CRITERIOS, MODELOS Y METODOLOG

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CRITERIOS, MODELOS Y METODOLOGÍA UTILIZADOS PARA
LA REGULACIÓN DE LAS TARIFAS Y COMPENSACIONES DE
LOS SISTEMAS SECUNDARIOS Y COMPLEMENTARIOS DE
TRANSMISIÓN (periodo 2009 2013)
AUDIENCIA PÚBLICA
Ing. Jaime Mendoza Gacon Gerente de la División
de Generación y Transmisión
10 de febrero de 2009
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Contenido

• Antecedentes
• Criterios
• Metodología
• Principales Problemas de las Propuestas
• Resultados Obtenidos

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I. Antecedentes
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La Transmisión dentro del Sector Eléctrico

• Para disfrutar la energía eléctrica se requieren
  tres cosas generarla, transportarla y
  distribuirla

Transmisión
Generación
Distribución
Generación
4
5
La Transmisión

• Instalaciones que permiten llevar la energía
  desde las centrales de generación, hasta los
  sistemas de distribución de la energía. Las
  instalaciones de transmisión también son las que
  interconectan distintos de sistemas eléctricos,
  para aprovechar la energía de menor costo de
  zonas lejanas.
• En el Perú las instalaciones de transmisión son
• Las líneas con tensión gt 30 Kilovoltios
• Las subestaciones de transmisión con tensión
  mayor a 30 kV

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6
Colombia
Ecuador
Zorritos
Tumbes
Poechos
Talara
Sullana
Paita
Curumuy
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)
Piura
Moyobamba
Gera
Carhuaquero
Tarapoto
Chiclayo
Cajamarca
Bellavista
Gallito Ciego
Brasil
Pacasmayo
Guadalupe
Trupal
Trujillo Sur
Pucallpa
Trujillo
Cañón del Pato
Aguaytía
Chimbote
Huaraz
Tingo María
Huánuco
Vizcarra
Paragsha
Yaupi
Paramonga
Cahua
Huacho
Yanango
Zapallal
Chimay
CAMISEA
Ventanilla
Mantaro
B o l i v i a
Chavarría
Restitución
Santa Rosa
Machupicchu
San Juan
Cachimayo
Huancavelica
Cusco
Independencia
Quencoro
San Gabán
Abancay
Ica
Cotaruse
Tintaya
Azángaro
Marcona
Juliaca
Charcani V
San Nicolás
Ducto Gas Natural
Charcani I, II, III, IV y VI
Puno
Chilina
Botiflaca
Océano Pacífico
Socabaya
Moquegua
Mollendo
Toquepala
Tv Ilo 2
Aricota
Ilo 1
Tacna
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El presente proceso de regulación tarifaria

• Permite mayor predictibilidad, toda vez que
  oportunamente se han emitido las normas que
  reducen la incertidumbre para los administrados.
• Criterios, Metodología y Formularios para las
  Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios
  de Transmisión (Resolución OSINERGMIN Nº
  023-2008-OS/CD).
• Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de
  Transmisión (Resolución OSINERGMIN Nº
  024-2008-OS/CD).
• Procedimiento de Liquidación Anual de los
  Ingresos por el Servicio de Transmisión
  Eléctrica (Resolución OSINERGMIN Nº
  022-2008-OS/CD).
• Base de Datos de los Módulos Estándares de
  Inversión para Sistemas de Transmisión
  (Resolución OSINERGMIN Nº 343-2008-OS/CD).
• Procedimiento para la Asignación de
  Responsabilidad de Pago de los SST y SCT
  (Resolución OSINERGMIN Nº 383-2008-OS/CD).
• Porcentajes para Determinar el Costo Anual
  Estándar de Operación y Mantenimiento de las
  Instalaciones de Transmisión (Resolución
  OSINERGMIN Nº 635-2007-OS/CD).

