ANEXO. Norma Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT

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NORMAS LEGALES

Lima, viernes 30 de mayo de 2008

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SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Aprobar la norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT”, Anexo de la presente Resolución.

Artículo 2º.- La norma a que se refi ere el Artículo 1º de la presente Resolución se aplicará a partir del proceso de fi jación de Peajes y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, cuyos cargos entrarán en vigencia a partir del 1 de mayo de 2009.

Artículo 3º.- Publicar la presente Resolución y la norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT” en el Diario Ofi cial El Peruano y consignarlas conjuntamente con los Informes Nº 233-2008-GART y Nº 244-2008-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe.

ALFREDO DAMMERT LIRA Presidente del Consejo Directivo

ANEXO Norma

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

CONTENIDO TÍTULO I DISPOSICIONES GENERALES

A^RTÍCULO 1º.- O^BJETIVO ARTÍCULO 2º.- ALCANCE

ARTÍCULO 3º.- BASE LEGAL

A^RTÍCULO 4º.- DEFINICIONES

TÍTULO II Aspectos Generales A^RTÍCULO 5º.- C^RITERIOS G^ENERALES

TÍTULO III Asignación de Pagos Entre Usuarios y Generadores por Benefi cios ARTÍCULO 6º.- CÁLCULO DE BEUGN Y BEUBN

ARTÍCULO 7º.- ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE PAGO ENTRE USUARIOS Y GENERADORES

TÍTULO IV Reparto de la Asignación de Pagos Entre Generadores por el Criterio de Benefi cios A^RTÍCULO 8º.- CONSIDERACIONES G^ENERALES

ARTÍCULO 9º.- CÁLCULO DE BEUGN

A^RTÍCULO 10º.- PRORRATEO DEL CMAG ENTRE GENERADORES,POR EL CRITERIO DE BENEFICIOS

TÍTULO V Reparto de la Asignación de Pagos Entre Generadores por el Criterio de Uso ARTÍCULO 11º.- CONSIDERACIONES GENERALES

A^RTÍCULO 12º.- PRORRATEO DEL CMAG ^{ENTRE LOS} G^ENERADORES,POR EL CRITERIO DE U^SO TÍTULO VI PLAZOS, MEDIOS Y FORMATOS

A^RTÍCULO 13º.- P^LAZOS, M^{EDIOS Y} F^ORMATOS DISPOSICION TRANSITORIA

ÚNICA

APENDICES APÉNDICE A

FORMATOS PARA LA DETERMINACION DEL BENEFICIO ECONOMICO DE USUARIOS Y GENERADORES

APÉNDICE B

FORMATOS PARA LA DETERMINACION DEL PRORRATEO DE LA COMPENSACION ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE BENEFICIO

APÉNDICE C

FORMATOS PARA LA DETERMINACION DEL PRORRATEO DE LA COMPENSACION ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE USO

APÉNDICE D

EJEMPLOS – METODO USO DE SISTEMA POR GWH/OHMIOS

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TÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES Artículo 1º.- Objetivo

Establecer el procedimiento y método para asignar la responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores de las instalaciones de transmisión comprendidas en el Alcance de la presente norma; así como, la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos.

Artículo 2º.- Alcance

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

Artículo 3º.- Base Legal

- Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación.

- Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”).

- Reglamento de la LCE, aprobado con Decreto Supremo Nº 009-93-EM.

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

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

- Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplifi cación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas.

- Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos.

- Reglamento de la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, aprobado por Decreto Supremo Nº 042-2005-PCM.

- Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM.

- Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

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

Artículo 4º.- Defi niciones

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

4.1. Aguas Arriba: Se refi ere 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. Así, si un Elemento “k”, es parte de 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, la barra “i” está Aguas Arriba del Elemento “k”.

4.2. Asignación Filtrada: Pago anual de un Generador por una instalación del SST o SCT existente, estabilizado a través de un procedimiento basado en un fi ltro digital de memoria infi nita.

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

4.4. Benefi cios económicos por precios marginales-energía: Benefi cios 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.

4.5. BEUG: Benefi cio económico anual que genera un Elemento a una central generadora, por diferencia de precios marginales y/o diferencia en generación de energía.

4.6. BEUB: Benefi cio 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.

4.7. 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 Benefi cio 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.

4.8. BET_G: Suma de todos los BEUGn correspondientes a un Elemento.

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4.9. BET_D: Suma de todos los BEUBn correspondientes a un Elemento menos el cambio en los Ingresos Tarifarios debido al Elemento.

4.10. BET: Suma de BET_D y BET_Gcorrespondientes a un Elemento.

4.11. CMA: Costo Medio Anual de un Elemento.

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

4.13. CMAG o CMAU: Costo Medio Anual asignado a los Generadores o a los Usuarios, respectivamente.

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

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

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

4.17. Distancia Eléctrica z_ij entre las barras “i” y “j” (D_ij): El elemento diagonal z_jj de la matriz Z_i = Y_i^-1, donde Y_i es la matriz de admitancia del SEIN, tomando como referencia la barra “i”.

4.18. D_ij-k:Distancia Eléctrica z_i,j-k entre una barra “i” (la barra de entrega de energía al SEIN del generador i) y el punto medio de un Elemento del sistema conectando las barras j y k, tomando como referencia la barra “i”, calculada por la ecuación:

z_i,j-k= (z_ij + z_ik)/2.

4.19. ESTUDIO o ESTUDIOS: Estudio o Estudios técnico-económicos que sustentan las propuestas de peajes y/o compensaciones presentados por los titulares de los SST y/o SCT al OSINERGMIN, al inicio del procedimiento de fi jación de Peajes y Compensaciones correspondiente.

