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Informe Nº 0055-2011-GART

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Lima, febrero de 2011

OSINERGMIN-GART Informe Nº 0055-2011-GART

Informe de Sustento de la Propuesta de Modificación de la Norma Tarifas i

Resumen Ejecutivo

Mediante Resolución OSINERGMIN N° 0023-2008-OS/CD, se aprobó la norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (en adelante “Norma Tarifas”), donde se establecieron 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 los SST y/o SCT. Posteriormente, los Decretos Supremos N° 010-2009-E M y N° 021-2009-EM, entre otros aspectos, modificaron y complementaron el Artículo 139° del Reglamento LCE, en lo referente a la determinación del Costo Medio Anual de los SCT, de la Liquidación Anual de Ingresos por las instalaciones de transmisión remuneradas por la demanda, así como a la inclusión en el procedimiento de regulación de los SST y SCT de una etapa previa de aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión. Asimismo, como producto del último proceso regulatorio de SST y SCT, ha quedado evidenciada la necesidad de realizar otras precisiones y mejoras a la Norma Tarifas, con relación a la proyección de la demanda eléctrica y el cálculo del Costo Medio Anual por Área de Demanda y Titular que la conforma. En consecuencia, resulta necesario adecuar la Norma Tarifas a dichas modificaciones y, además, establecer con mayor precisión la etapa de aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión y la de determinación de las Tarifas y Compensaciones por el servicio prestado a través de los SST y/o SCT, así como precisar la metodología a seguirse a fin de recoger de manera eficiente las experiencias obtenidas en la fijación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT vigentes para el periodo del 01 de noviembre 2009 al 30 de abril de 2013. En el presente informe se analizan las modificaciones a la Norma Tarifas, propuestas. En este sentido, por tratarse de la modificación de una norma vigente, se recomienda la prepublicación de la propuesta de modificación de la Norma Tarifas en el diario oficial El Peruano junto con su exposición de motivos, debiendo otorgarse un plazo no menor a 15 días calendario a fin de recibir de los interesados las sugerencias o comentarios, los mismos que no tendrán carácter vinculante ni darán lugar a procedimiento administrativo.


Informe de Sustento de la Propuesta de Modificación de la Norma Tarifas Página 1 de 19

INDICE

1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................................ 2

1.1. ANTECEDENTES ...................................................................................................................................... 2

1.2. PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN ................................................................................ 3

1.3. ANÁLISIS DE LAS MODIFICACIONES ......................................................................................................... 3

2. SOBRE LAS ETAPAS DEL PROCEDIMIENTO DE REGULACIÓN DE SST Y SCT .............. 4

2.1. MODIFICACIÓN DE NUMERALES 1.1 Y 1.2 ............................................................................................... 4

2.2. MODIFICACIÓN DE NUMERAL 3.8 ............................................................................................................ 5

3. SOBRE LA PRESENTACIÓN Y CONTENIDO DE LOS ESTUDIOS ......................................... 6

3.1. MODIFICACIÓN DEL NUMERAL 5.3 .......................................................................................................... 6

3.2. MODIFICACIÓN DEL NUMERAL 5.6 .......................................................................................................... 9

4. SOBRE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ........................................................................... 14

4.1. ELIMINACIÓN DE NUMERAL 7.2.2 ......................................................................................................... 14

4.2. INCLUSIÓN DE NUMERAL 9.1.5 ............................................................................................................. 15

5. SOBRE LA DETERMINACIÓN DEL CMA .................................................................................. 16

5.1. PRECISIÓN EN CÁLCULO DEL CMA ....................................................................................................... 16

5.2. PRECISIÓN DE CMA EN FORMATO F-514 .............................................................................................. 17

5.3. INCLUSIÓN DE NUMERAL 24.10 ............................................................................................................ 17

