Asignación de Responsabilidad de Pago de Instalaciones del SST y SCT

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA

 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0128-2008-GART

Asignación de Responsabilidad de Pago de Instalaciones del SST y SCT

Lima, marzo de 2008

Resumen Ejecutivo

Conforme con lo dispuesto el inciso e) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, corresponde al OSINERGMIN definir el procedimiento para la asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda y la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, por las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”).

En cumplimiento de lo citado, OSINERGMIN ha conducido un estudio cuyos resultados se exponen en el presente informe. Sobre la base de dichos resultados y la experiencia en los métodos que se han venido aplicando para la asignación de responsabilidad de pago de los SST; se ha elaborado el proyecto de propuesta de norma: “Procedimiento y Método para la Determinación del Beneficio que Proporcionan las Instalaciones del SST y SCT”.

En este proyecto de norma se establece el procedimiento y la metodología para la determinación de los beneficios económicos y por mejoras en la confiabilidad que proporcionan las instalaciones de los indicados sistemas de transmisión, a los Usuarios y a los Generadores; así como, el procedimiento y método para asignar las compensaciones entre los Generadores beneficiarios.

En ese sentido y en cumplimiento a los dispositivos legales vigentes, se recomienda efectuar la publicación del mencionado proyecto de norma para recibir los comentarios y sugerencias de los interesados.

INDICE

1. INTRODUCCIÓN ... 2

1.1. OBJETIVOS... 3

1.2. MARCO LEGAL -REGULATORIO... 3

1.3. ESTUDIO DESARROLLADO POR OSINERGMIN ..¡ERROR!MARCADOR NO DEFINIDO. 2. PROYECTO DE PROPUESTA DE NORMA... 6

2.1. ASPECTOS GENERALES... 6

2.2. CONSIDERACIONES EN EL CÁLCULO DE LOS BENEFICIOS¡ERROR!MARCADOR NO DEFINIDO. 2.3. MEDICIÓN DEL BENEFICIO DE CONFIABILIDAD... 10

2.4. SOBRE LA ASIGNACIÓN DE PAGO ENTRE USUARIOS Y GENERADORES... 12

2.5. SOBRE LA ASIGNACIÓN DE PAGO ENTRE GENERADORES POR BENEFICIOS ECONÓMICOS... 18

2.6. SOBRE LA ASIGNACIÓN DE PAGO ENTRE GENERADORES POR USO... 21

3. TRANSPARENCIA DEL PROCESO ... 27

4. CONCLUSIONES ... 28

1. Introducción

El numeral 20.1 del Artículo 20° de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (en adelante Ley 28832), estableció que el Sistema de Transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional está integrado, entre otros, por instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) y el Sistema Complementario de Transmisión (en adelante “SCT”).

Así mismo, mediante Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, se modificó, entre otros, el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM, en el cual se establecen los lineamientos para fijar las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT.

De acuerdo con el inciso e) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, corresponde al Organismo Regulador de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”) definir la asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, así como la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos.

Con resolución OSINERGMIN Nº 023-2008-OS/CD, se aprobó la norma

“Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (en adelante “Norma Tarifas”) en la que se establecen los criterios y metodología para la elaboración de los estudios que sustenten las propuestas de determinación de los Peajes y Compensaciones de los SST y SCT.

En ese sentido y en concordancia con lo establecido en la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832, el numeral 6.2 de la Norma Tarifas, señala: Para el caso de las instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de la citada Ley, la proporción de pago entre

Usuarios y Generadores y el criterio de su distribución al interior del conjunto de Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley. Al respecto, dado que a la fecha no se ha emitido una norma que especifique el procedimiento a seguir para estos casos, es necesario que se emita dicho procedimiento.

Del mismo modo, el numeral 6.3.3 de la Norma Tarifas dispone que OSINERGMIN apruebe el procedimiento de asignación de la responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, así como la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, para el caso de las instalaciones del SCT vinculadas al Plan de Transmisión (SCTPT), Plan de Inversiones (SCTPI) y/o Libre Negociación (SCTLN) y que no estén asignados 100% a la demanda o generación.

Por lo mencionado en los párrafos anteriores y sobre la base de la experiencia en la asignación de cargos para los SST tipo generación/demanda (en adelante “SSTGD”), es necesario que el OSINERGMIN apruebe la norma que establezca los criterios y metodología para la asignación de la responsabilidad de pago entre la generación y la demanda por los sistemas pertenecientes a los SST y SCT, que correspondan; así como, la distribución, entre los generadores, de la responsabilidad de pago asignada a ellos.

1.1. Objetivo

Presentar los principales resultados del estudio conducido por OSINERGMIN para la elaboración del Proyecto de Propuesta de Norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT” (en adelante

“PROYECTO DE NORMA”) para la asignación de la responsabilidad de pago entre la generación y la demanda; así como, la distribución, entre los generadores, de la responsabilidad de pago asignada a ellos.

1.2. Marco Legal

El presente informe, se ha elaborado teniendo en cuenta las disposiciones establecidas en el siguiente marco legal regulatorio.

ƒ Ley Nº 28832 para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, julio 2006 (en adelante la “Ley”)

ƒ Reglamento de Transmisión, aprobado por Decreto Supremo Nº 027- 2007-EM, mayo 2007 (en adelante “Reglamento”).

ƒ Norma Tarifas.

En efecto, los criterios básicos para la asignación de responsabilidad de pago de las instalaciones del SST y del SCT, están establecidos en el inciso e) del Artículo 139º de Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Específicamente, con relación a las instalaciones del SST que no son

asignadas 100% a la demanda ni a la generación, el numeral III) de este artículo establece que:

Para las instalaciones del SST no asignadas 100% a los generadores ni a los usuarios (SSTGD): OSINERGMIN definirá la asignación de responsabilidad de pago a la generación o a la demanda, o en forma compartida entre ambas. Para ello, deberá tener en cuenta el uso y/o el beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o demanda, así como lo dispuesto por el cuarto párrafo de la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832.

Asimismo, el párrafo a que se refiere el citado numeral III), dispone que “la distribución al interior del conjunto de Usuarios o del conjunto de Generadores mantendrá el criterio vigente a la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley”.

Con relación a las instalaciones del SCT, los numerales IV, VI y VII del inciso e) del mismo Artículo 139º, establecen que:

IV) La responsabilidad de pago de las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión que son parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es el resultado de iniciativa propia de uno o varios agentes (SCTPT) se realizará conforme a los criterios señalados para el caso de los SSTGD.