4.20. Generadores Relevantes para una instalación “jk” (Gjk): Si por lo menos un camino eléctrico de un generador particular hasta cualquier barra de demanda pasa por un Elemento, el generador es relevante para el Elemento.

Hay una excepción para subsistemas principalmente de demanda. Si toda la generación (g) y demanda (d) ubicadas Aguas Arriba del Elemento “jk”, satisface dos condiciones, la generación no es relevante. Las condiciones son: (1) que la capacidad efectiva total de la generación (g) sea inferior a la máxima demanda de potencia de la demanda (d), y (2) la energía de toda la generación (g) sea inferior al consumo de energía de la demanda (d).

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.

4.21. Ley: Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica.

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

4.23. SCT: Sistema Complementario de Transmisión o Sistemas Complementarios de Transmisión.

4.24. SPT: Sistema Principal de Transmisión.

4.25. SST: Sistema Secundario de Transmisión o Sistemas Secundarios de Transmisión.

4.26. SSTGD: SST cuyo pago es compartido entre Usuarios y Generadores.

4.27. SCTPT: SCT que es parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es el resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes.

4.28. SCTPI: SCT que es parte de un Plan de Inversiones aprobado por el OSINERGMIN.

4.29. SCTLN: SCT que permite transferir electricidad a Usuarios Libres o que permite a los Generadores entregar energía producida al SEIN, cuya construcción y remuneración resulte de una libre negociación entre dichos agentes y los titulares de las instalaciones de dicho SCT.

4.30. ST059: Sistemas de transmisión comprendidos en las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM.

4.31. US$ o Dólares: Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica

TÍTULO II Aspectos Generales Artículo 5º.- Criterios Generales

5.1. Para el caso de las instalaciones del SSTGD, se tomará en cuenta los siguientes criterios para el reparto de la asignación de pago entre generadores.

5.1.1. Para aquellas instalaciones cuyos cargos se asignan por el criterio de benefi cios económicos, se aplicará

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lo establecido en el TÍTULO IV del presente procedimiento.

5.1.2. Para aquellas instalaciones cuyos cargos se asignan por el criterio de uso, se aplicará lo establecido en el TÍTULO V del presente procedimiento.

5.2. Para la asignación de cargos por instalaciones del SCTPT, SCTLN y SCTPI se tendrá en cuenta lo siguiente:

5.2.1. Para la asignación de cargos entre Usuarios y Generadores se aplicará el criterio de benefi cios económicos de acuerdo con lo establecido en el TÍTULO III del presente procedimiento.

5.2.2. Para el reparto entre generadores, de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se aplicará el criterio de benefi cio económico de acuerdo con lo establecido en el TÍTULO IV del presente procedimiento.

5.3. En el cálculo de los benefi cios económicos de los Generadores y Usuarios se ignoran los benefi cios económicos por precios marginales-energía vistos por los Generadores (BEUGn) y los Usuarios (BUEBn o BET_D) si son negativos.

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

5.5. En la evaluación del pronóstico de la generación, se reconocerá el efecto de las incertidumbres hidrológicas. Los pronósticos de demanda, del desarrollo del sistema de generación, de los precios de combustibles, entre otros, y los datos técnicos de las instalaciones de generación, transmisión, ente otros, serán los mismos empleados para el proceso de fi jación de tarifas de SST y SCT, con excepción de los SCTPT para los cuales se empleará los datos del Plan de Transmisión vigente, con actualizaciones que puede indicar el COES. Se empleará el escenario central de crecimiento de demanda, del desarrollo del parque de generación, y de precios de combustible.

5.6. En la determinación de la oferta de generación hidroeléctrica y térmica se considerará el promedio de la oferta que resulte de las simulaciones de todos los escenarios hidrológicos.

5.7. Para cálculos de mejoras de confi abilidad, se considera como benefi ciarios a los Usuarios y Generadores Aguas Arriba de la instalación.

5.8. La asignación de cargos por benefi cios económicos incluye los benefi cios económicos por mejoras de confi abilidad.

TÍTULO III

Asignación de Pagos Entre Usuarios y Generadores por Benefi cios Artículo 6º.- Cálculo de BEUGn y BEUBn

6.1. Las simulaciones para calcular los BEUG5 y BEUB5 se efectuarán con el MODELO. Se emplearán los resultados de un período de cinco años contados a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento propuesto.

Para tal fi n se empleará la base de datos de la Fijación de Precios en Barra más reciente, complementada con la del escenario base del Plan de Transmisión más reciente. Salvo disposición en contrario de una norma jerárquicamente superior a la presente norma, para el cálculo de los precios marginales no se considerarán modifi caciones artifi ciales (administrativas, operativas o regulatorias de carácter temporal o de otra índole). Las simulaciones deberán abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada en operación hasta 6 años después de la fecha prevista de entrada en operación del Elemento.

6.2. Cálculo del BEUGn de los Generadores

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

¦

⁶⁰

1 ,

, m (1 ,)

m l g m l

g i

VAUc Uc

¦

⁶⁰

1 ,

, m (1 ,)m

l g m l

g i

VAUs Us

Donde:

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

Uc_m,g,ly Us_m,g,l : Utilidad esperada de la central generadora “g” en el mes “m”, en la condición “con”

y “sin” el Elemento “l”, respectivamente. Estos valores estarán contenidos en los archivos de salida del MODELO.

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

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

6.2.2. Luego, el BEUG5 debido a la presencia de un determinado Elemento viene a ser la diferencia de los

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valores actualizados de las utilidades esperadas:

l g l g l

g VAUc VAUs

BEUG5_, _, _,

Donde:

BEUG5_{g ,l} : BEUG5 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.