6. SOBRE EL PERÍODO PARA EL CÁLCULO DE TARIFAS ...................................................... 18

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................... 19



1. Introducción

1.1. Antecedentes El 23 de julio del año 2006, se publicó la Ley Nº 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, la cual en su Capítulo Quinto reforma el marco legal para la transmisión eléctrica, creando el Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) y el Sistema Complementario de Transmisión (SCT), los cuales, por disposición de su Artículo 22°, constituyen las instalaciones del sistema de transmisión cuya entrada en operación se produce en forma posterior a la vigencia de dicha Ley; mientras que las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST), cuya puesta en operación fue anterior a la vigencia de la misma, son calificadas como tales por la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Seguidamente, producto de la reformas ejecutadas por la Ley N° 28832, mediante el Artículo 2° del Decreto Supremo N° 027- 2007-EM se modificaron diversos artículos del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo N° 009-2003-EM, entre ellos el Artículo 139°, donde se establecen los criterios con los cuales se calculan las compensaciones y tarifas de transmisión a que se refieren los Artículos 44° y 62º de la Ley de Concesiones Eléctricas (sobre los SST); así como, las compensaciones y tarifas del SCT a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832. Para completar el marco normativo y cubrir de transparencia, cognoscibilidad y predictibilidad a la actividad regulatoria, OSINERGMIN mediante Resolución OSINERGMIN N° 0023-2008-OS/CD, aprobó la norma “Tar ifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas



Complementarios de Transmisión” (Norma Tarifas), donde se establecieron 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 los SST y/o SCT. Posteriormente, los Decretos Supremos N° 010-2009-E M y N° 021-2009-EM, entre otros aspectos, modificaron y complementaron el Artículo 139° del Reglamento LCE, en lo referente a la determinación del Costo Medio Anual de los SCT, la Liquidación Anual de Ingresos por los servicios prestados a través de los SST y/o SCT remunerados por la demanda, así como la inclusión en el procedimiento de regulación de los SST y SCT de una etapa previa de aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión. En consecuencia, resulta necesario adecuar la Norma Tarifas a dichas modificaciones y, además, establecer con mayor precisión la etapa de aprobación de los Planes de Inversión en Transmisión y la de determinación de las Tarifas y Compensaciones por el servicio prestado a través de los SST y/o SCT. Asimismo, con base en las experiencias obtenidas en la fijación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT vigentes para el periodo del 01 de noviembre 2009 al 30 de abril de 2013, resulta oportuno precisar, entre otros aspectos, la metodología a seguirse para la proyección de la demanda eléctrica.

1.2. Prepublicación del Proyecto de Resolución Al tratarse de la modificación de una norma vigente, corresponde publicar en el diario oficial El Peruano y en la página Web de OSINERGMIN el Proyecto de Resolución que modifica la Norma Tarifas, a fin de recibir los comentarios y opiniones a que haya lugar, y que éstos sean analizados por OSINERGMIN; en cumplimiento con lo señalado en el Artículo 25° del Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por el Decreto Supremo N° 0 54-2001-PCM, garantizando de esta forma la transparencia y predictibilidad de las acciones que el organismo regulador adopte para la regulación de los SST y SCT.

1.3. Análisis de las modificaciones En el presente informe se analizan las modificaciones a la Norma Tarifas, propuestas, tomándose en cuenta las siguientes consideraciones: • Las partes a ser retiradas así como las adiciones introducidas se

presentan subrayadas en el texto original y en el texto propuesto.

• Se resaltan con color negro aquellos textos que sólo han sido reordenados para efectos de un mejor entendimiento de la norma.



2. Sobre las Etapas del Proce dimiento de Regulación de SST y SCT

En la adecuación de la Norma Tarifas es necesario denotar que, debido a la modificación del literal d) del Artículo 139° del R eglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas realizada mediante el Artículo 2° del Decreto Supremo N° 021-2009-EM, el procedimiento de regulac ión de los SST y SCT debe llevarse a cabo en dos etapas o procesos: i) Aprobación del Plan de Inversiones y, ii) Determinación de las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT.

En este sentido, a continuación se analizan las modificaciones propuestas para los numerales 1.1, 1.2 y 3.8 de la Norma Tarifas.

2.1. Modificación de numerales 1.1 y 1.2 Estos numerales del “Artículo 1°.- Objetivos y Alca nces”, se refieren al procedimiento de regulación de SST y SCT como un proceso único, según se transcribe a continuación:

“…

1.1 Establecer los criterios y metodología para la elaboración de los estudios que sustenten las propuestas de determinación de los Peajes y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión.



1.2 Establecer los Formatos, plazos y medios para la presentación de propuestas tarifarias de los SST y SCT.”

Por las razones señaladas en la parte introductoria de la presente sección 2, se propone modificar los referidos numerales, considerando que el procedimiento de regulación de los SST y SCT debe llevarse a cabo en dos etapas, según el siguiente texto:

“…

1.1 Establecer los criterios y metodología para la elaboración de los estudios que sustenten las propuestas del Plan de Inversiones en Transmisión y de determinación de las Tarifas y Compensaciones, de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT).