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Pirámide Jerárquica del Nuevo Marco Regulatorio
de la Transmisión
Ley 28832 y LCE
Reglamento de Transmisión (D.S.
027-2007) Reglamento de la LCE
Norma Tarifas SST-SCT (Res. 023-2008-OS/CD)

• Procedimientos Específicos
• Módulos Estándares de Inversión (Res
  343-2008-OS/CD)
• Porcentajes de COyM (Res 635-2007-OS/CD)
• Áreas de Demanda (Res 634-2007-OS/CD)
• Altas y Bajas (Res 024-2007-OS/CD)
• Liquidación (Res 022-2008-OS/CD)
• Asignación de Cargos de Transmisión SST/SCT (Res
  383-2008-OS/CD)

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Diferencias
Norma Antes Ahora
Criterios Estuvo vigente la 165-2005. Rige la 023-2008, adecuado a la Ley 28832.
Áreas de Demanda No existían las áreas de demanda. Se establecen áreas donde se aplica un único peaje.
Módulos Estándares La valorización lo presentaba la empresa, según sus costos. Lo establece OSINERGMIN.
COyM Lo determinaba cada empresa en función a sus costos. Lo establece OSINERGMIN.
Altas y Bajas No presentaban información. Se establece la presentación de información, en los casos se produzcan las altas y/o bajas.
Liquidación No se realizaba Se efectúa cada año
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Etapas previas a la Audiencia Pública
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II. Criterios
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Criterios Generales (1)

• Metodología definida en la Resolución OSINERGMIN
  Nº 0023-2008-OS/CD
• 15 Áreas de Demanda donde se aplica el mismo
  peaje a todos los usuarios por el uso de las
  instalaciones del SST y SCT.
• Áreas 1 a 14
• Área 15 demanda a nivel nacional

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Criterios Generales (2)

• Instalaciones asignadas total o parcialmente a
  los Usuarios
• Usuarios Menores
• Usuarios regulados y libres cuya demanda máxima
  es menor a 2,5 MW
• Usuarios Mayores
• Usuario libre cuya demanda máxima es mayor a 2,5
  MW
• Período de proyección 10 años a partir del año
  de vigencia de la fijación de tarifas
• Año 0 histórico 2007
• Año 0 proyección 2008

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Criterios Generales (3)

• Variable a proyectar Ventas de energía sin
  incluir pérdidas en MT y BT
• Usuarios menores Ventas totales del área de
  demanda mediante modelos econométricos.
• Usuarios mayores Ventas por usuarios libre en
  base a sus requerimientos.
• Nuevas demandas
• Documentación que sustente la demanda y
  cronograma de incorporación

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Criterios Generales (4)

• Instalaciones asignadas total o parcialmente a
  los Generadores
• Período de proyección 4 años a partir del año de
  vigencia de la fijación de tarifas
• Requerimientos de capacidad de transmisión de las
  centrales de generación
• Conversión de proyección de energía en potencia
• Coincidente a nivel de MT
• Coincidente con el Sistema Eléctrico
• Coincidente con el SEIN

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III. Metodología
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Flujograma del Proceso de Cálculo
Asignación responsabilidad de pago
Información del ST
Criterios para determinar el SER
Costos Estándares de Inversión y para
determinar COyM
Proyección de Demanda
Definición del SER
Costos de Inversión
Factores de Pérdidas
Ingresos Tarifarios
Costos Estándares de OyM
CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de
actualización
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Proyección de la Demanda
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Proyección de la Demanda (Etapas)
Recopilación de Información
Caracterización espacial de la carga
Proyección de la demanda de energía
Conversión de Proyección de energía a potencia
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Recopilación Información Requerida (1)

• Se dispondrá de la siguiente información
• Factor de Carga (FC), Factor de Contribución a la
  Punta (FCP) y Factor de Simultaneidad (FS), para
  Usuarios Menores, por cada nivel de tensión de
  cada SET.
• Para Usuarios Menores, registro de la potencia
  cada 15 minutos de alimentadores y
  transformadores de SETs para el día de máxima
  demanda del sistema eléctrico.
• Factor de participación en potencia a la hora de
  máxima demanda del sistema eléctrico (FPHMS) de
  Usuarios Menores.
• Factor de participación en energía respecto a la
  demanda de energía total del Área de Demanda
  (FPMWHS) de Usuarios Menores.