6.3. Cálculo del BEUBn de los Usuarios

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

¦ ¦

60 u

1

,

, , , , ,,

, m (1 )

m base media punta b

l d m b b d m l

d i

CMc D

VAPc

¦ ¦

60 u

1

,

, , , , , ,

, m (1 )

l d m b b d m l

d i

CMs D

VAPs

Donde:

VAPc_d,ly 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”,

expresada en unidades de energía, GWh, reportado en archivos del MODELO.

CMc_b,m,d,ly 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, expresado en unidades monetarias / energía, US$/GWh, reportado en archivos del MODELO.

b : Bloques horarios: punta, media y base

Luego, el BEUB5 debido a la presencia de un determinado Elemento viene a ser la diferencia de los valores actualizados de los pagos esperados por la demanda:

l d l d l

d VAPs VAPc

BEUB5_, _, _,

Donde:

BEUB5_{d, l} : BEUB5 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_d,lse considera igual a cero.

Artículo 7º.- Asignación de Responsabilidad de Pago entre Usuarios y Generadores

La asignación de responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores, se hace en proporción a los benefi cios económicos por precios marginales-energía y por mejoras de confi abilidad de los Usuarios y de los Generadores, los cuales se calculan conforme a lo siguiente:

7.1. Se obtiene el BET_Gde un Elemento como la sumatoria de los BEUG5_{g ,l}calculados conforme con lo establecido en el numeral 6.2 precedente, según sea el caso.

7.2. Se obtiene el BET_D de un Elemento como la sumatoria de los BEUB5_{d ,l} calculados conforme con lo establecido en el numeral 6.3, menos la diferencia de los ingresos tarifarios totales que se asignarían a la demanda en las condiciones “sin” y “con” el Elemento “l” como indican las ecuaciones siguientes:

) (

5

1 , l l

d

l d

D BEUB ITs ITc

BET ¸

¹

¨ ·

©

§

¦

¦ ¦

60 1

,

, , ,

) 1 (

m

l m b

l i

ITc ITc

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¦ ¦

60 1

,

, , ,

) 1 (

m

l m b

l i

ITs ITs

Los IT son la parte del Ingreso Tarifario del SPT, SGT, SST y SCT que se asignaría al usuario a cuenta de estos sistemas, calculado en las condiciones con la presencia y con la ausencia del Elemento en análisis. El cálculo de los IT debe realizarse en la forma establecida en la Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento para el caso del SPT aplicable en los procesos de fi jación de Precios en Barra; así como, lo establecido en el Artículo 22º de la NORMA TARIFAS. En caso de que el valor de BET_D resulte negativo, éste se considera igual a cero.

7.3. Se obtiene el BET del Elemento como la sumatoria de los BET_G y BET_D, calculados conforme con lo establecido en los numerales 7.1 y 7.2 precedentes.

7.4. Si el BET del Elemento propuesto iguala o supera a 90% del CMA5, entonces el CMA será dividido entre Usuarios del Área de Demanda y Generadores Aguas Arriba del Elemento, únicamente en proporción a los BET_G y BET_D calculados conforme con lo establecido en los numerales 7.1 y 7.2 precedentes.

7.5. Si el BET de un Elemento propuesto es igual o inferior al 10% del CMA5 del Elemento, entonces el CMA será dividido entre Usuarios del Área de Demanda y Generadores Aguas Arriba del Elemento, únicamente con base a las mejoras en confi abilidad, en proporción a la generación y la demanda Aguas Arriba del Elemento, medidas en GWh. Para tal fi n, se empleará la información de generación y demanda de archivos del MODELO, simulada y acumulada por cinco años a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento.

7.6. Si el BET de un Elemento propuesto es X% del CMA5, donde X% está entre 10% y 90%, entonces el pago del CMA será dividido en dos partes, una parte del CMA se paga en función de benefi cios económicos por precios marginales-energía (X%) y otra parte del CMA se paga por mejoras de confi abilidad (100%-X%), según lo siguiente:

7.6.1. La parte del CMA que se paga por benefi cios económicos por precios marginales-energía será dividida entre Usuarios del Área de Demanda y Generadores Aguas Arriba, en proporción a los BET_G y BET_D calculados conforme a lo establecido en los numerales 7.1 y 7.2 precedentes.

7.6.2. La parte del CMA que se paga por mejoras de confi abilidad será dividida entre Generadores Aguas Arriba y Usuarios del Área de Demanda, en proporción a la generación y la demanda Aguas Arriba del Elemento.

Para tal fi n, se empleará la información de generación y demanda de archivos del MODELO, simulada y acumulada por cinco años a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento.

7.7. Formulación:

7.7.1. Para efectos del presente procedimiento, se asume que el CMA tiene dos componentes, una con base en los benefi cios económicos por precios marginales-energía (CMA_BE), y la otra en benefi cios económicos por mejoras en Confi abilidad (CMA_C), según las ecuaciones siguientes.

CMA k CMA

CMA CMA

CMA k CMA

CMA CMA

CMA

BE C

BE

C BE

u

) 1 (

Donde:

k = 1 : si BET/CMA5 > 0,9 k = BET/CMA5 : si 0,9 > BET/CMA5 > 0,1 k = 0 : si 0,1 > BET/CMA5

CMA_BE : La parte del CMA que se paga por benefi cios económicos por precios marginales- energía.

CMA_C : La parte del CMA que se paga por benefi cios económicos por mejoras en confi abilidad.