1.2 Establecer los Formatos, plazos y medios para la presentación de propuestas del Plan de Inversiones y tarifarias de los SST y SCT, por parte de las respectivas empresas concesionarias.”

2.2. Modificación de numeral 3.8 En este numeral del “Artículo 3°.- Definiciones”, n uevamente se refiere al procedimiento de regulación de SST y SCT como un proceso único, según se transcribe a continuación:

“ 3.8 ESTUDIO ó ESTUDIOS: Estudio o Estudios técnico-económicos que sustentan la PROPUESTA de peajes y/o compensaciones presentados por los TITULARES de los SST y/o SCT al OSINERGMIN, al inicio del procedimiento de fijación de Peajes y Compensaciones correspondiente.”

Por las mismas razones señaladas anteriormente, se propone modificar esta definición según el siguiente texto:

“3.8 ESTUDIO ó ESTUDIOS: Estudio o Estudios técnico-económicos que sustentan la propuesta del Plan de Inversiones en Transmisión y de determinación de Tarifas y/o Compensaciones presentados al OSINERGMIN por parte de los TITULARES de los SST y/o SCT, al inicio de cada fase del procedimiento de fijación de Peajes y Compensaciones correspondiente.”

Asimismo, cabe señalar que sólo para una mayor claridad y coherencia el término “Peajes” se ha cambiado por “Tarifas”, ya que éste último de manera general considera los Peajes, Ingresos Tarifarios, Factores de Perdidas Medias y Fórmulas de Actualización, que en conjunto conforman las tarifas a fijarse para los SST y/o SCT a ser pagados total o parcialmente por la demanda.



3. Sobre la presentación y contenido de los ESTUDIOS

En esta parte de la Norma Tarifas, se hace necesario no sólo adecuarla considerando las dos etapas que conforman el procedimiento de regulación de los SST y SCT: i) Aprobación del Plan de Inversiones y, ii) Determinación de las Tarifas y Compensaciones, sino también describir de manera separada la forma y el contenido de los estudios a presentarse en cada una de estas dos etapas.

3.1. Modificación del numeral 5.3 Este numeral del “Artículo 5°.- De la presentación y contenido de los ESTUDIOS”, es uno de los principales que se han reordenado y modificado, por lo que a continuación se transcribe íntegramente el texto original a fin de denotar el reordenamiento y las modificaciones, propuestas:

“5.3. El contenido de los ESTUDIOS debe comprender como mínimo lo siguiente:

- Un resumen ejecutivo del estudio que contenga los peajes y compensaciones, propuestos; así como, la propuesta de asignación de responsabilidad de pago conforme al Capítulo Primero del Título II de la presente Norma.

- Información general del SER conforme a los formatos establecidos en el Título III de la presente Norma.



- Para los ESTUDIOS que involucren sistemas tipo SCTPI, se debe incluir el respectivo Plan de Inversiones y la descripción de las características generales de cada línea o subestación y la fecha prevista para la puesta en operación comercial.

- Para los ESTUDIOS que involucren sistemas tipo SCTPT, se debe incluir copia de la concesión definitiva otorgada por el Ministerio de Energía y Minas, así como la descripción de las características generales de cada línea o subestación y la fecha prevista para la puesta en operación comercial.

- Información de los sistemas eléctricos de transmisión tipo SCTPT y SCTLN, para los cuales se pide fijación de tarifas, conforme a los formatos previstos en los formularios del Capítulo Segundo del Título III de la presente Norma.

- Proyección de Demanda conforme al Capítulo Segundo del Título II de la presente Norma.

- Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar, conforme al Capítulo Tercero del Título II de la presente Norma.

- Determinación de los Costos de Inversión, conforme al Capítulo Cuarto del Título II de la presente Norma y con base a los costos estándares establecidos por el OSINERGMIN.

- Determinación de los costos anuales estándares de operación y mantenimiento, conforme al Capítulo Quinto del Título II de la presente Norma y calculados con los porcentajes, respecto de la inversión, aprobados por el OSINERGMIN.

- Determinación de los Factores de Pérdidas Medias e Ingresos Tarifarios, conforme al Capítulo Sexto del Título II de la presente Norma.

- Determinación de CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización, conforme al Capítulo Séptimo del Título II de la Presente Norma.