VI) La asignación de la responsabilidad de pago entre la demanda y la generación de las instalaciones del SCTPT y del SCT asignado 100% a la demanda, se determinará por única vez.

VII) La distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se revisará en cada fijación tarifaria o a solicitud de los interesados, de acuerdo con el procedimiento que establezca OSINERGMIN.

Por su parte, respecto a las instalaciones tipo SSTGD, el numeral 6.2 de la Norma Tarifas establece:

Para el caso de las instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de la Ley Nº 28832, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores y el criterio de su distribución al interior del conjunto de Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley.

Asimismo, para el caso de los SCT, el numeral 6.3.3 de la Norma Tarifas dispone que:

Para el caso de las instalaciones del SCTPT, del SCTLN¹ y del SCTPI² no incluidos en los numerales anteriores, la asignación de la responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, así como la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se realizará con base a lo establecido en el Procedimiento de Asignación de Responsabilidad de Pago de las instalaciones de transmisión que apruebe el OSINERGMIN

En cuanto a aquellas instalaciones de los Sistemas de Transmisión comprendidos en las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM (en adelante ST059) el numeral 6.4 de la Norma Tarifas dispone que:

“… se estarán a lo establecido en sus respectivos contratos y se adecuarán, en tanto estos contratos, lo permitan a los criterios establecidos en los numerales anteriores.”

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

2 SCTPI: SCT asignado a la demanda, a la generación o a ambos, que es parte de un Plan de Inversiones aprobado por el OSINERGMIN.

2. Sustento del Proyecto de Norma

En el presente capítulo se resumen los principales aspectos relevantes que se han tenido en cuenta para la elaboración del PROYECTO DE NORMA.

2.1. Criterios Generales

Se destacan los siguientes aspectos generales:

2. 2 .1 1. .1 1. . Cr C ri it te er ri io os s p pa ar ra a l la a a as s ig i gn na ac ci ió ón n d de e r re es sp po on ns sa ab bi il li id da ad d d de e pa p ag go o d de e l lo os s S SS ST T y y S SC CT T

De la lectura del marco regulatorio y según la definición hecha en la Norma Tarifas, se resume que los sistemas de transmisión que están comprendidas en el alcance del PROYECTO DE NORMA, son del tipo: SSTGD, SSTPT, SSTPI y SSTLN; así mismo, corresponde que se incluyan aquellas instalaciones del SST059 cuyos contratos así lo permitan.

Conforme al mismo marco regulatorio, los criterios que se pueden aplicar para la asignación de responsabilidad de pago de estas instalaciones, son los siguientes:

Cuadro Nº 2-1

Criterios para la Asignación de Responsabilidad de Pago Tipo de

Instalación

Para la asignación entre:

Criterios Aplicables

SSTGD No corresponde(1)

SSTPI Beneficio o Uso

SSTPT Beneficio o Uso

SSTLN

Generación y Demanda

Beneficio o Uso

SSTGD Beneficio y Uso(2)

SSTPI Beneficio o Uso

SSTPT Beneficio o Uso

SSTLN

Generadores

Beneficio o Uso

(1) No corresponde, debido a que de acuerdo a la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832, cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se viene pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado.

(2) Existen instalaciones del SST que, antes de la entrada en vigencia de la Ley de concesiones eléctricas se asignaban con el criterio de beneficio económico y otras con el criterio de uso.

Para efectos del presente informe, se ha visto por conveniente aplicar los siguientes criterios:

- Según lo dispuesto en el marco regulatorio vigente, para el caso de las instalaciones del SSTGD, se debe aplicar el mismo criterio que se venía aplicando antes de la Ley 28832: algunos bajo el criterio del Beneficio y otros bajo el criterio del Uso

- Para la asignación de responsabilidad de pago entre generación y demanda, así como para el reparto entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, correspondiente a las instalaciones SCTPT, SCTPI y SCTLN; se recomienda aplicar el criterio de beneficio económico, por dos razones fundamentales: i) es el mismo criterio que se viene aplicando actualmente y ii) es el método que se empleará para la asignación de responsabilidades de pago por las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión (en adelante

“SGT”). Con ello, se empleará un único criterio.

En el cuadro siguiente se resumen los criterios recomendados para la asignación de responsabilidad de pago:

Cuadro Nº 2-2

Criterios Recomendados para la Asignación de Responsabilidad de Pago

Tipo de Instalación

Para la asignación entre:

Criterios Recomendados

SSTPI Beneficio SSTPT Beneficio SSTLN

Generación y Demanda

Beneficio

SSTGD Beneficio y Uso

SSTPI Beneficio SSTPT Beneficio SSTLN

Generadores

Beneficio

2. 2 .1 1. .2 2. . M M ét é to od do os s a a s s er e r U Ut ti il li iz z ad a do os s p pa ar ra a l la a A As si ig gn na ac ci ió ón n d de e Ca C ar rg go os s d de e l lo os s S SS ST T y y S SC CT T: :

Con respecto al criterio del beneficio, para los SST se ha venido utilizado el método de utilidades y ahorros incrementales, a fin de determinar la asignación de responsabilidad de pago entre generadores y usuarios, respectivamente y el prorrateo entre estos. Para ello, se valorizaba a costos marginales, tanto las utilidades de los generadores como los pagos de los usuarios, bajo dos condiciones: “con” y “sin” el Elemento³ en análisis.

Si bien este método se ha venido empleando desde el año 2002, en su aplicación se ha observado que es necesario corregir el problema de variabilidad de los resultados entre un año y otro. Así mismo, se observa que es necesario incluir el monto del ingreso tarifario en el cálculo del benficio de los usuarios. También es necesario que en la asignación de responsabilidad de pago se tenga en cuenta los beneficios por mejora en confiabilidad.

En cuanto al criterio de uso, se recomienda no continuar con el empleo del método de Factores de Distribución Topológicos⁴ (en adelante “FDT”), principalmente por los problemas de aplicación práctica cuando se presentan flujos bidireccionales en intervalos menores a los que pueden registrar los medidores y a lo laborioso y costoso que resultaría un sistema de medición en periodos más cortos que 15 minutos, además de la mayor probabilidad de errores por falta de sincronización de los medidores. En ese sentido, se propone emplear el método “fuerza / distancia” para el criterio de Uso, el cual se explica en la sección 2.7.1 del presente informe.

