Determinación de las Compensaciones

Aprueban el “Procedimiento para Aplicación de los Cargos por Transmisión y Distribución a Clientes Libres”

RESOLUCION DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE

LA INVERSION EN ENERGIA OSINERG Nº 1089-2001-OS-CD

(*) De conformidad con el Artículo 14 de la Resolución del OSINERGMIN Nº 279-2009-OS-CD, publicada el 19 diciembre 2009, se precisa que desde la emisión de la Resolución OSINERGMIN Nº 184-2009-OS-CD, han quedado sin efecto los aspectos referidos a los Sistemas Secundarios de Transmisión, contenidos en la la presente Resolución.

CONCORDANCIAS: R. Nº 091-2003-OS-CD

Lima, 04 de julio de 2001

VISTOS:

El informe GART/GT Nº 039-2001 “Aplicación de los cargos por Transmisión y Distribución a Clientes Libres - Discusión de comentarios recibidos a la Consulta Ciudadana” y el informe emitido por la Asesoría Legal AL-DC-076-2001.

CONSIDERANDO:

La necesidad de establecer una metodología para determinar la compensación por el uso de las redes de transmisión y distribución por parte de los consumidores no pertenecientes al Servicio Público de Electricidad a fin de promover el desarrollo de la competencia;

Para ello, la entonces Comisión de Tarifas de Energía preparó el documento “Aplicación de los Cargos por Transmisión y Distribución a Clientes Libres” que fuera sometido a Consulta Ciudadana por disposición de la Resolución Nº 009-2001 P/CTE, publicándose para el efecto en la página Web de la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERG);

A consecuencia de la publicación se recibieron comentarios de diversas empresas concesionarias de Generación, Distribución y usuarios, y se efectuaron reuniones con empresas interesadas, cuyos aportes han sido tomados en cuenta;

Como resultado de las acciones llevadas a cabo se ha preparado el documento “Procedimiento para Aplicación de los Cargos por Transmisión y Distribución a Clientes Libres”, el cual requiere ser aprobado para su difusión en el diario oficial El Peruano;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, en el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM y sus modificatorias; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM y sus modificatorias; y

Estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su Sesión Nº 15 -2001 de fecha 4 de julio del año 2001;

SE RESUELVE:

Artículo 1.- Apruébase el “Procedimiento para Aplicación de los Cargos por Transmisión y Distribución a Clientes Libres”, concordante con la Resoluciones Nº 006-2001 P/CTE, Nº 023-97 P/CTE y modificatorias, el mismo que forma parte de la presente Resolución como anexo A.

Artículo 2.- Publíquese como Anexo B el documento original publicado para Consulta Ciudadana y, como Anexo C el informe de discusión de comentarios recibidos como consecuencia de la Consulta Ciudadana.

Artículo 3.- La presente Resolución deberá ser publicada en el diario oficial El Peruano y consignada en la página WEB de OSINERG.

AMADEO PRADO BENITEZ

Presidente del Consejo Directivo

ANEXO A

Procedimiento para Aplicación de los Cargos por Transmisión y Distribución a Clientes Libres

Determinación de las Compensaciones

Lima, 28 de junio del año 2001

CONTENIDO

1. RESUMEN EJECUTIVO

2. ANTECEDENTES LEGALES

3. ASPECTOS METODOLÓGICOS

3.1 RESOLUCIONES TARIFARIAS

3.2 COMPENSACIÓN POR TRANSMISIÓN

3.2.1 Condiciones de Aplicación

3.2.2 Otros Cargos Tarifarios en Transmisión

3.3 COMPENSACIÓN POR DISTRIBUCIÓN

3.3.1 Caso A: Clientes conectados a la barra de MT de un centro de transformación AT/MT o MAT/AT/MT

Caso A.1: Alimentación desde un centro de transformación AT/MT o MAT/AT/MT

Caso A.2: Alimentación desde dos o más centros de transformación AT/MT o MAT/AT/MT

3.3.2 Caso B: Clientes conectados al sistema de distribución eléctrica

Caso B.1: Alimentación desde red de MT


3.3.4 Cargos Tarifarios

4. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA

4.1 PRECIOS DE GENERACIÓN DE LOS CLIENTES LIBRES

4.2 EXPANSIÓN DE TARIFAS

4.3 CÁLCULO DE ENERGÍA Y POTENCIA EN CADA BARRA

4.4 COMPENSACIONES POR TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

5. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS

ANEXO

1. Resumen Ejecutivo

El presente documento presenta la metodología general desarrollada para determinar la compensación por el uso de las redes de transmisión y distribución por parte de los consumidores no pertenecientes al Servicio Público de Electricidad. El método se aplica a un ejemplo seleccionado para ilustrar los detalles del mismo.

La determinación de las compensaciones por el uso de las redes de transmisión se debe efectuar empleando en los cálculos los precios regulados de generación. Estas compensaciones son iguales a la diferencia de la facturación (utilizando precios regulados de energía y potencia) entre la barra de salida del sistema de transmisión y la barra de ingreso del mismo. Para ello es necesario determinar los consumos, así como los precios regulados de energía y potencia en las barras de ingreso y salida del sistema de transmisión.

La compensación por el uso de las redes de distribución se efectúa también empleando las tarifas reguladas y es el resultado de aplicar los mismos procedimientos establecidos para los usuarios regulados. La aplicación del Cargo de Distribución Eléctrica (VAD) se relaciona con el uso del sistema de distribución eléctrica de acuerdo a los siguientes criterios:

- Si el cliente no hace uso de ningún componente del sistema de distribución eléctrica, el cliente quedará exceptuado del pago del Cargo de Distribución Eléctrica (VAD).

- Si el cliente utiliza, o tiene a su disposición para utilizar de inmediato, cualquiera de los componentes del sistema de distribución eléctrica, el cliente deberá pagar el Cargo de Distribución Eléctrica (VAD).