- Todos los documentos físicos y electrónicos (incluidas hojas de cálculo) que sustenten los valores presentados en los formularios.

- Cada una de las secciones anteriores deberá estar acompañada de una memoria que describa: los criterios, la metodología, la información de entrada y los resultados encontrados. Así mismo, se deberá adjuntar una relación de todos los documentos físicos y electrónicos de sustento, con la descripción de su contenido y aplicación.”

Se propone dividir el numeral 5.3 en los numerales 5.3, 5.4, 5.5 y 5.6, según el siguiente texto:

“5.3. El contenido de los ESTUDIOS a presentarse para la etapa de aprobación del Plan de Inversiones, a la que se refiere el



numeral VI.1) del Literal d) del Artículo 139° del RLCE, debe contener como mínimo lo siguiente:

5.3.1. Un resumen ejecutivo que contenga los resultados del estudio de demanda, la selección de la alternativa de óptimo desarrollo del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) y la programación de inversiones.

5.3.2. Información de los sistemas eléctricos de transmisión existentes y los del tipo SCTPT y SCTLN para los cuales se requiere fijación de Tarifas y/o Compensaciones, conforme a los formatos previstos en los formularios del Capítulo Segundo del Título III de la presente Norma. Para los ESTUDIOS que involucren sistemas tipo SCTPT, se deb e incluir copia de la concesión definitiva otorgada p or el Ministerio de Energía y Minas, así como la descripc ión de las características generales de cada línea o subestación y la fecha prevista para la puesta en operación comercial .

5.3.3. Proyección de la Demanda de energía y potencia correspondiente, conforme al Capítulo Segundo del Título II de la presente Norma, acompañando los datos básicos según los formatos establecidos en el Título III de la presente norma.

5.3.4. Análisis técnico y económico de las diversas alternativas que sean excluyentes entre sí, evaluadas para la determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER) según el Capítulo Tercero del Título II de la presente Norma.

5.3.5. Información general del SER determinado, según los formatos establecidos en el Título III de la presente Norma.

5.3.6. La propuesta del Plan de Inversiones: Programación de las inversiones por Elemento, indicando la fecha prevista para su puesta en operación comercial .

5.4. El contenido de los ESTUDIOS a presentarse para la etapa de aprobación de Peajes y Compensaciones de los SST y SCT a ser remunerados total o parcialmente por la demanda, debe comprender como mínimo lo siguiente:

5.4.1. Un resumen ejecutivo del estudio que contenga las Tarifas y Compensaciones, propuestos.

5.4.2. La propuesta de asignación de responsabilidad de pago conforme con lo establecido en el Capítulo Primero del Título II de la presente Norma.

5.4.3. Determinación de los Costos de Inversión, conforme al Capítulo Cuarto del Título II de la presente Norma y con base a los costos estándares establecidos por el OSINERGMIN.



5.4.4. Determinación de los costos anuales estándares de operación y mantenimiento, conforme al Capítulo Quinto del Título II de la presente Norma y calculados con los porcentajes, respecto de la inversión, aprobados por el OSINERGMIN.

5.4.5. Determinación de los Factores de Pérdidas Medias e Ingresos Tarifarios, conforme al Capítulo Sexto del Título II de la presente Norma.

5.4.6. Determinación de CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de Actualización, conforme al Capítulo Séptimo del Título II de la Presente Norma.

5.5. Todos los documentos físicos y electrónicos (incluidas hojas de cálculo) que sustenten los valores presentados en los formularios, deben de acompañar al ESTUDIO. Así mismo, se deberá adjuntar una relación de todos los documento s físicos y electrónicos de sustento, con la descripc ión de su contenido y aplicación .

5.6. Cada una de las secciones que conforman el ESTUDIO deberá estar acompañada de una memoria que describa: los criterios, la metodología, la información de entrada y los resultados encontrados.

3.2. Modificación del numeral 5.6 Este numeral del “Artículo 5°.- De la presentación y contenido de los ESTUDIOS”, es otro de los principales que se han reordenado y modificado, por lo que a continuación se transcribe íntegramente el texto original a fin de denotar el reordenamiento y las modificaciones, propuestas:

“5.6. La secuencia lógica de los bloques que conforman un ESTUDIO, se muestra en el flujograma del Gráfico 1 siguiente. La misma que se detalla a continuación:

5.6.1 El ESTUDIO se inicia con la recolección de los datos básicos para la proyección de la demanda y, la propuesta para la determinación de la responsabilidad de pago conforme al Artículo 6° de la presente norma .