7.7.2. Las responsabilidades de pago del Costo Medio Anual asignados a los Usuarios (CMAU%) y de los Generadores (CMAG%) se expresan en porcentajes y deben sumar 100%; así mismo, cada uno tiene dos componentes, el primero correspondiente a benefi cios económicos por precios marginales-energía y el segundo a benefi cios económicos por mejoras de confi abilidad. Los CMAU% y CMAG% se determinan con las siguientes expresiones:

G D

G C

G BE

G D

D C

D BE

GWh GWh CMA GWh BET CMA BET CMAG

GWh GWh CMA GWh BET CMA BET CMAU

%

Donde:

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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.

El conjunto de Usuarios con benefi cios económicos por precios marginales-energía no necesariamente es el conjunto de Usuarios con benefi cios económicos por mejoras de confi abilidad. Lo mismo se aplica para los Generadores.

TÍTULO IV

Reparto de la Asignación de Pagos Entre Generadores por el Criterio de Benefi cios Artículo 8º.- Consideraciones Generales

8.1. El CMAG (CMAG% x CMA) de un Elemento será prorrateado entre los generadores que se benefi cian del Elemento, en proporción a los benefi cios económicos (que incluye benefi cios económicos por precios marginales-energía y por mejora de confi abilidad) y teniendo en cuenta el método de Asignación Filtrada defi nido en el numeral 4.2 de la presente norma.

8.2. Esta asignación se hará por simulaciones realizadas cada cuatro años en la oportunidad de cada fi jación de tarifas y compensaciones de SST y SCT.

Artículo 9º.- Cálculo de BEUGn

9.1. Se calculará los BEUG4 correspondientes a un periodo de 4 años, por cada central generadora, conforme a las ecuaciones del numeral 6.2 precedente, con la diferencia que se considera 48 meses “m” y no 60.

9.2. Las simulaciones para calcular BEUG4 se efectuarán con el MODELO y la base de datos correspondiente a la fi jación de Precios en Barra del mismo año del proceso de fi jación de SST y SCT y, complementariamente, la Base de Datos del Plan de Transmisión vigente. El periodo de 48 meses se considera desde mayo en que entran en vigencia las tarifas de los SST y SCT, o desde el mes de vigencia del ajuste que se hace a pedido de los interesados. Las simulaciones en el MODELO deberán abarcar 6 años contados desde enero del año anterior al del mes de inicio del período de 48 meses.

Artículo 10º.- Prorrateo del CMAG entre generadores, por el criterio de benefi cios

El prorrateo del CMAG entre los generadores, por el criterio de benefi cios, se calcula conforme lo siguiente:

10.1. Se halla el BET_Gde un Elemento como la sumatoria de los BEUG4 calculados conforme con lo establecido en el Artículo 9º.

10.2. Si el BET_G de un Elemento es igual o supera el 90% del CMAG4 del Elemento, entonces el CMAG será dividido entre las centrales generadoras únicamente en proporción a sus BEUG4.

10.3. Si el BET_G de un Elemento es igual o inferior al 10% de la CMAG4 del Elemento, entonces el CMAG será dividido entre los Generadores Aguas Arriba del Elemento, únicamente con base a Mejoras de Confi abilidad, en proporción a su generación, medida en GWh. Para tal fi n, se empleará la información de los archivos de salida del MODELO, correspondiente al periodo de cuatro años el mes en que entran en vigencia las compensaciones.

10.4. Si el BET_G de un Elemento es igual a X% de la CMAG4 del Elemento, donde X% esta entre 10% y 90%, entonces el pago de la CMAG será dividido en dos partes, una parte de la CMAG se paga por benefi cios económicos por precios marginales-energía (X%) y otra parte de la CMAG se paga por mejoras de confi abilidad (100%-X%), conforme lo siguiente:

10.4.1. La parte de la CMAG que se paga por benefi cios económicos por precios marginales-energía será repartida entre las centrales generadoras en proporción a sus BEUG4.

10.4.2. La parte de la CMAG que se paga por mejoras de confi abilidad será repartida entre las centrales generadoras Aguas Arriba del Elemento, en proporción a su generación, medida en GWh. Para tal fi n, se empleará la información de los archivos de salida del MODELO, correspondiente al periodo de cuatro años desde mayo en que entran en vigencia las compensaciones.

10.5. Formulación:

10.5.1. Para efectos del presente procedimiento se asume que la CMAG tiene dos componentes, una con base en los benefi cios económicos por precios marginales-energía (CMAG_BE) y la otra en benefi cios económicos por mejoras en Confi abilidad (CMAG_C). La asignación entre centrales generadoras se resume en las ecuaciones siguientes:

CMAG k

CMAG CMAG CMAG

CMAG k CMAG

CMAG CMAG

CMAG

BE C

BE

C BE

u

) 1 ( Donde:

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NORMAS LEGALES

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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.

CMA_BE : Parte del CMAG que se paga por benefi cios económicos por precios marginales- energía.

CMA_C : Parte del CMAG que se paga por benefi cios económicos por mejoras en confi abilidad.

10.5.2. La CMAGi, es la parte de la CMAG asignada a la central generadora “i”, y se determina según la siguiente expresión:

G i C G

i BE

i GWh

CMAG GWh BET

CMAG BEUG

CMAG 4

Donde:

BEUG4_i = Es el BEUG4 de la central generadora “i” . BET_G = Sumatoria de los BEUG4_i

GWh_G = Es la energía (GWh) por cuatro años de todos los generadores ubicados Aguas Arriba del Elemento.

GWh_i = Es la energía (GWh) por cuatro años del generador “i” Aguas Arriba del Elemento.

10.5.3. Las centrales cuyas porciones asignadas del CMAG_,calculadas en el numeral precedente, son menores que el 1% del CMAG total, se excluyen de la asignación de pago y se reparte sus CMAGi entre las demás centrales en proporción a sus porciones del CMAG.