En aquellos casos en que el procedimiento general planteado para determinar las compensaciones por transmisión y distribución requiriera mayores precisiones, ya sea por que existen mayores requerimientos de calidad y confiabilidad que hayan sido solicitados de manera expresa por parte de los clientes libres, o porque existen configuraciones especiales de las instalaciones de transmisión y/o distribución que hace necesario un tratamiento particular, las partes interesadas podrán solicitar al Organismo Supervisión de la Inversión en Energía (OSINERG) la determinación individualizada de las compensaciones de transmisión y/o distribución.

Los procedimientos que aquí se indican sirven exclusivamente para determinar las compensaciones a pagar por el uso de las redes de transmisión y distribución por parte de los clientes libres. Los procedimientos son en esencia los mismos que se aplicarían al tratarse de consumos regulados, a los cuales es también de aplicación en lo pertinente.

2. Antecedentes Legales

El Artículo 8 de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan realizarse en condiciones de competencia. De acuerdo con este Artículo, los contratos de venta de energía y de potencia de los suministros que se efectúan en un régimen de Libertad de Precios deberán considerar obligatoriamente la separación de los precios de generación acordados al nivel de la barra de referencia de generación y de las tarifas de transmisión y distribución. Los usuarios sujetos a este régimen de suministro de electricidad serán denominados “Clientes Libres” para los fines del presente.

Asimismo, el Artículo. 44 de la LCE establece que:

“Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.

En las ventas de energía y potencia que no estén destinados al servicio público de electricidad, las facturas deberán considerar obligatoria y separadamente los precios acordados a nivel de la barra de la referencia de generación y los cargos de transmisión, distribución y comercialización.”

Sobre la vigencia de las tarifas de distribución el artículo 73 de la LCE dispone:

“Las tarifas y sus fórmulas de reajuste tendrán una vigencia de cuatro años y sólo podrán calcularse, si sus reajustes duplican el valor inicial de las tarifas durante el periodo de vigencia.”

El Reglamento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 017-2000-EM, establece los criterios mínimos a considerar en los contratos sujetos al régimen de libertad de precios. Este mismo Reglamento señala las pautas generales para la separación de los cargos por el servicio de transporte y distribución de la electricidad de los costos de producción de transporte de

De acuerdo con el mandato del artículo 46 de la Ley de Concesiones Eléctricas(LCE), el OSINERG debe fijar semestralmente las Tarifas en Barra, las que entrarán en vigencia en mayo y noviembre de cada año. La resolución de fijación de Tarifas en Barra correspondiente al mes de mayo de cada año, establece los cargos que se deben aplicar para determinar las tarifas y compensaciones de la transmisión. Estas tarifas y compensaciones son de aplicación tanto al mercado del Servicio Público de Electricidad como al mercado de los Clientes Libres, de acuerdo con el mandato del artículo 44 de la LCE.

3. Aspectos Metodológicos

De la revisión de las normas citadas en los Antecedentes, se puede establecer que:

1. Todos los Contratos de suministro de electricidad para el mercado libre deben separar obligatoriamente los precios de generación (precio acordado entre las partes en la Barra de Referencia de Generación (en adelante BRG) y las tarifas reguladas de transmisión y distribución.

2. El Cliente Libre puede optar por comprar la electricidad en una BRG o en el punto de suministro del mismo (punto de entrega al cliente). Cualquiera sea el caso, únicamente los precios de generación (Precios de Energía y Potencia referidos a una BRG, llamados también “Precios Libres”) están sujetos a la libre negociación entre las partes. Las tarifas de transmisión y/o distribución por las instalaciones existentes entre la BRG y el punto de suministro son reguladas por el OSINERG.

3. El Punto de suministro es la barra, subestación o lugar donde se entrega la electricidad al cliente libre.

4. La BRG para la venta de energía a un Cliente Libre, es aquella subestación (Subestación Base) que se encuentre más cerca del punto de entrega al cliente. La relación de subestaciones base es aquella indicada en las resoluciones de fijación de precios en barra de OSINERG.

5. Todos los clientes libres y regulados deben incorporar el Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal (PCSPT), el correspondiente Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE) del Sistema Secundario Común a la BRG, así como los cargos por transmisión y/o distribución de las instalaciones entre la BRG y el punto de suministro al cliente libre.

6. El sistema de transmisión comprende todas aquellas instalaciones mayores o iguales a 30 kV, incluyendo las celdas para los alimentadores de las redes de distribución en un centro de transformación. El sistema de distribución corresponde al conjunto de instalaciones destinadas al suministro de energía eléctrica (a tensiones menores a 30 kV) ya sea para los clientes del servicio público de electricidad (mercado regulado) o para los Clientes Libres (mercado libre).

Gráfico Nº 1

De lo anterior se deduce que a un Cliente Libre se le aplicarán tarifas de transmisión y/o distribución dependiendo del nivel de tensión y del uso de las instalaciones de transmisión y/o distribución. En el Cuadro Nº 1 se muestra en forma general los cargos que deben asumir los clientes en función al nivel de tensión y ubicación del punto de suministro.

Cuadro Nº 1

3.1 Resoluciones Tarifarias

Según lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas, las tarifas de generación destinada a los usuarios regulados, se fijan semestralmente mediante la Resolución de Precios en Barra y son aplicables a partir de los meses de mayo y noviembre.

Los cargos por el uso de la transmisión así como los procedimientos de su aplicación se fijan anualmente en la Resolución de Precios en Barra correspondiente a mayo.

Los cargos por el uso de la distribución, así como los procedimientos de su aplicación están regulados por la Resolución que fija el Valor Agregado de Distribución, se regulan cada cuatro años y entra en vigor en el mes de noviembre.

En el presente documento se utilizan las siguientes denominaciones:

La Resolución de Generación corresponde a la Resolución Nº 006-2001 P/CTE o aquella que la modifique y/o sustituya.

La Resolución de Transmisión corresponde a la resolución Nº 006-2001 P/CTE o aquella que la modifique y/o sustituya.

La Resolución de Distribución corresponde a la resolución Nº 023-97 P/CTE o aquella que la modifique y/o sustituya.