5.6.2. Luego, se efectúa la proyección de la demanda de potencia y energía para un periodo de 10 años.

5.6.3. En forma paralela se especifican los criterios para determinar el Sistema Eléctrico a Remunerar, los mismos que deben sujetarse a lo dispuesto en la presente Norma. Para los sistemas tipo SSTD el flujo pasa a lo indicado en el numeral 0. Para todos los demás tipos de sistema el flujo continúa en el numeral siguiente.



5.6.4. Se seleccionan los valores vigentes de los costos estándares de inversión y los porcentajes para determinar los costos estándares de operación y mantenimiento, ambos fijados por el OSINERGMIN . Para los sistemas tipo SCTPT el flujo pasa a lo indicado en el numeral 0. Para todos los demás tipos de sistema el flujo continúa en el numeral siguiente.

5.6.5. Con base en los resultados de los pasos anteriores, se procede a definir el Sistema Eléctrico a Remunerar, para lo cual se analizarán técnica y económicamente diversas alternativas, de manera que el Sistema Eléctrico a Remunerar corresponda a la alternativa de mínimo costo total (Inversión+COyM+Pérdidas) y cumpla con las normas vigentes aplicables durante todo el horizont e de estudio .

5.6.6. Para la determinación del óptimo desarrollo del Sistema Eléctrico a Remunerar, 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”).

5.6.7. Para definir el SER, primero se determina la configuración para el año horizonte: i) 4 para las instalaciones asignadas a la generación y, ii) 10 para las instalaciones asignadas a la demanda. Luego se define el desarrollo progresivo de la red: i) para los años 1, 2, 3 y 4 en el caso de las instalaciones asignadas a la generación y, ii) para los años 1, 2, 3, 4, 5, 8 y para los años que resulten necesarios en el caso de las instalaciones asignadas a la demanda. En ambos casos se parte de la red del año inicial del estudio (la que puede ser la red real o el SEA cuando corresponda), teniendo siempre como objetivo el Sistema definido para el año horizonte.

5.6.8. Una vez definido el Sistema Eléctrico a Remunerar, se calculan los costos de inversión de las instalacion es de transmisión, aplicando los costos estándares de inversión vigentes establecidos por el OSINERGMIN . Así mismo, se determina el respectivo costo anual estándar de operación y mantenimiento con base en los porcentajes establecidos por el OSINERGMIN.

5.6.9. Paralelamente al cálculo de los costos de inversión y de operación y mantenimiento, se determinan los Factores de Pérdidas y, cuando corresponda, el Ingreso Tarifario.

5.6.10. Finalmente, se determinan el CMA, Peajes, Compensaciones y las Fórmulas de Actualización. Los Peajes y CMA de cada Área de Demanda se fijarán por total del Área y desagregado por cada titular de las instalaciones de transmisión del área.



Gráfico 1

Flujograma del Proceso de Cálculo de Peajes y Compe nsaciones”

Como consecuencia del reordenamiento de numerales anteriores, el numeral 5.6 de la Norma Tarifas quedaría renumerado en 5.9, según el siguiente texto:

“5.9. La secuencia lógica de los bloques que conforman un ESTUDIO, se muestra en el flujograma del Gráfico 1 siguiente. La misma que se detalla a continuación:

5.9.1. El ESTUDIO se inicia con la recolección de los datos básicos para la proyección de la demanda y el diagnóstico del sistema eléctrico en operación.

5.9.2. La proyección de la demanda de potencia y energía se efectúa para un periodo de 10 años.

5.9.3. Para determinar el Plan de Inversiones, se analizarán técnica y económicamente diversas alternativas de expansión de la red de transmisión, a fin de definir la que, además de cumplir durante todo el horizonte de estudio

Proyección de la Demanda

Información básica del sistema de transmisión

Costos Estándares de Inversión y Porcentajes para Determinar COYM

Criterios para determinar el

Sistema Eléctrico a Remunerar

Definición del Sistema Eléctrico a Remunerar

Costos de Inversión

Costos estándares de operación y mantenimiento

CMA, Peajes y Compensaciones y

Fórmulas de Actualización

Factores de Pérdidas

Ingresos Tarifarios (Sólo en los casos que la

norma lo establece)

Asignación de Responsabilidad de Pago



con las normas vigentes aplicables, corresponda a l a alternativa de mínimo costo total (Inversión+COyM+Pérdidas) .

