definir la validez de la proyección resultante por este método, mediante la comparación con lo obtenido por otro método, con miras al ajuste final que debe hacerse al respecto El método econométrico es aplicable para series históricas de 20 datos como mínimo, tanto de las variables independientes, como de la demanda. De manera similar al caso anterior, si se dispone de series más cortas, las empresas deberán tener en cuenta esta limitación, al definir la validez de la proyección resultante por este método, mediante la comparación con lo obtenido por otro método, con miras al ajuste final que debe hacerse al respecto Las series de datos históricas podrán ser corregidas para considerar hechos atípicos debidamente sustentados. Estas correcciones deberán ser debidamente sustentadas con los cálculos y/o documentación correspondiente Para la consideración del método econométrico, la correlación histórica entre la demanda y las variables independientes seleccionadas, así 13/160

14 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD como la proyección a futuro de dichas variables, se deberá sustentar mediante métodos estadísticos que incluyan las pruebas estadísticas necesarias. Artículo 8º.- Precisión de la proyección 8.1. El modelo de proyección de la demanda eléctrica seleccionado deberá ser aquel que presente el mejor resultado en las pruebas estadísticas de bondad y precisión Se deberá considerar un ancho de variación de las tasas de crecimiento obtenidas, contemplando: - Valor más probable o moderado. - Valor optimista (máximo) - Valor pesimista (mínimo) Estos valores se definirán como resultado de la comparación y ajuste final de los resultados obtenidos por los métodos empleados, los cuales en este sentido son complementarios antes que alternativos. Artículo 9º.- Objetivo de la proyección Obtener la información desglosada de acuerdo a: 9.1. Por zona geográfica. Dentro del proceso de proyección de la demanda, es indispensable tener en cuenta hacia donde pueden desarrollarse las ciudades horizontalmente (nuevas habilitaciones urbanas); así como las zonas en que puede haber un cambio en el uso del terreno (zonificación), tales como cambio de residencial a comercial, de comercial a industrial, zonas residenciales multifamiliares (crecimiento vertical), etc. Esta información se encuentra normalmente dentro de los planes de evolución, desarrollo o planificación urbana, que tienen o deben tener los gobiernos locales Por barra según el nivel de tensión MAT, AT y MT. La proyección de la demanda debe determinarse para cada una de las barras en los diferentes niveles de tensión de cada SET, de tal modo que permita su uso en el cálculo de flujos de potencia necesario para las demás etapas de determinación de las tarifas y compensaciones de los SST. Artículo 10º.- Análisis Final de la proyección Es necesario un análisis final para compatibilizar la proyección de la demanda global con la suma de las demandas por zonas. 14/160

15 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD En lo posible, las tasas que se usen deben ser compatibles o responder a los parámetros correspondientes al uso de la tierra, antes que por datos históricos y respectivas curvas de tendencia De acuerdo con esto, los criterios a utilizar para el ajuste final de la proyección son: Comparación de los resultados obtenidos con los planos de zonificación elaborados por las Municipalidades o entidades pertinentes. En los casos que los datos de estas entidades no sean confiables, la empresa podrá emplear su propia información debidamente sustentada. En principio se deberá distinguir los siguientes tipos de zona (zonificación): - Residencial baja densidad - Residencial media densidad - Residencial alta densidad - Residencial muy alta densidad - Comercial media densidad - Comercial alta densidad - Industria taller - Industria liviana - Industria mediana - Industria pesada Para cada uno de los tipos de zona se establece un rango de densidad de carga, teniendo como base los resultados obtenidos de la zonificación geográfica de la demanda (proyección espacial de la demanda) Comparación con otras localidades o zonas con las mismas características para confrontar resultados Finalmente, y de manera especial, para salvar algunas deficiencias en la información, se podrá aplicar el criterio de similitud histórica, para detectar aspectos y resultados que son dudosos para el sentido común. Artículo 11º.- Metodología a Utilizarse Se considerará como técnica válida para el modelo de proyección de demanda la que considera las siguientes etapas: Definición de la información requerida: - Mediciones de demanda en alimentadores, SED y SET. 15/160