Asimismo, el marco regulatorio establece que las tarifas deben actualizarse. Con tal finalidad, las Resoluciones de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG (en adelante GART) que fijan tarifas, incluyen procedimientos de actualización de las mismas para los

periodos comprendidos entre regulaciones. En este procedimiento todos los precios y cargos regulados que se utilicen para determinar las compensaciones deberán ser los valores correspondientes a la última actualización de acuerdo con lo dispuesto en las respectivas resoluciones de fijación de precios, aprobados por la GART.

Las Resoluciones de la GART, los parámetros de actualización y los cargos tarifarios actualizados se encuentran disponibles en la correspondiente página WEB (www.cte.org.pe).

3.2 Compensación por Transmisión

La compensación por el uso de las redes de transmisión, que es regulada por mandato de la Ley, se debe determinar empleando los precios regulados de generación. Estas compensaciones se determinan como la diferencia de las facturaciones (a precios regulados de energía y potencia) entre la barra de salida del sistema de transmisión y la barra de ingreso del mismo. Para ello es necesario determinar los consumos, así como los precios regulados de energía y potencia en las barras de ingreso y salida del sistema de transmisión. El siguiente gráfico ilustra lo mencionado.

Gráfico Nº 2


Para determinar las compensaciones por transmisión se debe seguir las siguientes etapas:

1. Efectuar la determinación de las tarifas reguladas desde la Barra de Referencia de Generación hasta la barra de suministro.

2. Determinar (referir con las pérdidas medias) los valores de energía y potencia en la BRG. En caso de que el suministro también involucre compensación por distribución, para referir los valores de la potencia se debe incluir, además de las pérdidas medias, el factor de coincidencia aplicable en las redes de distribución.

3. Determinar la facturación en la barra de entrada y en la barra de salida del sistema en evaluación. La compensación por la transmisión, es igual a la diferencia de las dos facturaciones indicadas. En esta etapa se puede determinar eventualmente un precio unitario equivalente por el uso de la transmisión.

La expansión de las tarifas reguladas se realiza empleando los cargos y procedimientos establecidos en las resoluciones de fijación de precios en barra.

3.2.2 Otros Cargos Tarifarios en Transmisión

Además de la compensación por la transmisión determinada en el punto anterior, los clientes libres ubicados dentro de las redes de transmisión deben efectuar la respectiva compensación por el uso de energía reactiva en exceso.

3.3 Compensación por Distribución

La compensación por el uso de las redes de distribución se efectúa también con las tarifas reguladas vigentes y es el resultado de la aplicación de los mismos procedimientos establecidos para los usuarios regulados. La aplicación del Cargo de Distribución Eléctrica (VAD) se relaciona con el uso del sistema de distribución eléctrica, de acuerdo con los siguientes criterios:

- Si el cliente no hace uso de ningún componente del sistema de distribución eléctrica, el cliente quedará exceptuado del pago del Cargo de Distribución Eléctrica (VAD).

- Si el cliente utiliza, o tiene a su disposición para utilizar de inmediato, cualquiera de los componentes del sistema de distribución eléctrica, el cliente deberá pagar el Cargo de Distribución Eléctrica (VAD).

A continuación se detalla algunos casos de aplicación del Cargo de Distribución Electrica (VAD)

3.3.1 Caso A: Clientes conectados a la barra de MT de un centro de transformación AT/MT o MAT/AT/MT

Caso A.1: Alimentación desde un centro de transformación AT/MT o MAT/AT/MT

Un cliente libre cuyo suministro se encuentra conectado a la barra de MT de un centro de transformación AT/MT o MAT/AT/MT no hace uso de ningún componente del sistema de distribución eléctrica (ver Gráfico N 3), por lo que el cliente libre no está sujeto al pago del cargo de distribución eléctrica (VAD).

Gráfico Nº 3

Caso A.2: Alimentación desde dos o más centros de transformación AT/MT o MAT/AT/MT

Un cliente libre cuyo suministro se encuentra conectado a la barra de MT de un centro de transformación AT/MT o MAT/AT/MT y se alimenta desde dos o más centros de transformación AT/MT o MAT/AT/MT (a través de línea MT) hace uso de los componentes del sistema de distribución eléctrica (ver Gráfico N 4), por lo que el cliente libre está sujeto al pago del cargo de distribución eléctrica (VAD).

Gráfico Nº 4

3.3.2 Caso B: Clientes conectados al sistema de distribución eléctrica

Caso B.1: Alimentación desde red de MT

Un cliente libre cuyo suministro se encuentra conectado a la red de MT hace uso de los componentes del sistema de distribución eléctrica (ver Gráfico N 5), por lo que el cliente libre está sujeto el pago del cargo de distribución eléctrica (VAD).

Gráfico Nº 5


El cliente pagará el cargo de distribución eléctrica (VAD) de acuerdo a la modalidad de facturación por potencia variable. La potencia variable será determinada, para la hora de punta

y fuera de punta, como el promedio de las dos mayores demandas máximas del cliente, en los últimos doce meses, incluido el mes que se factura.

El exceso de potencia en horas fuera de punta es igual a la diferencia entre la potencia a facturar en horas fuera de punta menos la potencia a facturar en horas de punta, siempre que sea positivo, en caso contrario será igual a cero.

3.3.4 Cargos Tarifarios

Los cargos tarifarios a aplicar para la determinación del pago por la distribución eléctrica (VAD) son los establecidos por la Resolución de Distribución. Dichos cargos son:

- Valor Agregado de Distribución.

- Cargo Fijo.

- Cargo de Energía Reactiva.

En el caso de los factores de coincidencia, la empresa de distribución eléctrica puede demostrar fundadamente valores distintos. El OSINERG evaluará y establecerá los factores pertinentes a solicitud del interesado

4. Aplicación de la Metodología

La aplicación de la metodología planteada en el capítulo anterior, se desarrolla con referencia a un sistema eléctrico ejemplo en el cual el cliente libre hace uso de las instalaciones de transmisión y distribución. El sistema ejemplo considera un sistema de transmisión compuesto por dos subestaciones de transformación y una línea de transmisión y una red de distribución. Mediante la determinación apropiada de las variables y parámetros de cálculo, el procedimiento indicado es aplicable directamente a otras configuraciones con un número deferente de instalaciones.