5.9.3.a Para la determinación técnica del óptimo desarrollo de la transmisión, 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”).

5.9.3.b La evaluación económica de alternativas se debe realizar con base en los correspondientes valores vigentes de los costos estándares de inversión y los porcentajes pa ra determinar los costos estándares de operación y mantenimiento, ambos fijados por OSINERGMIN .

5.9.4. Para la programación de las inversiones necesarias, primero se determina la configuración para el año horizonte: i) 4 para las instalaciones asignadas a la generación y, ii) 10 para las instalaciones asignadas a la demanda. Luego se define el desarrollo progresivo de la red: i) para los años 1, 2, 3 y 4 en el caso de las instalaciones asignadas a la generación y, ii) para los años 1, 2, 3, 4, 5, 8 y para los años que resulten necesarios en el caso de las instalaciones asignadas total o parcialmente a la demanda. En ambos casos se parte de la red del año inicial del estudio (la que puede ser la red real o el SEA cuando corresponda), teniendo siempre como objetivo el sistema de transmisión definido para el año horizonte.

5.9.5. Una vez aprobado el Plan de Inversiones por parte de OSINERGMIN y definidas las instalaciones a ser licitadas por el Ministerio de las instalaciones de transmisión, los TITULARES presentan a OSINERGMIN el ESTUDIO de determinación de Tarifas y Compensaciones de su SST y/o SCT, sobre la base del Sistema Eléctrico a Remunerar definido para el Área de Demanda correspondiente, acompañando la propuesta de asignación de responsabilidad de pagos conforme al Artículo 6° de la presente norma .

5.9.6. Se calculan los costos de inversión de las instalac iones de transmisión a implementarse, aplicando los costo s estándares de inversión vigentes establecidos por e l OSINERGMIN.

5.9.7. Con base en los Costos de Inversión calculados, se determinan los costos de operación y mantenimiento mediante la aplicación de los porcentajes establecidos por OSINERGMIN para determinar dichos costos.

5.9.8. Se determinan los Factores de Pérdidas y, cuando corresponda, el Ingreso Tarifario.



5.9.9. Finalmente, se determinan el CMA, Peajes, Compensaciones y las Fórmulas de Actualización. Los Peajes y CMA de cada Área de Demanda se fijarán por el total del Área y desagregado por cada titular de las instalaciones de transmisión del Área.

Gráfico 2

Flujograma del Proceso de Cálculo de Peajes y Compe nsaciones”

Información básica del sistema de transmisión

Información básica de la Demanda

Proyección de la demanda de

Energía y Potencia

Costos Estándares de Inversión y Porcentajes para Determinar COyM

Plan de Inversiones por Área de Demanda

Factores de Pérdidas por Área de Demanda

Costos de Operación y Mantenimiento

Ingresos Tarifarios (solo para los casos que la Norma lo establece)

CMA, Peajes, Compensaciones y

Fórmulas de Actualización

Resultados de Licitación de Otros Proyectos de

Transmisión

Análisis de Alternativas y Determinación del SER

Proyectos del Plan de Inversiones a Licitarse definidos por el MEM

Costos de Inversión



4. Sobre la proyección de la Demanda

En este aspecto se hace necesario adecuar y precisar la Norma Tarifas, tomando como base la experiencia obtenida de la regulación de SST y SCT vigente.

4.1. Eliminación de Numeral 7.2.2 El criterio general para la proyección de la demanda, contenido en este numeral, cuyo texto original se transcribe a continuación:

“7.2.2 Para el caso de las instalaciones de transmisión asignadas total o parcialmente al Area de Demanda 15 (demanda a nivel nacional), la proyección de demanda deberá tener en cuenta los siguientes criterios: Para los primero años, deberá considerar la proyección de demanda de la fijación de Precios en Barra vigente, para el horizonte de largo plazo deberá considerar las tasas de crecimiento de la demanda promedio del Plan de Transmisión y, de manera complementaria, se podrá emplear las tasas de crecimiento promedio del Plan Referencial de Electricidad. No es aplicable para estas instalaciones los numerales siguientes del presente Artículo.”

No resultó concordante con los criterios y metodología establecidos en la Norma Tarifas para la proyección de la demanda por Áreas de Demanda, ya que la proyección de la demanda eléctrica para la fijación de Precios en Barra vigente o las tasas de crecimiento de la demanda



promedio del Plan de Transmisión, se rigen en criterios y parámetros que no necesariamente concuerdan con los utilizados para la regulación de los SST y SCT. Por tal razón se elimina de la Norma Tarifas.