3 Elemento: Tramo de línea, celda, transformador, o compensador reactivo, de un sistema eléctrico. Se considera como tramo de línea, la parte de una línea de transmisión a la cual se puede aplicar un mismo Módulo Estándar.

4 Método descrito en el documento de Janusz Bialek “Topological Generation and Load Distributions Factors for Supplemental Charge Allocation in Transmission Open Access”

publicado en el IEEE Transactions on Power Systems - Vol 12 - N° 3 - August 1997.

2. 2 .1 1. .3 3. . Be B en ne ef fi ic ci io os s N Ne eg ga at ti iv vo os s: :

Para el reparto de las responsabilidades de pago no se tienen en cuenta los beneficios negativos (perjuicios) que resulten para los generadores o demandas en barra, toda vez que para estos agentes no les resulta favorable la construcción del Elemento en análisis.

2. 2 .1 1. .4 4. . Co C on ns si id de er ra ac ci ió ón n d de e E Es sc c en e na ar ri io os s B Ba as s e: e :

Para las simulaciones que se realicen a fin de calcular los beneficios económicos se debe tener en cuenta los escenarios base de la proyección de la demanda, del desarrollo del parque de generación y de los precios de combustible. Así mismo se debe considerar el promedio de las simulaciones todos los escenarios hidrológicos, a fin de permite adoptar un escenario promedio dentro de toda la gama de probables escenarios futuros, considerado como el más probable.

2.2. Reducción de la Variabilidad de Pagos anuales asignados a los Generadores:

A partir de la experiencia en la aplicación del criterio de beneficio económico para el reparto de responsabilidad de pago entre generadores, de las instalaciones del SST tipo generación / demanda, se ha podido observar que uno de los inconvenientes es la variabilidad en los pagos asignados a los generadores que se reflejan en cada revisión periódica de estos beneficios, lo cual constituye una incertidumbre para los generadores, al extremo que un generador que no pagaba por un Elemento en un año dado, al año siguiente si tenía que pagar, o viceversa.

En ese sentido, se ha visto por conveniente considerar un filtro de memoria infinita, de manera que la compensación que pague cada generador esté conformada en un 50% por el pago asignado para del periodo anual anterior y el otro 50% por el resultado de asignación por beneficios económicos para el siguiente periodo anual. Lo anterior se ilustra en la siguiente expresión:

Pi = f (0,5PPi + 0,5PAi) Donde:

Pi = Asignación Filtrada: pago anual efectuado por el generador “i”, por un Elemento del SGT existente.

PAi = Pago anual calculado para el proceso en vigencia, para el generador “i”, por un Elemento del SGT existente, que incluye Compensación por Beneficios Económicos y Compensación por Mejoras en Confiabilidad, sin realizar ningún ajuste por filtro.

PPi = Pago anual asignado el año previo al generador “i”, por el Elemento en análisis.

f = factor que se aplica a todos los generadores “i” beneficiados por una instalación para que la suma de los pagos individuales resulte igual a la suma de la Base Tarifaria de la instalación, asignada a la generación, más la liquidación del año anterior.

El factor “f” satisface la ecuación siguiente:

∑

∑

2.3. Ajustes para incluir el Ingreso Tarifario en el cálculo de beneficio económico de los

usuarios

Toda vez que el beneficio económico de los usuarios se calcula como la diferencia ente el pago que realiza la demanda sin la presencia del Elemento menos el pago que realizaría la demanda con la presencia del Elemento. Se debe considerar en el cómputo de dichos pagos no solo el pago por energía a costo marginal, sino también la deducción del pago que efectúa el consumidor por concepto de ingreso tarifario. Es decir, los pagos del consumidor que deben compararse son:

Pago sin Elemento = Energía1 x Costo Marginal1 – Ingreso Tarifario1 Pago con Elemento = Energía2 x Costo Marginal2 – Ingreso Tarifario2 Cuando en el sistema no existe congestión, el monto de ingreso tarifario es pequeño y muy similares en las condiciones con y sin elemento, siendo la diferencia entre ello despreciable.

Sin embargo en las condiciones en las que se presentan congestiones en la red de transmisión, la diferencia entre los valores de ingresos tarifarios son bastante considerables; por lo que si no se incluyen los ingresos tarifarios en el cómputo, se pueden generar distorsiones en el cálculo de beneficios.

En ese sentido, teniendo en cuenta que nuestra red de transmisión esta alcanzando sus límites, pueden ocasionarse congestiones en la red, que hacen necesario incluir este término.

2.4. Medición del Beneficio de Confiabilidad

2

2. .4 4. .1 1. . Be B en ne ef fi ic ci io o p po or r M Me ej jo or ra as s e en n C Co on nf fi ia ab bi il li id da ad d: :

Tal como se mencionó en el numeral 2.1.2 del presente informe, el Reglamento dispone tener en cuenta en el reparto de la asignación de responsabilidad, los beneficios por mejoras en confiabilidad. Ello por dos razones fundamentales, i) en el desarrollo futuro de líneas de transmisión no necesariamente todas las líneas se construirán para satisfacer una demanda

creciente, sino para mejorar la confiabilidad del servicio debido a la importancia de este servicio como factor de producción en la economía, tanto en el segmento de demanda como en el segmento de oferta y ii) lograr una aplicación igualitaria de métodos tanto para el SGT como para el SST y SCT.

Dicho lo anterior, el siguiente paso es definir cómo medir los beneficios por mejoras en confiabilidad. Sobre el particular, dado que la valorización de la confiabilidad es muy imprecisa en la práctica, para efectos del PROYECTO DE NORMA se ha considerado medir el beneficio por mejoras en confiabilidad, en proporción a la cantidad de energía de los generadores o de la demanda que reciben dicha mejora de confiabilidad.