10.5.4. Los CMAG_i que resultan en el numeral precedente deben ajustarse mediante la aplicación del método de Asignación Filtrada de la siguiente forma:

CMAG_ifi ltrada = f x (0,5 x PP_i + 0,5 x CMAG_i) Donde:

CMAG_ifi ltrada : Asignación Filtrada: pago anual asignado al generador “i”, por un Elemento del SST o SCT existente.

CMAG_i : Pago anual calculado conforme el numeral anterior, para el generador “i”, por un Elemento.

PP_i : Pago Previo por el Elemento en análisis; se refi ere al pago anual asignado por OSINERGMIN en la fi jación tarifaria anterior al generador “i”, 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” benefi ciados 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 ⁽^fû⁽⁰^,⁵û^PPⁱ⁰^,⁵û^CMAGⁱ⁾⁾ ^CMAG

TÍTULO V

Reparto de la Asignación de Pagos Entre Generadores por el Criterio de Uso Artículo 11º.- Consideraciones Generales

11.1. La asignación de pago de los Elementos por el criterio de Uso se repartirá entre los Generadores Relevantes de dicho Elemento.

11.2. El prorrateo por el criterio de uso se realizará mediante el método de Energía / Distancia Eléctrica, conforme se describe en los siguientes numerales del presente Título.

11.3. Al fi nal de cada mes se determinará, de manera ex-post, las compensaciones que pagará cada generador por cada SST y SCT comprendido en este criterio. Estas compensaciones mensuales tendrán carácter de pago a cuenta del monto anual a pagar por cada generador.

11.4. Cada año se realizará una liquidación anual, en la que se determine la diferencia entre la compensación pagada por el generador durante un período de doce meses y lo que corresponde pagar por dicho período. El saldo de la liquidación servirá como crédito o débito de las compensaciones mensuales para el mes de abril de cada año.

11.5. En las asignaciones mensuales, las centrales cuyas porciones asignadas del CMAG (incluyendo liquidación) son

(9)

NORMAS LEGALES

Pág. 373081

menores que el 1% del CMAG mensual total (incluyendo liquidación), se excluyen de la asignación de pago y se reparte sus porciones entre las demás centrales en proporción a sus porciones del CMAG (incluyendo liquidación).

Artículo 12º.- Prorrateo del CMAG entre los Generadores, por el criterio de Uso

12.1. El COES calculará los elementos diagonales de la matriz de impedancias “Zi” por cada barra “i” donde estén conectadas centrales de generación.

12.2. El COES calculará la “distancia eléctrica z_i,j-k” (D_i,j-k) entre cada barra “i” de generación y cada elemento j-k del SCT y SST en análisis.

12.3. Los titulares de las centrales de generación medirán la producción neta mensual (GWhi) de cada central “i” y remitirán esta cifra al COES. El COES deberá validar estas cifras.

12.4. Por cada mes del periodo mayo a marzo, el COES procederá de la siguiente manera:

12.4.1. Se calculará el factor de participación mensual de cada central generadora en el pago de la compensación mensual asignada a los generadores, con base a la siguiente expresión:

. / /

1 ,

, ,

¦

m

i

k j i i

k j i i k

j i

z GWh

z FG GWh

Donde:

FG_i,j-k : Factor de participación de un generador “i” en el pago de una instalación “j-k”. Si

este factor es menor a 1% del total se considerará que GWh_i/z_i,j-kes igual a cero y, se recalculan los factores de participación para todas las centrales generadoras.

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 12.4.2. Se calculará el CMG_i,j-k en proporción al uso de sistema, con base a la siguiente expresión:

,

.

,j k j k ij k

i

CMG FG

CMG

u

Donde:

CMG_j-k : Compensación mensual por el Elemento “j-k”, calculado como:

j k

k

j CMAG

CMG

α β

CMAG_j-k : Costo Medio Anual del Elemento “j-k”, asignado a los generadores, en Nuevos Soles.

α : Tasa de actualización anual fi jada en el Artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

β : Tasa de actualización mensual calculada con la tasa anual, obtenida como:

1 ) 1 ( α ¹^/¹² β

12.5. Para el mes de abril se tendrá en cuenta lo siguiente:

12.5.1. Se calculará el factor de participación de cada central generadora en el pago del CMAG, con la siguiente expresión:

. / ) (

/ ) ) (

(

1 ,

,

¦

m

i

k j i i

k j i

z anual GWh

z anual anual GWh

FG

Donde:

FG_i,j-k(anual) : Factor de participación de un generador “i” en el pago de una instalación “j-k”. Si este

factor es menor a 0,01, se considerará que GWh_i(anual) / z_i,j-kes igual a cero y, se recalculan los factores de participación para todas las centrales generadoras.

GWh_i(anual) : Energía anual (mayo – abril) producida por la central generadora “i”. Esta central debe corresponder al conjunto de Generadores Relevantes Gjk.

GWh_m(anual) : Sumatoria de los GWh_i (anual) de todas las centrales Generadoras Relevantes Gjk

(10)

NORMAS LEGALES

Pág. 373082

12.5.2. Se efectuará una liquidación para que los pagos anuales acumulados refl ejen los GWh anuales de cada central generadora, por medio de la ecuación siguiente:

. ) 1 ( ) (

) ( )

( ¹¹

1

) 12 , (

, ,

, u

¦

u

n

n n

k j k i

ij k j k

j

i abril CMAG FG anual CMG i

CMG

Donde:

CMAG_j-k = Costo Medio Anual del elemento “j-k”, asignado a los generadores, en Nuevos Soles.

CMG_i,j-k,n(abril) = Compensación mensual asignada al generador “i”, por la instalación “j-k”, llevada al

mes de abril.

“n” = Número correspondiente a los meses: 1=Mayo, 2=Junio,…, 11=Marzo.