4.4 Precios de Generación de los Clientes Libres

Los precios sujetos a la libre negociación corresponden a los precios de generación en una Barra de Referencia de Generación. Para fines de este documento dichos precios incluyen los precios de transmisión a ese nivel (Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal y Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía)

1. Precio de la Energía:

PLEP = PLEPBRG + CPSEE (1)

PLEF = PLEFBRG + CPSEE (2)

Donde:

PLEPBRG : Precio Libre de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para la Subestación de Referencia de Generación correspondiente, expresado en céntimos de S/./kWh. Este precio es el que está sujeto a la libre negociación entre las partes.

PLEFBRG : Precio Libre de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para la Subestación de Referencia de Generación correspondiente, expresado en

céntimos de S/./kWh. También este precio está sujeto a la libre negociación entre las partes.

PLEP : Precio Libre Total de la Energía en Horas de Punta, que incluye el precio libre de generación y los peajes por transmisión del Sistema Interconectado Nacional, expresado en céntimos de S/./kWh.

PLEF : Precio Libre Total de la Energía en Horas Fuera de Punta, que incluye el precio libre de generación y los peajes por transmisión del Sistema Interconectado Nacional, expresado en céntimos de S/./kWh.

CPSEE : Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía, establecido en la Resolución de Transmisión, expresado en céntimos de S/./kWh.

2. Precio de la Potencia:

PLP = PLPBRG + PCSPT (3)

Donde:

PLPBRG : Precio Libre de la Potencia de Punta a Nivel Generación, para la Subestación de Referencia de Generación correspondiente, expresado en S/./kW-mes. Este precio también está sujeto a la libre negociación entre las partes.

PLP : Precio Libre Total de la Potencia de Punta, que incluye el precio libre de generación y los peajes por transmisión del Sistema Interconectado Nacional, expresado en S/./kW-mes.

PCSPT : Cargo de Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión, establecido en la Resolución de Transmisión, expresado en S/./kW-mes

4.2 Expansión de Tarifas

La expansión de tarifas reguladas de generación se efectúa con la finalidad de determinar las compensaciones de transmisión y distribución.

El OSINERG fija las tarifas reguladas tanto de energía como de potencia, en barras denominadas Subestaciones Base. A partir de estas subestaciones se deben expandir las tarifas hasta el punto de suministro al cliente libre con los procedimientos establecidos por las resoluciones de Fijación de Tarifas en Barra.

1. Los Precios de la Energía en Barra Base (PEB):

PEBP = PEMP + CPSEE (4)

PEBF = PEMF + CPSEE (5)

Donde:

PEMP : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, establecido en la Resolución de Generación, expresado en céntimos de S/./kWh.

PEMF : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, establecido en la Resolución de Generación, expresado en céntimos de S/./kWh.

PEBP : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, expresado en céntimos de S/./kWh.

PEBF : Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, establecido en la Resolución de Generación, expresado en céntimos de S/./kWh.


2. Los Precios de la Potencia en Barra Base (PPB):

PPB = PPM + PCSPT (6)

Donde:

PPM : Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación, establecido en la Resolución de Generación, expresado en S/./kW-mes.

PPB : Precio en Barra de la Potencia de Punta, expresado en S/./kW-mes.


En el Cuadro Nº 2 se detalla el cálculo de los precios de energía y potencia en las diferentes barras de un sistema en el que, en este caso, se distinguen dos tramos de red (una de transmisión y otra de distribución):

Donde:

En Transmisión (establecidos en la Resolución de Transmisión)

FPME : Factor de Pérdidas Marginales de Energía.

FPMP : Factor de Pérdidas Marginales de Potencia.

CBPSE : Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión en Energía, expresado en céntimos de S/./kWh.

En Distribución (establecidos en la Resolución de Distribución)

PPBF : Precio de la Potencia Fuera de Punta (Precio por el exceso de potencia en Horas de Punta).

PEMT : Factor de expansión de pérdidas de energía en media tensión.

PPMT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en media tensión.

VMTPP : Valor agregado de distribución en media tensión para demandas de punta (S/./kW-mes).

FCPPMT: Factor de coincidencia para demandas de punta en media tensión.

VMTFP : Valor agregado de distribución en media tensión para demandas fuera de punta (S/./kW-mes).

FCFPMT: Factor de coincidencia para demandas fuera de punta en media tensión.

Nota 1 : Forma parte del bloque de cargos que debe considerarse el Cargo por Energía Reactiva y el Cargo Fijo Mensual, regulados según la Resolución de Distribución.

Nota 2 : Los cargos de transmisión y distribución están sujetos a actualización de acuerdo a los procedimientos establecidos en las Resoluciones de Transmisión y Distribución, respectivamente.

Cuadro Nº 2

4.3 Cálculo de Energía y Potencia en cada Barra

Exclusivamente para determinar las compensaciones por transmisión y distribución, las variables de energía y potencia del Cliente Libre, medidos en el Punto de Suministro, deben ser referidos a la BRG tomando en cuenta las pérdidas medias y el factor de coincidencia para demandas en media tensión. Este último, únicamente en el caso de que el cliente libre haga uso de las instalaciones de distribución.

Es decir, se determinará el consumo originado por el cliente en la BRG mediante la agregación de las pérdidas a la energía retirada al final del tramo. En el presente documento se considera que las pérdidas medias en las instalaciones de transmisión son iguales a la mitad de las pérdidas marginales. Las pérdidas marginales se determinan a partir de los factores de expansión de precios regulados por el OSINERG1. Las pérdidas medias en las instalaciones de distribución son determinadas utilizando los factores de expansión de pérdidas regulados en la Resolución de Distribución2.

En el Cuadro Nº 3 se muestra los consumos del cliente libre referidas a la BRG, de acuerdo al procedimiento señalado.