4.2. Inclusión de Numeral 9.1.5 A raíz de la eliminación del numeral 7.2.2, surge la necesidad de precisar en la Norma Tarifas la forma de agregar por nivel de tensión, las demandas eléctricas previamente proyectadas por Áreas de Demanda, a fin de determinar la proyección de la demanda eléctrica correspondiente al Área de Demanda 15. Para el efecto, se incluye el nuevo numeral 9.1.5, según el siguiente texto:

“9.1.5. Para el Área de Demanda 15, se considera de manera agregada por nivel de tensión las demandas previamente proyectadas para cada Área de Demanda, incluyendo las demandas MAT que participan en el pago del Peaje por SST y SCT de las Áreas de Demanda donde se encuentran ubicadas.”



5. Sobre la determinación del CMA

5.1. Precisión en cálculo del CMA Como resultado de la regulación de los SST y SCT vigente, se detectó la conveniencia de precisar la forma de considerar el CMA correspondiente a los SSTD, para el cálculo del Peaje por Área de Demanda.

En ese sentido, la forma de calcular el CMA que se señala en el numeral 24.9, cuyo texto original se transcribe a continuación:

“24.9. El CMA para el cálculo del Peaje será el que resulte de la sumatoria del CMA de cada Elemento del Área de Demanda. Se deberá calcular también el CMA total por cada titular de transmisión correspondiente al Área de Demanda.”

Quedaría redactado de la siguiente manera:

“24.9. El CMA para el cálculo del Peaje será el que resulte de la sumatoria del CMA de los SSTD y los CMA de cada Elemento de los SCT, del Área de Demanda. Se deberá calcular también el CMA total por cada titular de transmisión correspondiente al Área de Demanda.”



5.2. Precisión de CMA en Formato F-514 Por la misma razón explicada en la sección 5.1 anterior, la forma de calcular el CMA a consignarse en el Formato F-514, cuyo texto original se transcribe a continuación:

“ Costo Medio Anual (CMA) : Suma de la Anualidad del CI más el COyM.”

Se complementa según el siguiente texto:

“ Costo Medio Anual (CMA) : Suma de la Anualidad del CI más el COyM, a cuyo resultado se le agrega el CMA correspondiente a los SST asignados total o parcialmente a la demanda.”

5.3. Inclusión de Numeral 24.10 A fin de recoger lo establecido en los acápites I) y II) del literal d) del Artículo 139°, según fue modificado mediante el Art ículo 2° del D.S. N° 021-2009-EM, se incluye el siguiente numeral:

“24.10. El CMA de las instalaciones que conforman el Plan de Inversiones se calculará preliminarmente en cada proceso regulatorio y se establecerá de forma definitiva con base a los costos de los módulos estándar y porcentajes establecidos para el cálculo del COyM, vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial. Este criterio se aplica por única vez a cada instalación, en la Liquidación de Ingresos inmediata posterior a su entrada en operación.”



6. Sobre el Período para el Cálculo de Tarifas

Mediante el Artículo 4° del D.S. N° 010-2009, entre otros, se modificó el acápite IV) del literal i), del Artículo 139° del R eglamento de la LCE, en el sentido que el Peaje será calculado considerando un período no menor de cuatro (4) años, que será determinado por OSINERGMIN.

En consecuencia, debe concordarse el Texto de la Norma Tarifas con esta disposición, siendo por tanto necesario corregir a cuatro (4) años el periodo a que se hace referencia en los numerales: 23.1, 25.1, especificación del Formato F-514 del Artículo 43° y formatos del F-518 al F-521 del Artículo 45°.



7. Conclusiones y Recomendaciones

Con base en el análisis realizado en las secciones anteriores, se concluye que es necesario modificar la Norma: ““Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobada por Resolución OSINERGMIN N° 0023-2008-0S/CD.

En ese sentido, al tratarse de la modificación de una norma vigente, en concordancia con lo señalado en el Artículo 25° del Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-200 1-PCM, se recomienda la publicación en el diario oficial El Peruano y en la página Web de OSINERGMIN del Proyecto de Resolución que modifica la norma indicada, a fin de recibir los comentarios y opiniones a que haya lugar, y que éstos sean analizados por OSINERGMIN.

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