16 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD - Ventas de energía, distinguiendo en lo posible usuarios residenciales, comerciales, industriales, rurales, alumbrado público y otros. - Evolución de factores de carga y pérdidas de energía. - Crecimiento del número de usuarios. - Crecimiento de los principales componentes del sistema: potencia instalada en SED y longitud de redes. - Crecimiento de la población. - Evolución del índice de electrificación. - Evolución del consumo/usuario residencial. - Crecimiento del Producto Bruto Interno (PBI). - Nuevas cargas especiales a incorporarse en el sistema eléctrico. - Planos de densidades de cargas División de los datos históricos de carga en Componentes, Sectores o Tipos - Clientes regulados - Clientes libres - Por determinados factores independientes: utilización de la energía, uso del terreno, densidad poblacional, etc Análisis de los datos históricos de los componentes o tipos de carga definidos, para establecer tendencias y parámetros estadísticos Para la aplicación de los métodos (econométrico o tendencial) se recomienda lo siguiente: Método de Tendencia, se considerará diferentes curvas de ajuste, las tendencias de comportamiento histórico y proyección futura de la demanda, y los correspondientes parámetros para el análisis estadístico correspondiente Método Econométrico, se efectuará este análisis para diferentes combinaciones de las variables independientes consideradas y su correlación con el comportamiento de la demanda Selección del mejor ajuste para cada componente La selección del mejor ajuste, se debe basar en el resultado de las pruebas estadísticas necesarias. 16/160

17 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD Eliminación de datos atípicos, sobre la base del conocimiento de sucesos o situaciones particulares o periódicos que expliquen dichos datos Consideración de tasas de crecimiento variable, de acuerdo al comportamiento esperado del mercado, en aspectos tales como: - Evolución del coeficiente de electrificación. - Políticas de reducción de pérdidas. - Fuentes alternativas de energía. - Cambios notables en variables econométricas Proyección por separado de cada componente o tipo de carga. Basándose en las tasas de crecimiento definidas en los pasos anteriores, para cada componente o tipo de carga (doméstico, comercial, industrial, etc.), se proyecta la demanda correspondiente para los próximos 15 años Ajuste de la proyección efectuada por el método de tendencias y el método econométrico El ajuste final de la proyección global de la demanda de energía dependerá principalmente de la cantidad y calidad de los antecedentes disponibles, así como de los resultados esperados La efectividad del ajuste final, se evaluará en función de lo que los métodos utilizados aporten en cuanto a precisión, sensibilidad y objetividad Las principales consideraciones para el ajuste final, es decir la decisión del ritmo (tasa de crecimiento, tendencia o similar) y la forma más probable en que se desarrollará la demanda, son las siguientes: a b c d e f Posibilidad de eventos que no hayan ocurrido anteriormente: - Desarrollo de nuevas tecnologías. - Incorporación de competidores. - Variación de políticas económicas. - Fenómenos migratorios. Presentación de la información desglosada por zona geográfica o tipo de consumo. Calidad de los datos que sirvieron de base para la proyección. Sustento adecuado de las variables escogidas. Aplicación del concepto de similitud histórica, para detectar aspectos y resultados que sean dudosos para el sentido común. Adicionalmente, a fin de confirmar los resultados se realizará la comparación con otros sistemas de similares características, pudiéndose para ello consultar mediante la realización de focus-group 17/160