Donde:

: Pérdidas medias de energía correspondiente a las instalaciones de transmisión comprendidas entre las barras “i” y “j”.

: Pérdidas medias de potencia correspondiente a las instalaciones de transmisión comprendidas entre las barras “i” y “j”.

EHPi : Energía en Hora Punta en la barra “i”, expresado en MWh ó kWh.

EHFPi : Energía en Hora Fuera de Punta en la barra “i”, expresado en MWh ó kWh.

PHPi : Potencia en Hora Punta en la barra “i”, expresado en MW ó kW.

PHFPi : Potencia en Hora Fuera de Punta en la barra “i”, corresponde al exceso de la potencia en hora de punta, expresado en MW ó kW.

PEMT : Factor de expansión de pérdidas de energía en media tensión establecido en la Resolución de Distribución.

PPMT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en media tensión establecido en la Resolución de Distribución.

Cuadro Nº 3

4.4 Compensaciones por Transmisión y Distribución

Los precios sujetos a libre negociación corresponden a los precios de generación en una Barra de Referencia de Generación y deben incluir los precios de transmisión a ese nivel (Peaje por Conexión al Sistema Principal y Cargo Equivalente en Energía).

Las compensaciones por la transmisión se calculan con los precios regulados vigentes (según Numeral 4.2, anterior) y los consumos del cliente libre referidos a la BRG (según Numeral 4.3, anterior). Del mismo modo, la compensación al nivel de la distribución se efectúa con los precios regulados vigentes y consumos en las barras correspondientes.

En el Cuadro Nº 4 se muestran las compensaciones mencionadas

Donde:

FPEBP : Facturación por la Energía activa en Hora Punta

FPEBF : Facturación por la Energía activa en Hora Fuera de Punta

FPPB : Facturación por la Potencia activa en Hora Punta

FPPBF : Facturación por el exceso de la Potencia en Hora Punta

Nota : Adicionalmente se debe incluir la Facturación por Energía Reactiva y un cargo fijo mensual; regulados por la Resolución de Distribución.

Cuadro Nº 4

5. Disposiciones Complementarias

1. El procedimiento planteado en el presente documento es exclusivamente para fines de determinar las compensaciones por el uso de las instalaciones de transmisión y distribución.

2. El usuario de las redes de distribución deberá declarar una reserva de capacidad cuya duración será como mínimo de un año. En caso de renuncia a la reserva de capacidad, el concesionario de distribución podrá cobrar un cargo remanente por los meses faltantes para cumplir con el año reservado.

3. Para los suministros ubicados en las redes de distribución, el cliente pagará el cargo de distribución eléctrica (VAD) de acuerdo a la modalidad de facturación por potencia variable. La potencia variable será determinada, para la hora de punta y fuera de punta, como el promedio de las dos mayores demandas máximas del cliente, en los últimos doce meses, incluido el mes que se factura.

4. En aquellos casos en que el procedimiento general planteado para determinar las compensaciones por transmisión y distribución requiriera mayores precisiones, ya sea por que existen mayores requerimientos de calidad y confiabilidad que hayan sido solicitados de manera expresa por parte de los clientes libres, o porque existen configuraciones especiales de las instalaciones de transmisión y/o distribución que hace necesario un tratamiento particular, las partes interesadas podrán solicitar al Organismo Supervisión de la Inversión en Energía (OSINERG) la determinación individualizada de las compensaciones de transmisión y/o distribución. Para este efecto deberán suministrar la debida justificación y sustentación de su pedido.

5. Para los fines del cálculo de compensaciones por el uso de las instalaciones de transmisión y/o distribución, en caso de existir duda sobre la determinación de la Barra de Referencia de Generación (BRG) correspondiente, las partes interesadas podrán solicitar su determinación al OSINERG.

6. Los cargos de transmisión y las pérdidas respectivas se deben determinar de una sola vez para el conjunto de instalaciones. En aquellos casos en que esta regla general no sea factible de aplicar, por existir diferentes titulares propietarios de las instalaciones, las partes interesadas podrán solicitar al OSINERG su determinación.

7. El procedimiento propuesto en el presente documento no es obligatorio en los casos en que hubiera acuerdos contractuales previos entre las partes para el pago de las compensaciones de transmisión y/o distribución.

8. Los propietarios de transmisión y/o distribución no están facultados a facturar directamente el cliente libre por el uso de sus instalaciones. Las compensaciones deben ser facturadas al correspondiente suministrador.

9. Para determinar la potencia en la BRG, en caso de que el suministro también involucre compensación por distribución, se debe incluir, además de las pérdidas medias, el factor de coincidencia aplicable en las redes de distribución.

10. Los consumidores libres están sujetos a los cargos por el exceso en el consumo de energía reactiva fijado en la Resolución de Distribución. El íntegro de la recaudación que se efectúe por el consumo de energía reactiva forma parte de la compensación a ser pagada al propietario de las redes donde se encuentre localizado el Cliente Libre

11. Para el caso de las Empresas Regionales de Servicio Público de Electricidad Electro Norte S.A., Electro Norte Medio S.A., Electro NorOeste S.A. y Electro Centro S.A., los cargos de transmisión secundaria de líneas y subestaciones se encuentran expresadas como cargos de potencia. Para estos casos se utilizará en lo pertinente un procedimiento similar al establecido, empleando cargos de potencia en lugar de cargos de energía. Para el caso de consumos con demanda máxima en horas fuera de punta, se deberá adicionar una compensación por potencia en horas fuera de punta, esta compensación será determinada con el mismo procedimiento

establecido para el caso de los clientes regulados. En este caso únicamente, para determinar la compensación por transmisión, el precio de la potencia en horas fuera de punta será igual al Cargo Base de Peaje Secundario por transmisión (CBPSE) correspondiente a las instalaciones respectivas.