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Recopilación Información Requerida (2)

• Variables independientes
• PBI por Departamentos
• Fuente INEI
• Perú Compendio Estadístico 2003
• Producto Bruto Interno por Departamentos 2001
  2006
• Población por Departamentos
• Censos Nacionales de Población 1993 y 2005
• Fuente INEI
• Clientes por sistema eléctrico
• Fuente Base de datos OSINERGMIN

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Recopilación Información Requerida (3)

• Información Histórica
• Ventas de energía Usuarios Menores
• Regulados
• Ventas anuales de energía por sistema eléctrico
• Fuente Propuestas de titulares y Base de datos
  OSINERGMIN
• Período 1996 2007
• Libres
• Ventas anuales de energía por cliente libre
• Fuente Propuestas de titulares y Base de datos
  OSINERGMIN
• Período 1998 - 2007

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Recopilación Información Requerida (4)

• Otros datos de demanda
• Datos de demanda de cada Usuario Mayor (Máxima
  Demanda, Demanda coincidente con Máxima Demanda
  del SEIN, Energía, FCP, FS), así como, las
  encuestas de evolución de su demanda.
• Demandas nuevas o proyectos de expansión a
  incorporarse en el sistema eléctrico sustentados
  (según lo señalado en el numeral 7.2.8 de la
  NORMA TARIFAS).

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Caracterización espacial de la carga

• Se determinó la densidad de carga en cuadriculas
  de 1 km2 y se identificaron las SET existentes,
  los Usuarios Mayores y las demandas nuevas, por
  cada sistema eléctrico.

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Proyección demanda energía Usuarios Menores (1)

• Modelos tendenciales
• Proyección a partir de curvas determinísticas.
• Reflejan la tendencia global de la serie durante
  el período histórico.
• Dependen de la evolución de la variable en el
  pasado.
• Se consideran curvas de tipo lineal,
  logarítmicas, curvas cuadráticas con y sin
  logaritmos.

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Proyección demanda energía Usuarios Menores (2)

• Modelos econométricos
• Incorporan variables explicativas que resulten
  significativas para representar la evolución de
  las ventas de energía.
• Se consideran modelos que incorporen las
  siguientes variables
• PBI
• PBI Población
• PBI Clientes
• PBI variables Ventas de energía rezagada un
  período

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Proyección demanda energía Usuarios Menores (3)

• Complementación de los métodos de proyección
• Hasta el año 2011 Resultados del modelo
  econométrico.
• Se fija un horizonte de proyección para el
  período 2012-2018 en base a los resultados del
  modelo de tendencia seleccionado.

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Proyección demanda energía Usuarios Menores (4)

• Proyección de Variables Explicativas
• Proyección del PBI Para desagregar la proyección
  del PBI Nacional se calcula un factor que
  relaciona la tasa de crecimiento del PBI
  departamental con la Nacional durante el período
  histórico. Se promedia el factor de los años 2005
  y 2006 y se aplica a la tasa de crecimiento
  estimada por el Ministerio de Economía y Finanzas
  (MEF) hasta el año 2011, publicada en el Marco
  Macroeconómico Multianual 2009-2011 (Actualizado
  al mes de Agosto de 2008).
• Proyección de Población Regional En Base a las
  estimaciones quinquenales entre 1995 y 2015 del
  INEI.
• Proyección de Clientes Estimación de modelos de
  tendencia.

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Proyección demanda energía Usuarios Mayores

• Se consideran cargas concentradas en cada punto
  de suministro y sus respectivas tendencias o
  planes de crecimiento.
• Las tendencias de crecimiento de la demanda de
  los Usuarios Mayores debe efectuarse de manera
  individual, reconociendo el comportamiento
  particular de sus consumos.

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Proyección demanda energía Demandas Nuevas

• Se consideran como demandas a las reconocidas en
  el Estudio de Fijación de Precios en Barra
  vigente y aquellas que cuenten con solicitudes de
  factibilidad de suministro para nuevas cargas.
• La proyección de estas demandas debe estar
  sustentada en los estudios de factibilidad de
  suministro o en estudios de instituciones como el
  Ministerio de Energía y Minas, Gobiernos
  Regionales, Gobiernos Locales, entre otros.