Si CMG_i,j-k(abril) es negativo, el titular de la instalación “j-k” acreditará al generador “i” dicho monto.

TÍTULO VI

PLAZOS, MEDIOS Y FORMATOS Artículo 13º.- Plazos, Medios y Formatos

13.1. Plazos:

13.1.1. La asignación de responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores y la determinación de la compensación mensual asignada a los generadores por el método de benefi cios forma parte del

“Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” y se sujetará al cronograma que se establezca para tal fi n.

Los titulares de las instalaciones de transmisión comprendidas presentarán su propuesta de asignación como parte del ESTUDIO.

13.1.2. El cálculo de la asignación de la compensación mensual a cada generador por el método del uso lo realizará el COES hasta el séptimo día hábil de cada mes. Los Generadores Relevantes entre los cuales reparte el COES serán los que se aprueben en cada fi jación tarifaria.

13.2. Medios:

13.2.1. Las titulares de las instalaciones de transmisión deberán presentar todos los archivos de cálculo en medios electrónicos compatibles con la mayoría de las hojas de cálculo comerciales existentes en el medio. Todos los archivos de cálculo deberán estar debidamente vinculados para facilitar su trazabilidad.

Deberán acompañar un informe en el que se presente todos los criterios y premisas adoptados; así como, los resultados obtenidos. Este informe deberá presentarse en forma impresa y en medio magnético en formato compatible con los editores de texto existentes en el medio.

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

13.3. Formatos para la asignación de Benefi cios entre Generadores y Usuarios: Deberán presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice A de la presente norma.

13.3.1. Formato 101: Contiene el cálculo y resultado de los BEUB5.

13.3.2. Formato 102: Contiene el cálculo y resultado de los BEUG5.

13.3.3. Formato 103: Contiene el cálculo de BET_D y BET_G.

13.3.4. Formato 104: Contiene la determinación del BET y de los porcentajes del Costo Medio Anual a ser remunerado por benefi cios económicos por precios marginales-energía (CMA%_BE) y por benefi cios económicos por mejoras en confi abilidad (CMA%_C)

13.3.5. Formato 105: Contiene la determinación de los porcentajes de responsabilidades de pago del CMA, asignados a los Usuarios (CMAU%) y a los Generadores (CMAG%).

13.4. Formatos para el prorrateo entre generadores por el criterio de benefi cios: deberán presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice B de la presente norma.

13.4.1. Formato 201: Contiene el cálculo y resultado de BEUG4 13.4.2. Formato 202: Contiene el cálculo de BET_G y GWh.

13.4.3. Formato 203: Contiene la determinación de la Compensación Mensual asignada a cada generador

(11)

NORMAS LEGALES

Pág. 373083

(CMAGi) sin aplicar la Asignación Filtrada.

13.4.4. Formato 204: Contiene la determinación de la Compensación Mensual asignada a cada generador (CMAGi), con Asignación Filtrada.

13.5. Formatos para el prorrateo entre generadores por el criterio de uso: deberán presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice C de la presente norma.

13.5.1. Formato 301: En este formato se consigna, por cada Elemento, por los generadores relevantes, la distancia eléctrica desde la barra de dicho generador hasta el punto medio del Elemento y la producción, mensual o anual.

13.5.2. Formato 302: Contiene el cálculo del factor de participación mensual o anual de cada generador en el uso de un Elemento.

13.5.3. Formato 303: Contiene la determinación de la Compensación Mensual asignada a cada generador (CMAGi) para los meses mayo a marzo, por un Elemento.

13.5.4. Formato 304: Contiene la determinación de la Compensación Mensual asignada a cada generador (CMAGi) para el mes de abril, por un Elemento.

DISPOSICIÓN TRANSITORIA

ÚNICA: El programa de software PERSEO se empleará como el MODELO al cual se refi ere la presente norma hasta que el OSINERGMIN apruebe otro software con funciones equivalentes o superiores a las del modelo PERSEO.

APÉNDICE A

FORMATOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL BENEFICIO ECONÓMICO DE USUARIOS Y GENERADORES

OSINERGMIN Formato 101

FORMATO DE BENEFICIOS DE USUARIOS (BEUB5)

ELEMENTO:

FECHA:

Valor Actual de los Pagos Esperados por Energía ⁽¹⁾ BEUB5⁽³⁾

BARRA (US$) (B-A)

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

TOTAL

Notas:

(1) Determinado con la expresión del numeral 6.3 de la presente norma para VAPc_d,l. (2) Determinado con la expresión del numeral 6.3 de la presente norma para VAPs_d,l. En (1) y (2), “d” indica la barra y “l” el Elemento analizado en esta hoja.

(3) Valores negativos se remplazan por cero.

Todos los montos se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales.

(12)

NORMAS LEGALES

Pág. 373084

FORMATO DE BENEFICIOS DE GENERADORES (BEUG5)

ELEMENTO:

FECHA:

Valor Actual de las Utilidades Esperadas por Energía⁽¹⁾ BEUG5⁽³⁾

CENTRAL TITULAR (US$) (A-B)

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

TOTAL

Notas:

(1) Determinado con la expresión del Numeral 6.2 de la presente norma para VAUc_g,l . (2) Determinado con la expresión del Numeral 6.2 de la presente norma para VAUs_g,l . En (1) y (2) g indica la central y “l” el Elemento analizado en esta hoja.

(3) Valores negativos se remplazan por cero.