18 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD con especialistas, tanto de dentro como de fuera de la empresa para la cual se hace la proyección de demanda Corrección de la proyección para considerar cargas puntuales o concentradas conocidas y sus respectivas tendencias o planes de crecimiento. Para este tipo de cargas, especialmente para los llamados clientes libres, se considerará lo siguiente: Para clientes existentes, realizar encuestas personificadas para conocer sus planes y en consecuencia la proyección de su demanda futura Para nuevas cargas se considerarán los siguientes casos: - Cargas consideradas en el Estudio de Fijación de las Tarifas en Barra vigente en su oportunidad, aprobado por el OSINERG. - Solicitudes de factibilidad de suministro para nuevas cargas. - Conocimiento, por otras fuentes, de potenciales cargas futuras Recomposición de la proyección global recombinando las proyecciones de los componentes o tipos de carga. Integrar la proyección de cada componente, para obtener la proyección de demanda total del sistema en estudio Proyección Espacial de la Demanda. Con el objeto de obtener la proyección de demanda por zona geográfica, se debe definir la tasa de crecimiento correspondiente hasta el nivel que la información lo permita: barra de MT o SED, partiendo de la tendencia histórica de la carga en dicho nivel y/o por tipo de carga y en concordancia con la proyección global definida. De esta manera, se obtendrá mapas de densidad de carga, tanto para el primer año como para los años intermedios, hasta el año 15; lo cual servirá para los análisis de potencia óptima de SET (en función de la densidad de carga) y para calcular la carga por barra de MT, AT y MAT, con miras a los análisis de flujos de carga en el sistema Tabulación de la proyección final por tipo, área y otra característica que requiera el uso que se dará a la proyección de la demanda. En el caso específico que nos ocupa, por barra según el nivel de tensión MT, AT y MAT, por ejemplo Validar la Proyección con los Criterios establecidos anteriormente Dependiendo de los resultados obtenidos, se deberá reconsiderar los Índices de Crecimiento Global y/o por zonas típicas, para compatibilizar los resultados En el flujograma que se muestra a continuación se resume la metodología descrita. 18/160

19 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD Gráfico 2 Flujograma de la Metodología para la Proyección de la Demanda INFORMACION REQUERIDA Mediciones Ventas de Energía Factores de Carga Crecimiento de Número de Usuarios Potencia Instalada en SED`s Longitud de Redes Crecimiento de Población Indice de Electrificación PBI DIVISION DE DATOS HISTÓRICOS EN COMPONENTES O SECTORES Clientes Regulados Clientes Libres Tipos de Carga: Uso de terreno, densidad poblacional. ANALISIS ESTADÍSTICO POR TIPO DE CARGA Tendencias Correlación Desviación Standard SELECCIÓN DEL MEJOR AJUSTE POR TIPO DE CARGA Pruebas estadísticas Eliminación de Datos Atípicos Tasas de Crecimiento Variable PROYECCION DE DEMANDA POR COMPONENTE AJUSTE DE LA PROYECCION Método de Tendencias Vs. Método Econométrico Posibilidad de eventos inéditos Presentación de Información por zona geográfica Calidad de datos de base Sustento de variables seleccionadas Similitud histórica Opinión de especialistas Continúa 19/160

20 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD Viene CORRECION DE PROYECCION CON CARGAS PUNTUALES O CONCENTRADAS EXISTENTES Y NUEVAS RECOMPOSICION DE LA PROYECCION GLOBAL A PARTIR DE LOS COMPONENTES PROYECCION ESPACIAL DE LA DEMANDA TABULACION DE LA PROYECCION POR: Tipo de carga Zona geográfica Barra de AT y MAT VALIDACION DE LA PROYECCION SEGÚN CRITERIOS ESTABLECIDOS COMPATIBILIZACION DE RESULTADOS Eventual conexión de índices de crecimiento global y/o por zonas geográficas 20/160

21 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD CAPITULO SEGUNDO Determinación del Sistema Económicamente Adaptado Artículo 12º.- Criterios Generales para la Determinación del Sistema Económicamente Adaptado Con el fin de buscar el mejor nivel posible de estandarización de metodologías, sin dejar de lado las particularidades de cada sistema, se aplicarán los siguientes criterios para definir el Sistema Económicamente Adaptado (SEA) con fines de cálculo de las tarifas y compensaciones de los SST El diseño de las redes y transformadores debe corresponder al principio de adaptación a la demanda para un periodo de 15 años, y constituir la configuración de mínimo costo total del servicio para el mismo periodo. Mínimo Costo (Inversión + Operación + Mantenimiento + Pérdidas) Donde: Pérdidas: Pérdidas físicas de Potencia y Energía El SEA, en general, no necesariamente debe corresponder a la configuración y características de las instalaciones existentes, excepto que quede demostrado que cumplen el principio de adaptación a la demanda Debe existir consistencia entre el dimensionamiento y configuración de las redes de transmisión y el correspondiente dimensionamiento y configuración de las redes de distribución primaria Para el dimensionamiento de las instalaciones del SST, con configuración radiales con una sola SET, se empleará los valores correspondientes a la demanda de potencia no coincidentes a nivel del SST. Este valor se determinará con las ventas de energía proyectadas en el Capítulo Primero, el porcentaje de pérdidas en media y baja tensión, el factor de carga, y el factor de contribución a la potencia de punta de la SET. Según la siguiente expresión: Donde: PNC = ((Ventas de Energía * (1+%p)) / fc) x fcp PNC : Potencia No Coincidente. %p : Porcentaje de pérdidas en media tensión y baja tensión. Para clientes con punto de suministro en AT, el %p es igual a cero. fc : Factor de carga. fcp : Factor de contribución a la punta de la SET, el cual permite determinar la potencia coincidente con la hora de máxima 21/160