31
Proyección de Potencia

• Tres niveles de coincidencia
• A nivel de MT
• Aplicación de FPMWHS, FC y FCP a la Demanda de
  Energía
• A nivel de Sistema Eléctrico
• Aplicación de FPHMS
• A nivel del SEIN
• Aplicación del FS

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Esquema de Proyección
33
Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar
(SER)
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Criterios Generales

• El dimensionamiento de la capacidad de las
  instalaciones se efectúa conforme al principio
  de adaptación a la demanda.
• El estudio de planeamiento comprende todas las
  subestaciones de transmisión del SST y SCT que
  alimenten una misma Área de Demanda, incluyendo
  las instalaciones de comunicaciones y control
  necesarias para su óptima operación.
• El SER debe determinarse a partir de la
  evaluación de distintas alternativas técnicamente
  viables, aplicando el criterio de mínimo costo
  (costos inversión, costos operación y
  mantenimiento y pérdidas de potencia y energía).
• Los elementos que forman parte del sistema se
  dimensionan considerando máximos valores de
  potencia que fluyen a través de los mismos,
  considerando condiciones de operación máxima.
• En los años comprendidos en el horizonte de
  planeamiento, se busca optimizar el uso de las
  instalaciones existentes antes de añadir
  instalaciones o equipamiento adicional.

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Criterios Específicos

• De acuerdo con lo señalado en la Disposición
  Transitoria de la NORMA TARIFAS, se toma como
  base la topología del sistema existente al 23 de
  julio del 2006 y las instalaciones que se hayan
  construido y/o puesto en servicio a la fecha.
• La ubicación de las SET existentes se consideran
  fijas a lo largo del periodo de planeamiento.
• La configuración de barras de las nuevas SET son
  las que se consideran necesarias para la
  operación del sistema integral.
• Para el dimensionamiento de las líneas de
  transmisión y las SET, se considera un Factor de
  Utilización (f.u.) máximo de 1,0, en condiciones
  de operación normal y de máxima demanda.
• Se considera un factor de potencia mínimo de 0,95
  para todas las demanda eléctricas.
• Para la instalación de transformadores de
  potencia adicionales a los existentes, se
  consideran características y tamaños de módulos
  estándares aprobados por OSINERGMIN.
• Como parte de la optimización del uso de
  instalaciones existentes se considera rotación de
  transformadores y transferencia de carga entre
  SET, siempre que estas soluciones sean más
  eficientes que construir nuevas instalaciones.

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Costos de Inversión y COyM

• Los Costos de Inversión del SER determinado por
  OSINERGMIN, se han obtenido aplicando los costos
  de los módulos estándares de inversión aprobados
  mediante Resolución OSINERGMIN N 343-2008-OS/CD
  y modificatorias.
• Los costos de operación y mantenimiento se han
  determinado aplicando los porcentajes respecto
  del costo de inversión, aprobados mediante la
  Resolución OSINERGMIN N 635-2007-OS/CD.

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Factores de Pérdidas Medias

• Factores de Pérdidas Medias (FPMd) se emplean
  para expandir los Precios en Barra desde Barras
  de Referencia de Generación hasta las barras de
  MAT, AT y MT de los SST o SCT (Art 19º NORMA
  TARIFAS).
• Los FPMd son dos
• Factores de Pérdidas Medias de Potencia (FPMdP)
• Factores de Pérdidas de Medias de Energía (FPMdE)
• Se determina un único valor de los FPMd, por cada
  Área de Demanda y nivel de tensión.

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Factores de Pérdidas Medias
39
Ingreso Tarifario (cuando sea necesario)
Se calcula únicamente para MAT o MAT/MAT que se
encuentren conectados entre dos barras para las
cuales se han fijado precios en Barra
Se aplican los mismos criterios empleados para el
Sistema Principal de Transmisión
La asignación de responsabilidad de pago será
determinado por el COES, cada mes con el mismo
procedimiento aplicado para el Sistema Principal
de Transmisión
40
Cálculo de Peajes
41
CMA SSTD

• De acuerdo al Artículo 24º de la NORMA TARIFAS,
  el CMA de las empresas titulares de SSTD se
  calcula por única vez para cada una de ellas,
  como la suma de los ingresos por concepto de
  Peaje e Ingreso Tarifario que se vienen
  percibiendo por el total de las instalaciones
  eléctricas y no eléctricas existentes al 23 de
  julio de 2006.
• Para ello se emplean los siguientes datos
• Demanda de energía correspondiente al periodo
  anual comprendido desde el mes de agosto de 2005
  hasta julio de 2006.
• Peaje, factores de pérdidas marginales y Tarifas
  en Barra vigentes al 31 de marzo de 2009