2. 2 .4 4. .2 2. . En E ne er rg gí ía a q qu ue e s se e c co on ns si id de er ra a e en n e el l B Be en ne ef fi ic ci io o p po or r M Me ej jo or ra a en e n C Co on nf fi ia ab bi il li id da ad d

Para determinar la energía a la que se hace referencia en el numeral anterior, la zona del Área de Demanda (o SEIN), beneficiaria de la mejora en confiabilidad debido a la construcción de un Elemento, se denomina zona Aguas Arriba. Esta zona esta conformada por los generadores y demanda que se conecta con la parte preponderante del SEIN mediante el Elemento en análisis. En los gráficos siguientes se ilustra este concepto:

Área de Demanda

Elemento en Proyecto

Aguas Arriba

En el caso que no se pueda identificar claramente a estos generadores y demanda, la zona Aguas Arriba, viene a ser la zona a la cual beneficia el Elemento, tanto demanda como generación, en el sentido que pueden evacuar su energía o recibir energía a través del mencionado Elemento; en extremo podría ser todo el Área de Demanda o todo el SEIN. Este concepto se ilustra en el siguiente gráfico:

Elemento en Proyecto

Aguas Arriba

Área de Demanda

2.5. Asignación de Pago entre Usuarios y Generadores

Conforme lo expuesto en las secciones anteriores, para el cálculo de la asignación de responsabilidad de pago entre generación y demanda se tiene en cuenta el criterio de beneficio económico valorizado a costos marginales;

así como el beneficio por mejora en confiabilidad.

2. 2 .5 5. .1 1. . Cá C ál lc cu ul lo o d de el l B Be en ne ef fi ic ci io o E Ec c on o nó óm mi ic c o o

a. Consideraciones Generales

Para el cálculo de los beneficios económicos se ha considerado el mismo método empleado para las instalaciones del SSTGD, toda vez que es conocido entre los agentes del sector y que además es consistente con los criterios dispuestos en el Artículo 24º de la Ley para determinar los beneficios del SGT.

A diferencia del cálculo que se venía efectuando, los beneficios que se calculen con este procedimiento tendrá en cuenta un horizonte de 5 años, a partir de la fecha estimada de entrada en operación comercial del Elemento, de manera similar a lo dispuesto para las instalaciones del SGT.

No obstante, no es factible aplicar estos algoritmos para todos los Elementos de SST o SCT, ya que para ello se requiere que los sistemas en los cuales se encuentran estos Elementos hayan sido representados en la base de datos del PERSEO. Además, en estos sistemas tipo SST y SCT no se consideran costos marginales.

En vista de lo anterior, es necesario que se tengan dos tipos de algoritmos para calcular los beneficios económicos de los Elementos: i) algoritmos para calcular los beneficios económicos con el modelo PERSEO y ii) algoritmos para calcular los beneficios económicos sin el modelo PERSEO.

b. Cálculo de los Beneficios Económicos con el Modelo PERSEO

Para el cálculo del beneficio económico se ha considerado el empleo del modelo PERSEO, toda vez que este modelo ha sido validado por todos los agentes del sector y su operación ha sido ampliamente comprobada en los procesos de fijación de Precios en Barra; del mismo modo, este modelo incorpora los requerimientos específicos del sistema nacional, tales como restricciones de uso de agua, entre otros.

Se debe tener en cuenta que, con el fin de que los resultados no se afecten con las distorsiones de frontera, las simulaciones deberán abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada en operación del Elemento, hasta 6 años después de dicha fecha.

i. Cálculo de Beneficios Económicos de Generadores (BEUGn_i) Este beneficio viene a ser las ganancias adicionales de un generador debido a la construcción del Elemento, ello se determina como la diferencia de las utilidades que percibe un generador “con” y “sin” la presencia del Elemento en análisis, para lo cual se emplean las siguientes ecuaciones:

∑

+

=

1

, ,

, _m

( 1

)

l g m l

g

i

VAUc Uc

∑

+

=

1

, ,

, m

( 1 )

m m

l g m l

g

i

VAUs Us

Donde:

VAUcg,l y VAUsg,l : Valor actual de las utilidades esperadas de la central generadora “g” con las condiciones “con” y

“sin” el Elemento “l” respectivamente, expresados en unidades monetarias.

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

respectivamente. Estos valores están contenidos en los archivos de salida del modelo PERSEO, ICTsi000.csv e ICHsi000.csv, para las centrales térmicas e hidráulicas respectivamente.

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

im : 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%, im es igual a 0,948879%.

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

l g l

g l

g

VAUc VAUs

BEUGn

=

−

Donde:

BEUGng ,l : Beneficio económico para una central generadora

“g” debido a la presencia del Elemento “l”, para un periodo de “n” años (5). En caso de que el valor resulte negativo, BEUGng ,l se considera igual a cero.

ii. Cálculo de Beneficios Económicos de los Usuarios (BEUBni)

Este beneficio viene a ser el ahorro de los Usuarios en el pago de energía, debido a la construcción del Elemento, ello se determina como la diferencia de los pagos “sin” y “con” la presencia del Elemento en análisis, y se calcula con las siguientes expresiones:

( )

∑ ∑

=

=

+

−

=

1

, ,

, , , ,

, , ,

,

,

( 1 )

*

m

m m base

media punta b

l d m b l

d m b b

d m l

d

i

ITc CMc

D VAPc

( )

∑ ∑

=

=

+

−

=

1

, ,

, , , ,

, , ,

,

,

( 1 )

*

m

m m base

media punta b

l d m b l

d m b b

d m l

d

i

ITs CMs

D VAPs

Donde:

VAPcd,l y VAPsd,l : Valor actual de los pagos esperados por la demanda ubicada en la barra “d” en las condiciones

“con” y “sin” el Elemento “l” respectivamente, expresados en unidades monetarias.

Dm,d,b : Valor de la demanda ubicada en la barra “d”, en el

mes “m” y bloque horario “b”, expresados en unidades de energía, GWh, reportados en el archivo ENRBAsi.CSV.

CMcb,m,d,l y CMsb,m,d,l : Costo marginal de la energía en la barra “d”, para el mes “m”, bloque horario “b”, en las condiciones

“con” y “sin” el Elemento “l” respectivamente, expresados en unidades monetarias / energía,

US$/GWh, reportados en el archivo CMBsi000.CSV.

l d m

ITcb_{, , ,} y : Ingreso Tarifario pagado por la demanda en la barra “d”, en el mes “m” y bloque horario “b”

expresados en unidades monetarias (US$), en las condiciones “con” y “sin” el Elemento “l”

respectivamente.

l d m

ITsb_{, , ,}

b : Bloques horarios: punta, media y base

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

l d l

d l

d

VAPs VAPc

BEUBn

=

−

Donde:

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

c. Cálculo de los Beneficios Económicos sin el Modelo PERSEO

Los Elementos para los cuales se aplicarán estos algoritmos se encuentran dentro de sistemas eléctricos conectados al SEIN a través de una barra de referencia para la cual se han determinado Precios en Barra con base a costos marginales. Al interior de estos sistemas los precios para nodos de un mismo nivel de tensión son los mismos, ello en estricto cumplimiento del marco regulatorio vigente establecido para los SST y SCT en el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

En ese sentido dado que no existe diferencia de precios a nivel generación entre los nodos de los sistemas en los cuales se encuentran estos Elementos, el cálculo de beneficios económicos viene a ser la valorización de la energía adicional que los generadores pueden producir o de la energía adicional que los consumidores pueden consumir, debido a la presencia del Elemento. Esto se puede calcular con la siguiente ecuación:

∑

= ⁵ −

1 (1 )

.) (

a a

a a

i

Tb Fgs BEUGn Fgc

∑

= ⁵ −

1 (1 )

).