22 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD demanda de la SET, pero no del SST. Para clientes con punto de suministro en AT, este factor es igual a 1. Para el dimensionamiento de los tramos de línea comunes, en las configuraciones radiales que tienen varias SET, se emplearán los valores de potencia coincidente con la máxima demanda de potencia de dicha radial. Para el dimensionamiento de los componentes de SST con configuración en anillo o enmallado, se emplearán los máximos valores de potencia, a través de cada componente, resultantes del análisis de flujo de potencia considerando distintas condiciones de operación normal y en contingencia, en todo el horizonte de estudio Para la determinación del SEA, el titular de un SST debe tomar en cuenta el SEA que OSINERG haya establecido para el SST de las empresas que inyectan o retiran energía del SST de dicho titular. Artículo 13º.- Objetivos del Planeamiento de un Sistema Eléctrico El planeamiento de un sistema eléctrico debe responder a los siguientes objetivos: Proveer adecuada capacidad para satisfacer la demanda del sistema Conservar la seguridad del sistema Conservar la integridad del sistema Limitar la extensión o consecuencias de las fallas en el sistema Permitir una rápida restauración del servicio. Artículo 14º.- Criterios Específicos Premisas Para el planeamiento de la expansión de la red se considerarán las siguientes premisas: Se toma como base la topología del SST correspondiente al año actual, siempre y cuando cumpla con el principio de adaptación a la demanda La ubicación de las SET del SEA determinado, se consideran fijos en el período de planeamiento. 1 Párrafo modificado mediante Artículo 1 de la Resolución OSINERG N OS/CD, publicada el 04 de noviembre de El párrafo original señalaba: Para el dimensionamiento de las líneas de SST con configuración en anillo o enmallado, se emplearán los valores de potencia coincidente con la máxima demanda de potencia del SST. 22/160

23 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD En cuanto a tensiones, se consideran: MAT = 220 y 138 kv, AT = 60 y 33 kv y MT = 22,9 y 10 kv Se deberá sustentar el nivel de tensión (10 y 22,9 kv) para atender la demanda incremental a partir del año inicial, en concordancia con el Código Nacional de Electricidad vigente Se consideraran los equipamientos necesarios para cumplir la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) y la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real (NTOTR) Criterios de calidad de Servicio Se debe cumplir con no exceder las tolerancias que establece la NTCSE en dos aspectos: Niveles de tensión (calidad del producto) e Interrupciones (calidad de suministro) Niveles de Tensión Los niveles de tensión en las barras de AT y MT donde se realice la entrega de suministro eléctrico deben cumplir con las tolerancias que establece la NTCSE, mientras que en los casos en que no exista entrega de suministro en AT los límites de los rangos de regulación de tensión de los transformadores AT/MT deben permitir cumplir con los niveles de tensión establecidos en la NTCSE para el suministro eléctrico desde la red de distribución primaria Interrupciones Las interrupciones, tanto en número como en duración, originadas por contingencias ocurridas en las líneas de transmisión y SET, deben estar dentro de las tolerancias que establece la NTCSE Criterios de Confiabilidad del Servicio Desde el punto de vista económico, la falta de suministro parcial o total a los usuarios finales, denominada Energía No suministrada (ENS), representa un perjuicio en la producción y en la satisfacción de los usuarios según sean consumidores de energía del sector productivo, comercial o residencial Sólo para el caso de líneas en MAT y AT del sector típico 1 o para aquellas que alimentan cargas especiales, se considera el criterio de planificación conocido como N-1 y para las SET s se considerará transformadores de reserva y subestaciones móviles, debidamente justificados Criterios Básicos de Diseño Se considera un factor de potencia de 0,95 en barras de MT de las SET s AT/MT. 23/160