Todos los montos se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales

FORMATO DE CÁLCULO DE BET_D o BET_G (US$)

ELEMENTO:

FECHA:

BARRA O BEUB5 ó

GENERADOR BEUG5⁽¹⁾

- Ajuste por ingresos tarifarios (solo para demanda)⁽²⁾ TOTAL BET_D o BET_G (US$)

Notas:

(1) Corresponde a los valores calculados en los formatos 101 y 102

(2) Ajuste por IT = 0 para generación. Para demanda, Ajuste = (ITs_l - ITc_l), según la ecuación del numeral 7.2 Se usa una hoja para BEUB5 y BET_D y otra para BEUG5 y BET_G.

(13)

NORMAS LEGALES

Pág. 373085

FORMATO DE CALCULO DE BET, CMA%_BE y CMA%_C

ELEMENTO:

FECHA:

CMA5⁽¹⁾ BET = BET_D²⁾ +

BET_G⁽²⁾ k⁽³⁾ CMA%_BE⁽⁴⁾ CMA%_C⁽⁵⁾

Notas:

(1) Valor presente del Costo Medio Anual de 5 años expresado en US$.

(2) Expresados en US$, calculados en el Formato 103.

(3) Si BET/CMA5 0,9, k=1.

Si 0,9 > BET/CMA5 > 0,1 k=BET/CMA5.

Si 0,1 > BET/CMA5, k=0 (4) CMA%_BE = k x 100%

(5) CMA%_C = (1-k) x 100%

FORMATO DE CALCULO DE CMAU% y CMAG%

ELEMENTO:

FECHA:

Variable Unidad Valor

BET ⁽²⁾ US$

BET_D⁽¹⁾ US$

BET_G⁽¹⁾ US$

CMA%_BE⁽²⁾ %

CMA%_C⁽²⁾ %

GWh_D⁽³⁾ GWh

GWh_G⁽³⁾ GWh

CMAU%⁽⁴⁾ %

CMAG%⁽⁴⁾ %

Notas:

(1) Corresponde a los valores calculados en el Formato 103.

(2) Corresponde a los valores calculados en el Formato 104.

(3) Energía de Demanda y Generación respectivamente “Aguas Arriba” del Elemento, por 5 años.

(4) Calculados con las expresiones:

G D

G C

G BE

G D

D C

D BE

GWh GWh CMA GWh BET CMA BET CMAG

GWh GWh CMA GWh BET CMA BET CMAU

%

(14)

NORMAS LEGALES

Pág. 373086

APÉNDICE B

FORMATOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL PRORRATEO DE LA COMPENSACIÓN ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE BENEFICIO

FORMATO DE BENEFICIOS DE GENERADORES (BEUG4)

ELEMENTO:

FECHA:

Valor Actual de las Utilidades Esperadas por Energía⁽¹⁾ DIFERENCIA BEUG4⁽³⁾

CENTRAL TITULAR (US$) (A-B) (D)

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

TOTAL

Notas:

(1) Determinado con la expresión del numeral 6.2 de la presente norma para un horizonte de 48 meses para VAUc_g,l. (2) Determinado con la expresión del numeral 6.2 de la presente norma para un horizonte de 48 meses para VAUs_g,l. (3) Si la diferencia (A-B) es negativa, el BEUG4 es igual a “Cero”, caso contrario es igual a la diferencia (A-B).

Todos los montos se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales.

FORMATO DE CALCULO DE BET_G Y GWh_G

ELEMENTO:

FECHA:

Valor de CMAG4:

GENERADOR BEUG4⁽¹⁾

(B)

GENERACIÓN (GWh) (D)⁽²⁾

TOTALES: BET_G Y GWh_G BET_G/CMAG₄

k⁽³⁾ Notas:

(1) Corresponde a los valores calculados en el Formato 201. Valores negativos se remplazan con cero.

(2) Generación total por 4 años de generadores Aguas Arriba del Elemento.

(3) Si BET_G/CMAG4 0,9 k=1.

Si 0,9 > BET_G/CMAG4> 0,1 k=BET_G/CMA4.

Si 0,1 > BET_G/CMAG4 k=0

(15)

NORMAS LEGALES

Pág. 373087

FORMATO DE CALCULO DE LOS CMAGi

ELEMENTO:

FECHA:

CMAG4 (Formato 202) BET_G(Formato 202) k (Formato 202) GWh_G(Formato 202) CMAG_BE = k x CMAG4 CMAG_BE/BET_G CMAG_C = (1-k) x CMAG4 CMAG_C/GWh_G

Central Generadora

BEUG4⁽¹⁾ x CMAG_BE/BET_G

(B) US$

GWh⁽¹⁾ x CMAG_C/GWh_G

(C) US$

CMAG INICIAL (D) = (B+C) US$

CMAG%

D/(TOTAL D) (E)

CMAG%

> 1%

(F)^(2,3)

CMAG%

AJUSTADA⁽⁴⁾ (G)

CMAG_i⁽⁴⁾ H =G x TOTAL D US$

TOTALES Notas:

(1) Corresponden a los valores calculados en el Formato 202.

(2) (F) incluye solo los elementos de (E) que sean mayores o iguales que 1%. El total puede ser inferior a 100%

(3) G = (F)/(TOTAL de F). Total de G debe ser igual a 100%

(4) TOTAL H debe se igual a TOTAL D.

FORMATO DE CALCULO DE LOS CMAG_ICON ASIGNACION FILTRADA

ELEMENTO:

FECHA:

CMAG

f = (CMAG / Total de C) Tipo de Cambio (S/./US$)

Central Generadora PP_i⁽¹⁾ CMAG_i⁽²⁾ CMAGf_i⁽³⁾ CMAG_i⁽⁴⁾Filtrada

(A) S/. (B) S/. (C) S/. (D) S/.

TOTALES Notas:

(1) Monto anual asignado al generador “i” por el pago del Elemento en la fi jación tarifaria anterior, debidamente actualizado

(2) Calculado en el formato 203 multiplicado por el Tipo de Cambio.