(

a

a a a

i

Tb Fds BEUBn Fdc

Donde:

Fgc y Fgs = Energía que los generadores ubicados dentro del Área de Demanda, pueden producir “con” y “sin” el Elemento durante el periodo de un año.

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

Tb = Precio en Barra promedio correspondiente a la Barra de Referencia de Generación del sistema eléctrico al cual se conecta el Elemento.

a = Número de años del 1 al 5, comprendidos desde la fecha de entrada del Elemento en análisis.

Cabe señalar que en razón que se requieren valores anuales de Fd y Fg, no se requiere realizar simulaciones para intervalos pequeños de tiempo. En ese sentido, se pueden realizar simulaciones con la misma resolución empleada en el modelo PERSEO, es decir con tres bloques horarios por cada mes para el horizonte de cinco años, en total 180 simulaciones.

d. Beneficios Económicos Totales

Para efectos de los cálculos posteriores es necesario definir lo siguiente:

- Beneficios Económicos Totales (BET) = Sumatoria de todos los BEUBni y BEUGni

- Beneficios Económicos Totales de los Generadores (BETG) = Sumatoria de todos los BEUGn_i

- Beneficios Económicos Totales de los Usuarios (BET_B) = Sumatoria de todos los BEUBn

B

i

Es necesario que para los casos en que el BEUGn de una determinada central o el BEUBn de la demanda en una determinada barra, es menor que el 1% del BET, se consideran estos valores como cero (0). Con ello, se evita considerar en la asignación de pago, a la generación o demanda cuyo beneficio económico no sea evidente.

2. 2 .5 5. .2 2. . Be B en ne ef fi ic ci io o p po or r M Me ej jo or ra as s e en n C Co on nf fi ia ab bi il li id da ad d

Para determinar si la responsabilidad de pago por un Elemento corresponde asignarse por beneficios económicos o por mejoras en confiabilidad, o por ambos; se toma en cuenta la magnitud de los beneficios totales que aporta este Elemento en comparación con su costo. Es decir se compara el valor presente del los Beneficios Económicos Totales (BET) del Elemento y el valor presente del Costos Medio Anual del Elemento para el periodo de 5 años:

BET/CMAn.

Así, cuanto mayor sea la relación BET/CMAn se justifica que el Elemento se pague únicamente en función de los Beneficios Económicos y, por el contrario, cuanto menor sea la relación BET/CMAn se justifica que el Elemento se pague únicamente en función de las mejoras en confiabilidad.

Así mismo, existe un rango de la relación BET/CMAn en el cual corresponde que el Elemento se pague tanto en función de Beneficios Económicos como en función de mejoras en confiabilidad.

En ese sentido, se considera razonable tomar como límites los siguientes:

- Si la relación BET/CMAn es mayor o igual que 0,9 la asignación de pago del CMA se hace únicamente en proporción de los beneficios económicos.

- Si la relación BET/CMAn es menor o igual que 0,1 la asignación de pago de la CMA se hace únicamente en proporción a las mejoras en confiabilidad.

- Si la relación BET/CMAn se encuentra entre 0,9 y 0,1 la asignación de pago de la CMA se realiza en función de los beneficios económicos y mejoras en confiabilidad.

Los cálculos se realizan teniendo en cuenta las siguientes ecuaciones:

n BE

n C

n BE

C BE

n

CMA k

CMA CMA

CMA

CMA k

CMA

CMA CMA

CMA

×

−

=

−

=

×

=

+

=

) 1 (

Donde:

k = 1 : si BET/CMAn > 0.9

k = BET/CMAn : si 0,9 > BET/CMAn > 0.1 k = 0 : si 0.1 > BET/CMAn

CMABE : Parte del CMAn que se paga por beneficios económicos.

CMA_C : Parte del CMAn que se paga por mejoras en confiabilidad.

2. 2 .5 5. .3 3. . As A s ig i gn na ac c ió i ón n d de e P Pa ag go o e en nt tr re e G Ge en ne er ra ad do or re es s y y U Us su ua ar ri io os s

Finalmente, para la determinación de los porcentajes del CMA que le corresponde pagar a los Generadores (BEG) y a los Usuarios (BEU), se tendrán dos componentes, uno a pagar en proporción a los beneficios económicos y otro en proporción de las mejoras en confiabilidad, para lo cual se emplea las siguientes ecuaciones:

G D

G C

G BE

G D

D C

D BE

GWh GWh

CMA GWh BET

CMA BET BEG

GWh GWh

CMA GWh BET

CMA BET BEU

+ +

=

+ +

=

%

%

%

%

Donde:

CMA%BE : CMABE expresada en porcentaje del CMAn CMA%C : CMAC expresada en porcentaje del CMAn BET_D : Sumatoria de los BEUBn

BET_G : Sumatoria de los BEUGn

GWh_D, GWh_{G :} Energía de demanda y generación respectivamente, ubicadas “Aguas Arriba” del Elemento.

Es importante señalar que el conjunto de la demanda con Beneficios Económicos no necesariamente es el conjunto de demanda con mejoras de confiabilidad. De igual forma sucede con los generadores.

2.6. Asignación de Pago Entre Generadores por el Criterio de Beneficios

Conforme lo expuesto en la sección 2.1, se recomienda que para la asignación de responsabilidad de pago entre generadores, se tome en cuenta el criterio de beneficio económico. A fin de ser consistentes con los criterios empleados en la asignación de pagos entre usuarios y generadores, para la valorización de los beneficios entre generadores, se considera el empleo costos marginales y se tiene en cuenta los beneficios por mejoras en confiabilidad.