24 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD Para las líneas en MAT, AT y SET, se considera un factor de utilización (f.u.) máximo de 1,0 en operación normal para la condición de máxima demanda y, en contingencia se considera un f.u. máximo de 1, Subestaciones de Transmisión a b c Transformadores de potencia en SET s de acuerdo a características y tamaños existentes en el mercado. Se puede considerar la rotación de transformadores, sin embargo el criterio que debe primar es el de mínimo costo. En zonas rurales o urbanas de baja carga, las SET s AT/MT se definen para una capacidad total (máxima) y se considera un sistema de barras simple con acoplamiento longitudinal tanto en AT como en MT. La propuesta de una configuración distinta a la indicada deberá ser debidamente sustentada. La configuración de barras de las SET s MAT/AT, MAT/AT/MT y AT/MT debe corresponder a la optimización del SST de manera integral Redes de Transmisión Para las redes de MAT y AT, se considerarán los tipos y secciones de conductor, así como el tipo de estructuras que requieren los sistemas eléctricos, de acuerdo con la ubicación geográfica de las instalaciones. Artículo 15º.- Metodología a seguir para la Definición del SEA La determinación del plan de desarrollo de un determinado sistema de transmisión, es un proceso que parte de la fijación de metas y objetivos, y en el cual se deben evaluar varias alternativas técnicas por medio de un determinado modelo económico-financiero El plan de expansión del sistema debe ser económica y ambientalmente aceptable, entendiéndose por aceptable el cumplir con la normativa referente a la protección del medio ambiente, estética y seguridad pública y satisfacer los criterios de desempeño establecidos en el Código Nacional de Electricidad. La selección de la mejor alternativa implica decisiones en las cuales dichos atributos son los más importantes El planeamiento de un sistema no es estático, ya que siempre se presentan cambios en el escenario de suministro de energía y por la incertidumbre en las previsiones de incremento de la demanda. Debido a que tanto el sistema como las condiciones externas pueden tener continuos cambios, los planes tienen que ser flexibles y adaptables a futuros cambios Por lo expuesto, debe considerarse las siguientes cinco etapas principales para el planeamiento de los sistemas: - Identificación de las debilidades del sistema. - Desarrollo de las alternativas de ampliaciones y refuerzos del sistema. 24/160

25 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N OS/CD - Análisis técnico de alternativas - Análisis económico y selección de la mejor alternativa - Plan de Desarrollo del Sistema La metodología a aplicarse se ha dividido en tres etapas principales: Proyección espacial de la carga Determinación del SEA para el año final del período de estudio (año 15) Determinación secuencial del SEA para los años 1, 2, y así sucesivamente hasta el año 14, tomando como punto de partida la red correspondiente al SEA del año inicial del estudio, definiendo el desarrollo progresivo de la red, tomando siempre como objetivo alcanzar el SEA del año 15, previamente definido Como en todo proceso de planeamiento de sistemas eléctricos, las etapas y indicadas consisten en procesos iterativos, en los cuales se plantean y procesan varias alternativas (principalmente en cuanto a ubicación de nuevas SET, enlaces topológicos entre SET y recorrido de las nuevas líneas), de ellas se hace una primera selección de alternativas técnicamente factibles (es decir, que cumplan con todos los requerimientos técnicos en cuanto a capacidad de transporte, niveles de tensión y confiabilidad) y de éstas se selecciona la que es económicamente más conveniente. CAPITULO TERCERO Costos de Inversión de Líneas y Subestaciones de Transmisión Artículo 16º.- Criterios La valorización de las líneas y SET correspondientes al SEA previamente definido, se realiza aplicando la valorización de los módulos estándares establecidos por el OSINERG, los cuales deben aplicarse en forma eficiente según las características climáticas de la zona, altitud, tipo de terreno y ubicación (urbana, rural) Las características de los módulos estándares a aplicarse para la valorización de las líneas y SET que conforman el SST de un SEA, no necesariamente serán las correspondientes a las instalaciones existentes, ya que éstas últimas pueden estar subdimensionadas o sobredimensionadas En todo el horizonte de análisis (15 años), las líneas y SET se consideran como instalaciones nuevas, por lo que no se aplica ningún factor de depreciación. 25/160