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CMA SSTD

• CMASSTD,t CMA del SSTD del titular t en Nuevos
  Soles (S/.)
• n Nivel de tensión 1MAT, 2AT y 3MT.
• Dn Sumatoria de las demandas de energía aguas
  abajo de cada nivel de tensión n. No incluye
  las pérdidas en transmisión. Cuando el nivel de
  tensión es MT incluye las pérdidas en MT y BT. Se
  expresa en kWh.
• Pn Peaje secundario acumulado del nivel de
  tensión n en ctm S/./kWh fijado para el titular
  t.
• Pn-1 Peaje secundario acumulado del nivel de
  tensión n-1en ctm S/./kWh fijado para el
  titular t.
• FPMGPn-1 Factor de pérdidas marginales de
  potencia acumulado hasta el nivel de tensión
  n-1.
• FPMGEn-1 Factor de pérdidas marginales de
  energía acumulado hasta el nivel de tensión
  n-1
• PPB Precio de Potencia en la Barra de
  Referencia de Generación, en S/.kW-año.
• PEm Precio medio de energía en la Barra de
  Referencia de Generación (BRG), en ctms S/./kWh
  igual a
• PEm 0,35 PEBP 0,65 PEBF
• PEBP Precio de energía en la BRG en horas de
  punta.
• PEBF Precio de energía en la BRG en horas fuera
  de punta.

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CMA SSTD Esquema de Cálculo
CMA Clientes Libres
Demanda Clientes Libres x SE x NT Ago/ 05
Jul/06
Peajes y Factores Pérdidas Vigentes x Titular x
NT x SE (Configuración 2006)
CMA TOTAL x Titular x SE Ago/ 05 Jul/06
Ventas Clientes Regulados x SE x NT (SICOM)
Ago/ 05 Jul/06
Demanda Clientes Regulados
CMA Clientes Regulados
Pérdidas Distribución BT y MT
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CMA SCT

• El CMA para el SCT se calcula como la suma de
• _at_CI Anualidad del Costo de Inversión del nivel
  de tensión n, referido al final del año
• Vida útil de 30 años
• Tasa de Actualización vigente según Artículo 79º
  de la LCE (12).
• COyM Costo estándar de Operación y
  Mantenimiento.
• Preliminarmente se han considerado todas las
  instalaciones implementadas desde el 24 de julio
  de 2006, declaradas como altas en las propuestas
  de las empresas con cargo a que esto se
  regularice con la información que verifique
  dichas altas, según lo establecido en el
  Procedimiento aprobado con Resolución OSINERGMIN
  N024-2008-OS/CD.
• Por excepción (3ra Disp. Transitoria de D.S.
  027-2007-EM), el primer Plan de Inversiones se
  inicia a partir del 24 de julio de 2006, fecha
  que entró en vigencia la Ley N 28832.

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CMA Total

• El CMA para el cálculo del Peaje es el que
  resulte de la sumatoria de los CMA de cada
  Elemento del Área de Demanda. Se calcula también
  el CMA total por cada titular de transmisión
  correspondiente al Área de Demanda.

46
Cálculo del Peaje Unitario

• Cálculo del Peaje Unitario (PU) por Área de
  Demanda, Titular y Nivel de Tensión, como el
  cociente del
• Valor presente del flujo de CMA menos el IT
  anuales
• Demandas mensuales para un horizonte de 5 años.
• Se calcula mediante la siguiente expresión, para
  cada titular t
• El cálculo se efectúa para cada uno de los
  siguientes componentes
• PUMAT Red de Muy Alta Tensión (MAT)
• PUMAT/AT Transformación Muy Alta Tensión a Alta
  Tensión (MAT/AT)
• PUAT Red de Alta Tensión (AT)
• PUAT/MT Transformación Alta Tensión a Media
  Tensión (AT/MT)

? Tasa de Actualización anual ? Tasa de
actualización mensual
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Cálculo del Peaje Acumulado