Anexo

1.- Ejemplo Aplicativo

ANEXO B

CONSULTA CIUDADANA

Publicación para Comentarios

Aplicación de los Cargos por Transmisión y Distribución para los Clientes Libres

Determinación de Compensaciones

Lima, 04 de mayo del año 2001

CONTENIDO

1. RESUMEN EJECUTIVO

2. ANTECEDENTES

3. ASPECTOS METODOLÓGICOS

3.1 RESOLUCIONES TARIFARIAS

4. PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO

4.1 PRECIOS DE GENERACIÓN DE LOS CLIENTES LIBRES

4.2 EXPANSIÓN DE TARIFAS

4.3 CÁLCULO DE ENERGÍA Y POTENCIA EN CADA BARRA

4.4 COMPENSACIONES POR TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

ANEXO

1. Resumen Ejecutivo

El presente documento explica la aplicación de los cargos regulados en transmisión y distribución para los consumidores no pertenecientes al Servicio Público de Electricidad. Se presenta la metodología general para determinar la compensación por el uso de las redes de transmisión y distribución y se aplica a un ejemplo seleccionado para ilustrar el método.

La aplicación contempla:

Primero: Expandir las tarifas reguladas desde la Barra de Referencia de Generación hasta la barra de suministro (en caso sea necesario la expansión de las tarifas se puede efectuar para cada una de las barras comprendidas entre la Barra de Referencia de Generación y la Barra de Suministro al Cliente Libre).

Segundo: Determinar (referir con las pérdidas medias si no se cuenta con la medición correspondiente) los valores de energía y potencia en cada una de las barras en las que se determinarán las tarifas con el primer paso.

Tercero: Determinar la compensación de la transmisión y distribución. En este paso se puede eventualmente determinar un precio unitario equivalente por el uso de la transmisión y distribución.

La expansión de las tarifas reguladas se realiza empleando los procedimientos establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) mediante las Resoluciones de fijación de precios en barra

2. Antecedentes

El Artículo 8 de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan realizarse en condiciones de competencia. De acuerdo a este Artículo, los contratos de venta de energía y de potencia de los suministros que se efectúan en un régimen de Libertad de Precios deberán considerar obligatoriamente la separación de los precios de generación acordados a nivel de la barra de referencia de generación y de las tarifas de transmisión y distribución. Los usuarios sujetos a este régimen de suministro de electricidad serán denominados “Clientes Libres” para los fines del presente.

Asimismo, el Artículo. 44 de la LCE establece textualmente que:

“Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.

En las ventas de energía y potencia que no estén destinados al servicio público de electricidad, las facturas deberán considerar obligatoria y separadamente los precios acordados a nivel de la barra de la referencia de generación y los cargos de transmisión, distribución y comercialización.”

Por otro lado, el Artículo 4 del Reglamento de Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios (Decreto Supremo Nº 017-2000 EM) establece las Modalidades de libre Contratación:

“Modalidades de Contratación.- para adquirir electricidad, el Cliente puede optar por cualquiera de las siguientes modalidades:

a) Compra de la electricidad en el punto de entrega a uno o varios suministradores.

b) Compra de la electricidad en las Barras de Referencia de Generación a uno o varios suministradores y contratos por el servicio de transporte y/o distribución desde dichas Barras hasta el punto de entrega.

c) Cualquier combinación entre las opciones a) y b) que anteceden, de acuerdo a la definición del Punto de Compra o suministro.”

3. Aspectos Metodológicos

De la legislación vigente citada en los Antecedentes, se concluye:

1. Todos los Contratos de suministro de electricidad para el mercado libre deben separar obligatoriamente los precios de generación (precio acordado entre las partes en la Barra de Referencia de Generación (en adelante BRG) y las tarifas reguladas de transmisión y distribución.

2. El Cliente Libre puede optar por comprar la electricidad en una BRG o en el punto de suministro del mismo (punto de entrega al cliente). Cualquiera sea el caso, únicamente los precios de generación (Precios de Energía y Potencia referidos a una BRG, llamados también “Precios Libres”) están sujetos a la libre negociación entre las partes. Las tarifas de transmisión y/o distribución por las instalaciones existentes entre la BRG y el punto de suministro son reguladas por la CTE y no son sujetos de negociación.

3. Punto de suministro es la barra, subestación o lugar donde se entrega la electricidad al cliente libre.

4. La BRG, es aquella subestación (Subestación Base) que se encuentre más cerca del punto de entrega al cliente, de la relación indicada de Subestaciones Base establecidos en las resoluciones de fijación de precios de la CTE.

5. Todos los clientes libres y regulados deben incorporar el Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal (PCSPT) y el correspondiente Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía (CPSEE) del Sistema Secundario Común a la BRG, además de los cargos por transmisión y/o distribución de las instalaciones entre la BRG y el punto de suministro al cliente libre.

De lo anterior se deduce que un Cliente Libre asumirá tarifas de transmisión y/o distribución dependiendo del nivel de tensión y ubicación del punto se suministro. En el Cuadro Nº 1 se muestra los cargos que deben asumir los clientes en función al nivel de tensión y ubicación del punto de suministro.

Cuadro Nº 1

3.1 Resoluciones Tarifarias

Según lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas, las tarifas de generación destinada a los usuarios regulados, se fijan semestralmente mediante la Resolución de Precios en Barra y son aplicables a partir de los meses de mayo y noviembre.

Los cargos por el uso de la transmisión así como los procedimientos de su aplicación se fijan anualmente en la Resolución de Precios en Barra correspondiente a mayo.

Los cargos por el uso de la distribución, así como los procedimientos de su aplicación están regulados por la Resolución que fija el Valor Agregado de Distribución, se regulan cada cuatro años y entra en vigor en el mes de noviembre.

En el presente documento se denomina Resoluciones de Generación, Transmisión y Distribución a aquellas que se indica a continuación:

La Resolución de Generación corresponde a la Resolución Nº006-2001 P/CTE o aquella que la modifique y/o sustituya.

La Resolución de Transmisión corresponde a la resolución Nº006-2001 P/CTE o aquella que la modifique y/o sustituya.

La Resolución de Distribución corresponde a la resolución Nº023-97 P/CTE o aquella que la modifique y/o sustituya.