2. 2 .6 6. .1 1. . Cá C ál lc cu ul lo o d de el l B Be en ne ef fi ic ci io o E Ec c on o nó óm mi ic c o o

Se propone usar el mismo método considerado para el cálculo de asignación de cargos entre Usuarios y Generadores, a fin de aplicar criterios uniformes y ahorrar tiempos computacionales. Ello significa que se dispongan de dos grupos de algoritmos alternativos: i) para los elementos del sistema nacional para el cual se puede aplicar el modelo PERSEO, y ii) para los elementos dentro de las Área de Demanda para los cuales no se puede aplicar el modelo PERSEO.

Por otro lado, dado que el cálculo de asignación de responsabilidad de pago entre generadores se debe realizar en cada fijación tarifaria de SST y SCT, es decir cada 4 años, el horizonte de análisis no es de 5 años como para el caso de asignación entre generación y demanda, sino de 4 años.

a. Cálculo de los Beneficios Económicos con el Modelo PERSEO

Para la aplicación del modelo PERSEO, no obstante, se debe utilizar la base de datos correspondiente a cada fijación de Precios en Barra del mismo año del proceso de fijación de SST y SCT y complementariamente la Base de Datos del Plan de Transmisión vigente. El periodo de 48 meses (4 años) se considera desde mayo en que entran en vigencia las tarifas de los SST y SCT. A fin de evitar posibles distorsiones de frontera, las simulaciones en PERSEO deberán abarcar 6 años contados desde enero del año anterior al de la entrada en vigencia de las tarifas y compensaciones de los SST y SCT.

Para el cálculo del beneficio entre generadores corresponde emplear la misma formulación presentada en el inciso i. del literal b. del numeral 2.5.1 anterior, con la diferencia que el horizonte es de 48 meses y no 60.

Es necesario que para los casos en que el BEUGn de una determinada central es menor que el 1% del BET_G, se considera como 0 y, se excluye dicha central de la asignación de responsabilidades de pago. Ello evitará considerar en la asignación de pago, a la generación cuyo beneficio económico no sea evidente.

b. Cálculo de los Beneficios Económicos sin el Modelo PERSEO

Al igual que para la asignación de cargos ente generación y demanda, el beneficio de los generadores se determinará en proporción a la valorización de la energía adicional que los generadores pueden producir gracias a la presencia del Elemento en análisis.

En este caso, corresponde aplicar la mismas ecuaciones empleadas en el inciso c del numeral 2.5.1 para calcular BEUGn, con la diferencia que el horizonte “a” será de cuatro años contados desde mayo en que entran en vigencia las tarifas de los SST y SCT.

De igual forma par obtener los valores de Fg se requieren realizar simulaciones con la misma resolución empelada en el modelo PERSEO, es decir con tres bloques horarios por cada mes para el horizonte de cinco años, en total 144 simulaciones.

2. 2 .6 6. .2 2. . Co C on ns si id de er ra ac ci ió ón n d de e l la as s M Me ej jo or ra as s e en n C Co on nf fi ia ab bi il li id da ad d

Al igual que en la asignación de pago entre generación y demanda, se ha considerado razonable tomar como referencia la relación entre el Beneficio económico de la generación (BETG) y el valor presente por 4 años del CMA asignado a la generación (CAMGn), conforme a los límites siguientes:

- Si la relación BETG/CMAGn es mayor o igual que 0,9 la asignación de pago de la CMAG se hace únicamente en proporción de los beneficios económicos.

- Si la relación BET_G/CMAGn es menor o igual que 0,1 la asignación de pago de la CMAG se hace únicamente en proporción a las mejoras en confiabilidad.

- Si la relación BET_G/CMAGn se encuentra entre 0,9 y 0,1 la asignación de pago de la CMAG se realiza en función de los beneficios económicos y mejoras en confiabilidad.

Estos cálculos se realizan con las siguientes ecuaciones:

BE n C n

BE n

C n BE

CMAG k

CMAG CMAG

CMAG

CMAG k

CMAG

CMAG CMAG

CMAG

×

−

=

−

=

×

=

+

=

) 1 (

Donde:

k = 1 si BETG/CMAGn > 0.9

k = BET_G/CMAGn si 0.9 > BET_G/CMAGn > 0.1 k = 0 si 0.1 > BET_G/CMAGn.

CMA_BE : Parte del CMAGn que se paga por beneficios económicos.

CMAC : Parte del CMAGn que se paga por mejoras en confiabilidad.

2. 2 .6 6. .3 3. . Pr P ro or rr ra at te eo o d de e l la a C CM M AG A G e en nt tr re e G Ge en ne er ra ad do or re es s

Finalmente para la parte de la CMAG que le corresponde pagar a cada central generadora (CMAG_i), tendrá dos componentes, uno a pagar en proporción a los beneficios económicos y otro en proporción de las mejoras en confiabilidad, para lo cual se emplea la siguiente ecuación:

G i C G

i BE

i GWh

CMAG GWh BET

BEUGn CMAG

CMAG = +

Donde:

BEUGni = Es el BEUGn de la central generadora i, para el periodo anual, expresado en unidades monetarias.

BETG = Sumatoria de los BEUGn anuales.

GWh_G = Es la energía (GWh) de todos los generadores ubicados Aguas Arriba de la instalación

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

Luego, antes de su aplicación, la CMAGi que resulta en la formulación anterior, debe reajustarse mediante el método de Asignación Filtrada señalado en el numeral 2.2.3 anterior.

2.7. Asignación de Pago Entre Generadores aplicando el criterio de Uso

Conforme lo expuesto en la sección 2.1.2 del presente informe, el método recomendado para aplicar el criterio de uso sería el de “fuerza/distancia”.

Este método se aplicará únicamente para los SST cuya responsabilidad de pago se venía asignando mediante el criterio de uso con el método de FDT.

2. 2 .7 7. .1 1. . M M ét é to od do o F Fu ue er rz z a a / / D Di is st ta an nc ci ia a

El método de Fuerza/Distancia, asigna la responsabilidad de pago entre generadores, por un Elemento, en función del valor de la relación Fuerza/Distancia. Donde la “Fuerza” es la energía o potencia de un

“Generador” y “Distancia” es la distancia entre dicho generador y el punto medio del Elemento en análisis. La expresión general para este método es la siguiente:

100 /

%= / ×

∑

i

Di Fi

Di Pi Fi

Donde:

%

Pi : Porcentaje de responsabilidad de pago asignado al generador “i”

Fi : Energía o potencia producida por el generador “i”

Di : Distancia del generador “i” hasta el Elemento en análisis

n : Número total de generadores “i” que participan en el pago del elemento en análisis.