• El peaje acumulado por cada nivel de tensión,
  resulta de agregar los peajes correspondientes
  según la secuencia de los niveles de tensión en
  el sentido del flujo de la energía
• Peaje Acumulado MAT PUMAT
• Peaje Acumulado AT PUMAT PUMAT/AT PUAT
• Peaje Acumulado MT PUMAT PUMAT/AT PUAT
  PUAT/MT

48
Cálculo de Compensaciones
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Cálculo Compensaciones Mensuales (CM)

• El CMA para las instalaciones de sistemas que son
  compensados por Generadores se calcula como la
  suma de
• _at_CI Anualidad del costo de inversión
• Vida útil de 30 años
• Tasa de Actualización vigente según Artículo 79º
  de la LCE (12).
• COyM Costo estándar de operación y mantenimiento
• Por cada grupo de instalaciones asignadas a un
  mismo grupo de Generadores se determina un único
  monto de compensación mensual.
• La CM resulta de aplicar al CMA asignado a
  generadores, la fórmula de pagos uniformes para
  un periodo de 12 meses

? Tasa de Actualización anual ? Tasa de
actualización mensual
50
IV. Principales Problemas de las Propuestas
51
Proyección de la Demanda (1)

• En la proyección de la demanda se ha considerado
  únicamente el mercado eléctrico que atiende el
  titular dentro de su área de concesión, sin
  incluir en sus modelos de proyección la demanda
  global de las otras titulares que también
  suministran energía eléctrica en el Área de
  Demanda, no habiendo dado cumplimiento a lo
  establecido en el nuevo marco regulatorio, en el
  sentido que la proyección de la demanda debe
  efectuarse por Área de Demanda.
• No se ha sustentado suficientemente la
  metodología utilizada para la proyección de las
  ventas de energía, no permitiendo ello su
  validación para considerarla como base en el
  cálculo de las tarifas de los SST y SCT
  comprendidos en el Área de Demanda.

52
Proyección de la Demanda (2)

• Se han identificado errores en la aplicación del
  método. Por ejemplo
• No se ha realizado adecuadamente el cálculo del
  factor de simultaneidad,
• No se ha calculado correctamente el factor
  FPMWHS,
• Se han utilizado factores de carga que no son
  representativos.
• No se ha presentado toda la información
  correspondiente a la proyección de Nuevas
  Demandas.

53
Sistema Eléctrico a Remunerar (1)

• En el estudio de planeamiento presentado no se
  han considerado todas las instalaciones de SST
  y/o SCT que alimentan el Área de Demanda, según
  lo señalado en el numeral 12.2 de la NORMA
  TARIFAS.
• En el estudio de planeamiento presentado no se
  presentan y/o describen los análisis y cálculos
  respectivos para efectuar la planificación del
  SER entre otros aspectos
• No se han presentado los criterios para
  determinar la potencia óptima de las SETs,
• Tampoco se han incluido las hojas de cálculo que
  permitan verificar el dimensionamiento óptimo de
  los elementos del sistema.

54
Sistema Eléctrico a Remunerar (2)

• En el estudio no se ha presentado el análisis de
  alternativas que establece la NORMA TARIFAS, lo
  cual no permite verificar si la alternativa
  planteada representa la solución de mínimo costo
  en el Área de Demanda.
• En el estudio de planeamiento presentado, no se
  han considerado todas las instalaciones de SST
  y/o SCT que alimentan el Área de Demanda, según
  lo establece el numeral 12.2 de la NORMA TARIFAS.
• En varios casos, los titulares no han presentado
  su propuesta de estudio de planeamiento para el
  Área de Demanda.

55
V. Resultados Obtenidos
56
CMA SST y CMA SCT Prepublicado
S
S
57
Peajes por Área de Demanda Prepublicados
58
Peajes por Área de Demanda
59
Peajes por Área de Demanda
60
CPSEE de los SST de ISA y REDESUR

• 1 El cargo CPSEE se aplica únicamente a los
  sistemas eléctricos indicados y no a toda el Área
  de Demanda en la que se encuentran.
• 2 Los cargos correspondientes a estas
  instalaciones son el resultado de la liquidación
  anual de los respectivos contratos BOOT.

61
Compensaciones por el Sistema G/D de REP
62
Muchas Gracias
63
(No Transcript)
64
(No Transcript)
65
Muchas Gracias