(3) Calculado con la expresión: CMAGf_i = (0,5 x PP_i + 0,5 x CMAG_i) (4) Calculado como D = f x C, Total D debe ser igual a CMAG

(16)

NORMAS LEGALES

Pág. 373088

APENDICE C

FORMATOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL PRORRATEO DE LA COMPENSACIÓN ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE USO

GWh/OHMIOS MENSUALES O ANUALES DE GENERADORES RELEVANTES

ELEMENTO (j-k):

MES/AÑO:

FECHA:

CENTRAL

RELEVANTE⁽¹⁾ TITULAR DISTANCIA ELECTRICA z_i,j-k(OHMIOS)⁽²⁾

GWh_i

POR MES O AÑO GWh_i/z_i,j-k

TOTALES Notas:

(1) Generadores relevantes de acuerdo a la defi nición 4.20.

(2) Distancia Eléctrica z_i,j-k entre la barra “i” (barra de entrega de energía al SEIN del generador i) y el punto medio del Elemento j-k.

CÁLCULO DE FACTOR DE PARTICIPACIÓN MENSUAL O ANUAL

ELEMENTO:

MES/AÑO: FECHA:

CENTRAL

FG_i,j-k INICIAL⁽¹⁾

(B)

FG_i,j-k% INICIAL ⁽²⁾

(C)

FG_i,j-k% > 1%

(D)⁽³⁾

FG_i,j-k%⁽⁴⁾ (E)

TOTAL Notas:

(1) Corresponde a los valores calculados con la fórmula del numeral 12.4.1 de la presente norma, con base a los resultados del Formato 301.

(2) FG_i,j-k en porcentaje del Total de B. El total tiene que ser 100%.

(3) Incluye sólo los valores de Columna (C) mayores o iguales que 1%. El total puede ser menor a 100%.

(4) Igual al valor de Columna (D) dividida por el total de la columna (D). El total de columna (E) tiene que ser 100%.

(17)

NORMAS LEGALES

Pág. 373089

COMPENSACION MENSUAL POR EL MES DE …

(Este formato se utilizará únicamente para los meses de mayo a marzo) ELEMENTO:

CENTRAL CMG_j-k⁽¹⁾ FG_i,j-k⁽²⁾ CMG_i,j-k⁽³⁾

S/. S/.

TOTAL Notas:

(1) Compensación mensual por el elemento j-k, calculada como:

j k

k

j i CMAG

CMG

α

(2) Factor FG_i,j-k% de cada central calculado en el Formato 302, columna E.

(3) Compensación mensual asignada a la central generadora “i”, calculada con:

,

%.

,j k j k ij k

i

CMG FG

CMG

u

COMPENSACION MENSUAL POR EL MES DE ABRIL (Este formato se utilizará únicamente para el mes de abril)

ELEMENTO:

CENTRAL CMAG_j-k⁽¹⁾ FG_i,j-k(anual)⁽²⁾ Pagos hasta abril⁽³⁾ CMG_i,j-k(abril)⁽⁴⁾

S/. S/. S/.

TOTAL Notas:

(1) Costo Medio Anual del elemento “j-k”, asignado a los generadores, en Nuevos Soles.

(2) Factor FG_i,j-k(anual) de cada central calculado en el Formato 301.

(3) Valor a fi n de abril de cada año de las compensaciones mensuales asignadas al generador i) : .

) 1 ( )

11(

1

) 12 , (

¦

, ^u n

n n

k j

i i

CMG

(4) Compensación mensual asignada a la central generadora “i” el mes de abril, calculada con:

. ) 1 ( )

( )

( , , ⁽¹² ⁾

11 1 ,

, n

n k j i n k

i j k j k

j

i abril CMAG FG anual CMG i

CMG u

¦

u

(18)

NORMAS LEGALES

Pág. 373090

APENDICE D

EJEMPLOS – METODO USO DE SISTEMA POR GWH/OHMIOS

Línea 1 CMG S/ . 750 000

Central Porcentaje Compensación

Generadora Ohmios GWh GWh/ohmios Porcentaje > 1% Ajustado CMG S/.

Gen1 1,45774 224 154 0,14%

Gen2 1,30020 572 440 0,40%

Gen3 0,09313 1 005 10 792 9,88% 9,88% 10,05% 75 408

Gen4 0,09313 277 2 976 2,72% 2,72% 2,77% 20 793

Gen5 1,61954 770 476 0,44%

Gen6 0,07594 5 444 71 690 65,61% 65,61% 66,79% 500 910 Gen7 0,07594 1 662 21 881 20,03% 20,03% 20,39% 152 889

Gen8 2,24856 744 331 0,30%

Gen9 1,17491 613 521 0,48%

11 311 109 261 100,0% 98,2% 100,0% 750 000

Linea 2 CMG S/. 60 000

Central Porcentaje Compensación

Generadora Ohmios GWh GWh/ohmios Porcentaje > 1% Ajustado CMG S/.

Gen1 1,42741 224 157 0,09%

Gen2 1,27125 572 450 0,25%

Gen3 0,01596 1 005 62 974 34,73% 34,73% 35,11% 21 067

Gen4 0,01596 277 17 364 9,58% 9,58% 9,68% 5 809

Gen5 1,59021 770 484 0,27%

Gen6 0,07177 5 444 75 859 41,84% 41,84% 42,30% 25 378 Gen7 0,07177 1 662 23 154 12,77% 12,77% 12,91% 7 746

Gen8 2,21966 744 335 0,18%

Gen9 1,14807 613 534 0,29%

11 311 181 311 100,0% 98,9% 100,0% 60 000