En ese sentido, para la selección de las unidades del método fuerza/distancia se analizaron 4 alternativas: i) El método FDT. Ii) El método MW/km, iii) el método Gwh/km y iv) el método GWh/ohmios. El cuadro siguiente muestra los resultados del análisis de cada uno de estos métodos bajo diversos criterios de evaluación.

Cuadro Nº 2.6-1

Comparación de Métodos de Asignación por Uso Criterio de

Evaluación Actual FDT GWh/km MW/km GWh/ohmios

Igualitario no sí no sí

Cubrir costos sí sí sí sí

Señales económicas

no parciales parciales parciales

Previsible, estable no sí mejor que FDT, inferior a GWh/km

sí

Marco legal no sí sí sí

Transparente no sí sí sí

Práctico no5 sí sí sí

Razonable no6 sí sí mejor que GWh/km

Real no sí sí mejor que GWh/km

Minimizar métodos sí sí sí sí

Fuente: Quantum S.A. -Metodología y Procedimiento para la Asignación de Cargos de Transmisión

Como se aprecia en el cuadro anterior los dos métodos que mejores resultados tienen son el GWh/km y Gwh/ohmio, no obstante este último sobresale sobre el primero, por cuanto la distancia eléctrica (ohm) tiene ventajas con respecto a la distancia física (km), tales como: que tiene fundamento técnico mas satisfactorio y los cálculos pueden hacerse directa y fácilmente usando datos y software existentes y confiables.

Por todo ello se recomienda el empleo del método GWh/Distancia Eléctrica(Ohmios).

2. 2 .7 7. .2 2. . De D et te er rm mi in na ac c ió i ón n d de e l la a D Di is st ta an nc ci ia a E El lé éc ct tr ri ic ca a: :

Si se tiene la matriz de impedancias Z = Y^-1, calculada con barra de referencia “i”, los elementos de su diagonal zij y zik son las distancias eléctricas entre la barra “i” y las barras “j” y “k”.

A partir de ello, la distancia eléctrica entre un generador ubicado en la barra

“i” y un Elemento entre las barras “j” y “k”, es:

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

Lo cual significa que z_i,j-k es la distancia eléctrica (en ohmios) entre el generador en la barra i y el punto medio del Elemento j-k.

2. 2 .7 7. .3 3. . Gr G ru up po o d de e G Ge en ne er ra ad do or re es s R Re el le ev va an nt te es s I In nc cl lu ui id do os s e en n e el l Re R ep pa ar rt to o p po or r C Cr ri it te er ri io o d de e U Us s o. o .

El conjunto de generadores entre los cuales corresponde asignar la responsabilidad de pago de un Elemento “jk”, mediante el método Fuerza/Distancia, lo denominaremos Generadores Relevantes (Gjk).

Este conjunto Gjk de generadores, esta conformado por aquellas centrales que por razones topológicas no resulta evidente que no usan el Elemento en análisis.

Por ejemplo para el caso de la línea Independencia – Chilca, es evidente que una central ubicada en al barra Tumbes no usa esta línea por lo tanto no se

5 Requiere datos cada 15 minutos – más que 35,000 por año por barra – en muchas barras, sincronizados.

6 El número de cálculos requeridos es muy exagerado.

incluiría en el conjunto Gjk. No obstante, para el caso de una central ubicada en la barra Independencia no es evidente que no use esta línea, por lo que sí debe formar parte del conjunto Gjk.

2. 2 .7 7. .4 4. . In I nt te er rv v al a lo o d de e t ti ie em m po p o p pa ar ra a c co on ns si id de er ra ar r e el l U Us s o o A An nu ua al l o o M M en e ns su ua al l

Uno de los aspectos importantes a definir es el intervalo de medición de la energía que se emplee en el método Fuerza/Distancia. Al respecto, se tienen dos alternativas i) que se tome energías mensuales o ii) que se tome la energía anual.

Conforme con los resultados obtenidos, para efectuar la asignación de pago entre generadores, es más justo que se considere la energía anual y no la energía mensual.

Para ilustrar lo anterior, veamos el ejemplo siguiente: Suponiendo que la producción anual del generador A fuera 120 GWh y del generador B fuera 60 GWh, donde el generador A opera estacionalmente con toda su producción en seis meses del año (20 GWh/mes) y el generador B opera de manera constante (5 GWh/mes). Si el reparto se hiciera sólo con la producción mensual, al generador B se le asignaría 100% de la BT por seis meses, y 20% por los otros seis meses, o sea 60% por todo el año. Si el cálculo se hiciera anualmente, al generador B se asignaría solo 33% de la BT por año.

Ello se debe a que, durante todo el año, el generador B usa menos el Elemento que lo que usa el generador A.

En ese sentido, toda vez que las instalaciones de transmisión se deben pagar mediante compensaciones mensuales, es necesario implementar un mecanismo de liquidación al final de cada año que refleje el uso anual de cada generador. En vista que las tarifas de los SST tienen vigencia a partir de mayo de cada año, el mecanismo de liquidación se efectuaría en el pago correspondiente al mes de abril de cada año (mes final del periodo tarifario anual). Bajo estas consideraciones, los pagos mensuales que realicen los generadores tendrían carácter de pago a cuenta del monto anual que les corresponda realizar.

2. 2 .7 7. .5 5. . De D et te er rm mi in na ac c ió i ón n d de e l la a c c om o m pe p en ns sa ac c ió i ón n m me en ns s ua u al l p pa ar ra a l lo os s m m es e s es e s M Ma ay y o o a a M Ma ar rz zo o. .

Con base en las consideraciones previas, las compensaciones para los meses de mayo a marzo, obedecerán al método Fuerza / Distancia, con base en la energía mensual de cada mes.

a. Calculo del factor de participación mensual de cada central en el pago de la CMAG

Este factor representa el uso del Elemento por parte de cada central durante un mes, se realiza con base al método de Fuerza/Distancia, mediante la siguiente expresión:

/ . /

, ,

, ^{− =}

∑

m

k j m m

k j i i k

j

i GWh z

z FG GWh

Donde:

FGi,j-k = Factor de participación de un generador “i” en el pago de una instalación “j-k”. Si este factor es menor a 0,01 se considerará que GWh_i/Z_i,j-k es igual a cero y, se recalculan los factores de participación para todas las demás centrales generadoras, ello con el fin de no incluir en el pago, a las centrales cuyo uso del Elemento no es evidente.