Asimismo, el marco regulatorio establece que las tarifas deben actualizarse. Con tal finalidad, las Resoluciones de la CTE que fijan tarifas, incluyen procedimientos de actualización de las mismas para los periodos comprendidos entre regulaciones. En este procedimiento todos los precios y cargos regulados que se utilicen para determinar las compensaciones deberán ser los valores correspondientes a la última actualización de acuerdo con lo dispuesto en las respectivas resoluciones de fijación de precios, aprobados por la CTE

Las Resoluciones de la CTE, los parámetros de actualización y los cargos tarifarios actualizados se encuentran disponibles en la página WEB: www.cte.org.pe.

4. Procedimientos de Cálculo

El siguiente procedimiento se desarrolla con referencia a un sistema de ejemplo en el cual se considera un sistema de transporte compuesto por una red perteneciente a dos titulares de transmisión y a un titular de distribución. El procedimiento es aplicable directamente a otras configuraciones, que comprendan más o menos instalaciones, mediante la determinación apropiada de las variables y parámetros de cálculo.

4.1 Precios de Generación de los Clientes Libres

Los precios sujetos a la libre negociación corresponden a los precios de generación en una Barra de Referencia de Generación. Para fines de este documento dichos precios incluyen los precios de transmisión a ese nivel (Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal y Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía).

1. Precio de la Energía:

PLEP = PLEPBRG + CPSEE (1)

PLEF = PLEFBRG + CPSEE (2)

Donde:

PLEPBRG : Precio Libre de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para la Subestación de Referencia de Generación correspondiente, expresado en céntimos de S/./kWh. Este precio es el que está sujeto a la libre negociación entre las partes.

PLEFBRG : Precio Libre de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para la Subestación de Referencia de Generación correspondiente, expresado en céntimos de S/./kWh. También este precio está sujeto a la libre negociación entre las partes.

PLEP : Precio Libre Total de la Energía en Horas de Punta, que incluye el precio libre de generación y los peajes por transmisión del Sistema Interconectado Nacional, expresado en céntimos de S/./kWh.

PLEF : Precio Libre Total de la Energía en Horas Fuera de Punta, que incluye el precio libre de generación y los peajes por transmisión del Sistema Interconectado Nacional, expresado en céntimos de S/./kWh.


2. Precio de la Potencia:

PLP = PLPBRG + PCSPT (3)

Donde:

PLPBRG : Precio Libre de la Potencia de Punta a Nivel Generación, para la Subestación de Referencia de Generación correspondiente, expresado en S/./kW-mes. Este precio también está sujeto a la libre negociación entre las partes.

PLP : Precio Libre Total de la Potencia de Punta, que incluye el precio libre de generación y los peajes por transmisión del Sistema Interconectado Nacional, expresado en S/./kW-mes.


4.2 Expansión de Tarifas

La expansión de tarifas se efectúa con la finalidad de determinar las compensaciones de transmisión y distribución. Los procedimientos son aquellos establecidos por la CTE en sus resoluciones de Fijación de Tarifas en Barra.

La CTE fija las tarifas reguladas tanto de energía como de potencia, en barras denominadas Subestaciones Base. A partir de estas subestaciones se deben expandir las tarifas hasta el punto de suministro al cliente libre (en caso sea necesario, la expansión de las tarifas se puede efectuar por partes para cada una de las barras comprendidas entre la Barra de Referencia de Generación y la Barra de Suministro al Cliente Libre).

1. Los Precios de la Energía en Barra Base (PEB):

PEBP = PEMP + CPSEE (4)

PEBF = PEMF + CPSEE (5)

Donde:

PEMP :Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, establecido en la Resolución de Generación, expresado en céntimos de S/./kWh.

PEMF : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, establecido en la Resolución de Generación, expresado en céntimos de S/./kWh.

PEBP : Precio en Barra de la Energía en Horas de Punta, expresado en céntimos de S/./kWh.

PEBF : Precio en Barra de la Energía en Horas Fuera de Punta, establecido en la Resolución de Generación, expresado en céntimos de S/./kWh.


2. Los Precios de la Potencia en Barra Base (PPB):

PPB = PPM + PCSPT (6)

Donde:

PPM : Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación, establecido en la Resolución de Generación, expresado en S/./kW-mes.

PPB : Precio en Barra de la Potencia de Punta, expresado en S/./kW-mes.


En el Cuadro Nº 2 se detalla el cálculo de los precios de energía y potencia en las diferentes barras de un sistema en el que, en este caso, se distinguen tres tramos de red (dos de transmisión y una de distribución):

Donde:

En Transmisión (establecidos en la Resolución de Transmisión)

FPME : Factor de Pérdidas Marginales de Energía.

FPMP : Factor de Pérdidas Marginales de Potencia.

CBPSE : Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión en Energía, expresado en céntimos de S/./kWh.

En Distribución (establecidos en la Resolución de Distribución)

PPBF : Precio de la Potencia Fuera de Punta (Precio por el exceso de potencia en Horas de Punta).

PEMT : Factor de expansión de pérdidas de energía en media tensión.

PPMT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en media tensión.

VMTPP : Valor agregado de distribución en media tensión para demandas de punta (S/./kW-mes).

FCPPMT: Factor de coincidencia para demandas de punta en media tensión.

VMTFP : Valor agregado de distribución en media tensión para demandas fuera de punta (S/./kW-mes).

FCFPMT: Factor de coincidencia para demandas fuera de punta en media tensión.

Nota 1 : A nivel de distribución debe adicionarse el Cargo por Energía Reactiva y el Cargo Fijo Mensual, regulados según la Resolución de Distribución.

Nota 2 : Los cargos de transmisión y distribución están sujetos a actualización de acuerdo a los procedimientos establecidos en las Resoluciones de Transmisión y Distribución, respectivamente.