GWhi = Energía mensual producida por la central generadora “i”.

Esta central debe corresponder al conjunto de centrales generadoras relevantes Gjk.

GWhm = Sumatoria de los GWhi de todas las centrales generadoras relevantes Gjk

b. Calculo de la compensación mensual de cada generador

Finalmente, la compensación mensual que deba efectuar cada central generadora “i” por el Elemento jk (CMGi,j-k) estará en función del factor de participación FGi,j-k de acuerdo con la siguiente expresión:

, .

,j k j k i j k

i CMG FG

CMG ₋ = ₋ × ₋

Donde:

CMGj-k = Compensación mensual por el Elemento “j-k”, calculado

como:

(

)

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 fijada en el artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

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

β

α

2. 2 .7 7. .6 6. . De D et te er rm mi in na ac c ió i ón n d de e l la a c c om o m pe p en ns sa ac c ió i ón n m me en ns s ua u al l p pa ar ra a e el l m m es e s d de e A Ab br ri il l

Conforme lo expuesto en la sección 2.7.4 es necesario que en el mes de abril se realice una liquidación anual con el fin que el pago que realicen los generadores esté en función del uso anual del Elemento. Para ello es necesario calcular el factor de participación anual.

a. Calculo del factor de participación anual de cada central en el pago de la CMAG

Este factor representa el uso del Elemento por parte de cada central durante un año, se realiza con base al método de Fuerza/Distancia, mediante la siguiente expresión:

/ . ) (

/ ) ) (

(

, ,

, ^{− =}

∑

m

k j m m

k j i i

k j

i GWh anual z

z anual anual GWh

FG

Donde:

FGi,j-k(anual) = Factor de participación de un generador “i” en el pago de una instalación “j-k”. Si este factor es menor a 0,01, se considerará que GWhi(anual) / Zi,j-k es igual a cero y, se recalculan los factores de participación para todas las centrales generadoras.

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

b. Calculo de la compensación mensual de cada generador

Finalmente la compensación mensual correspondiente al mes de abril que deba efectuar cada central generadora “i” por el Elemento jk (CMG_i,j-k(abril)) estará en función del factor de participación FGi,j-k(anual), de acuerdo con la siguiente expresión:

. ) (

) ( .

) (

11

1

12 , , ,

,

∑

=

− −

− −

− = −

n

n n k j k i

i j k j k

j

i abril CMAG FG anual CMG CMG

Donde:

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

CMG_i,j-k,n = Compensación mensual asignada al generador “i”, por la

instalación “j-k”. Valores llevados al mes de abril.

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

Cabe destacar que CMGi,j-k(abril) puede resultar negativo, ello significa que el titular de la instalación debe acreditar a este generador “i” dicho monto, en lugar de facturar.

Por ejemplo: Si el CMAG es de S/. 100, la compensación mensual sería S/.

7,89. Si se tienen 2 generadores relevantes, A y B, y sus producciones mensuales de energía son los que se muestran en el cuadro siguiente, los

pagos mensuales de los meses Mayo a Marzo y de abril serían los que se muestran en el mismo cuadro

Cuadro Nº 2.6-1

Ejemplo de Liquidación Anual en el Método de Uso

CMAG S/. 100

Cmensual S/. 7,89

Energía producida (GWh)

Pagos Mensuales a Cuenta

Mes A B Total A B

Mayo 20 5 25 S/. 6,31 S/. 1,58

Junio 20 5 25 S/. 6,31 S/. 1,58

Julio 20 5 25 S/. 6,31 S/. 1,58

Agosto 20 5 25 S/. 6,31 S/. 1,58

Septiembre 20 5 25 S/. 6,31 S/. 1,58

Octubre 20 5 25 S/. 6,31 S/. 1,58

Noviembre 5 5 S/. 0,00 S/. 7,89

Diciembre 5 5 S/. 0,00 S/. 7,89

Enero 5 5 S/. 0,00 S/. 7,89

Febrero 5 5 S/. 0,00 S/. 7,89

Marzo 5 5 S/. 0,00 S/. 7,89

Total a fines de Abril (a) S/. 41,17 S/. 50,94 Total Anual (b) 120 60 175 S/. 66,67 S/. 33,33

Abril (b-a) S/. 25,50 (S/. 17,60)

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

3. Transparencia del Proceso

Por lo indicado, es necesario que OSINERGMIN apruebe la norma de

“Procedimiento y Método para la Determinación del beneficio que Proporcionan las instalaciones del SST y SCT a los Usuarios y los Generadores”, para lo que se debe tener en cuenta el principio de transparencia⁷ que rige el actuar del regulador.

En ese sentido, se recomienda efectuar la publicación del proyecto de norma para recibir los comentarios y sugerencias de los interesados, para con base en el análisis de los mismos emitir la norma en su versión final.

7 Artículo. 8º del Reglamento General del OSINERGMIN. – Principio de Transparencia.- Toda decisión de cualquier ORGANO DE OSINERG deberá adoptarse de tal manera que los criterios a utilizarse sean conocibles y predecibles por los administrados. Las decisiones de OSINERG serán debidamente motivadas y las disposiciones normativas a que hubiere lugar deberán ser prepublicadas para recibir opiniones del público en general.

4. Conclusiones

1. Según los resultados del estudio conducido por OSINERGMIN, los cuales se han expuestos en el presente informe, y con base en los métodos que se han venido aplicando para la asignación de responsabilidad de pago de los SST generación/demanda existentes; se ha elaborado el proyecto de propuesta de norma: “Procedimiento y Método para la Determinación del Beneficio que Proporcionan las Instalaciones del SST y SCT a los Usuarios y los Generadores”; en el cual se establece el procedimiento y la metodología para la determinación de los beneficios económicos y por mejoras en la confiabilidad que proporcionan las instalaciones indicadas, a los Usuarios y a los Generadores; así como, el procedimiento y método para asignar las compensaciones entre los Generadores beneficiarios.

2. De acuerdo con lo dispuesto el inciso al Artículo 139º del Reglamento de la Ley de concesiones Eléctricas, corresponde al OSINERGMIN definir el procedimiento para la asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda y la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, para las instalaciones del SST y SCT.

3. En ese sentido, se recomienda publicar el mencionado proyecto de norma para recibir los comentarios y sugerencias de los interesados y con base en el análisis de los mismos emitir la norma en su versión final.