Cuadro Nº 2

4.3 Cálculo de Energía y Potencia en cada Barra

Las variables de energía y potencia del Cliente Libre, medidos en el Punto de Suministro, deben ser referidos a cada barra tomando en cuenta las pérdidas medias. Es decir, se determinará el consumo originado por el cliente en las barras al inicio de cada tramo de interés mediante la agregación de las pérdidas a la energía retirada al final del tramo. Se seguirá este procedimiento hasta llegar a la Barra de Referencia de Generación (en caso sea necesario, estas variables deberán ser determinadas para cada una de las barras comprendidas entre la Barra de Referencia de Generación y la Barra de Suministro al Cliente Libre).

En el presente documento se considera que las pérdidas medias en las instalaciones de transmisión son iguales a la mitad de las pérdidas marginales. Las pérdidas marginales se determinan a partir de los factores de expansión de precios regulados por la CTE1. Las pérdidas medias en las instalaciones de distribución son determinadas utilizando los factores de expansión de pérdidas regulados en la Resolución de Distribución2.

En el Cuadro Nº 3 se muestra las energías referidas a cada barra, de acuerdo al procedimiento señalado.

Donde:

: Pérdidas medias de energía correspondiente a las instalaciones de transmisión comprendidas entre las barras “i” y “j”.

: Pérdidas medias de potencia correspondiente a las instalaciones de transmisión comprendidas entre las barras “i” y “j”.

EHPi : Energía en Hora Punta en la barra “i”, expresado en MWh ó kWh.

EHFPi : Energía en Hora Fuera de Punta en la barra “i”, expresado en MWh ó kWh.

PHPi : Potencia en Hora Punta en la barra “i”, expresado en MW ó kW.

PHFPi : Potencia en Hora Fuera de Punta en la barra “i”, corresponde al exceso de la potencia en hora de punta, expresado en MW ó kW.

PEMT : Factor de expansión de pérdidas de energía en media tensión establecido en la Resolución de Distribución.

PPMT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en media tensión establecido en la Resolución de Distribución.

Cuadro Nº 3

4.4 Compensaciones por Transmisión y Distribución

Los precios sujetos a libre negociación corresponden a los precios de generación en una Barra de Referencia de Generación y deben incluir los precios de transmisión a ese nivel (Peaje por Conexión al Sistema Principal y Cargo Equivalente en Energía).

Las compensaciones por la transmisión se calculan con los precios regulados vigentes (según Numeral 4.2, anterior) y los consumos del cliente libre referidos a las barras correspondientes (según Numeral 4.3, anterior). Del mismo modo, la compensación al nivel de la distribución se efectúa con los precios regulados vigentes y consumos en las barras correspondientes.

En el Cuadro Nº 4 se muestran las compensaciones mencionadas

Donde:

FPEBP : Facturación por la Energía activa en Hora Punta

FPEBF : Facturación por la Energía activa en Hora Fuera de Punta

FPPB : Facturación por la Potencia activa en Hora Punta

FPPBF : Facturación por el exceso de la Potencia en Hora Punta

Nota : Adicionalmente se debe incluir la Facturación por Energía Reactiva y un cargo fijo mensual; regulados por la Resolución de Distribución.

Cuadro Nº 4

5. Anexo

1.- Ejemplo Aplicativo

ANEXO C

Aplicación de los Cargos por Transmisión y Distribución a Clientes Libres

Discusión de Comentarios Recibidos a la Consulta Ciudadana

Lima, 28 de junio del año 2001

1. INTRODUCCIÓN

2. COMENTARIOS RECIBIDOS

2.1. LUZ DEL SUR

2.1.1. Comentario 1

2.1.2. Comentario 2

2.1.3. Comentario 3

2.1.4. Comentario 4

2.1.5. Comentario 5

2.1.6. Comentario 6

2.2. EDELNOR

2.2.1. Sugerencia 01: Peaje de Transmisión Secundaria

2.2.2. Sugerencia 02: Peaje de Energía Reactiva

2.3. ELECTROANDES

2.3.1. Cargos por Transmisión a Clientes Regulados

2.3.2. Expansión de Tarifas

2.3.3. Suministros por Circuitos en Anillo o por Líneas Paralelas

2.3.4. Circuitos con Baja Demanda

2.3.5. Cálculo de Energía y Potencia en cada Barra

2.3.6. Casos Especiales

2.4. HIDRANDINA

2.4.1. Consulta 1

2.4.2. Consulta 2

2.4.3. Consulta 3

2.4.4. Consulta 4

2.5. ACIDE

3. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS

3.1. LUZ DEL SUR

3.1.1. Análisis del Comentario 1






3.2. EDELNOR



3.3. ELECTRO ANDES







3.4. HIDRANDINA

3.4.1. Consulta 1

3.4.2. Consulta 2

3.4.3. Consulta 3

3.4.4. Consulta 4

3.5. ACIDE

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1. TARIFAS REGULADAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

4.2. COMPENSACIONES POR TRANSMISIÓN

4.3. COMPENSACIONES POR DISTRIBUCIÓN

4.4. MODALIDAD DE POTENCIA APLICABLE EN REDES DE DISTRIBUCIÓN.

4.5. ENERGÍA REACTIVA

4.6. INSTALACIONES DEL GRUPO GLORIA

4.7. TRATAMIENTO DE CASOS ESPECIALES

4.8. TRATAMIENTO DE LAS PÉRDIDAS ELÉCTRICAS

4.9. DETERMINACIÓN DE LA BRG

1. Introducción

En la Sesión de Directorio Nº 013 de la Comisión de Tarifas de Energía, hoy Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERG (en adelante “GART de OSINERG”) de fecha 08.05.2001 se aprobó el Informe SEG/CTE 024-2001 “Aplicación de los Cargos por Transmisión y Distribución para los Clientes Libres” y su publicación como Separata Especial para Consulta Ciudadana, en el Diario Oficial “El Peruano”, con la finalidad de que se reciban sugerencias para posteriormente aprobar la Resolución respectiva.

Con fecha 23 de mayo del año 2001, fecha límite para la presentación de comentarios al informe publicado para Consulta Ciudadana, la GART de OSINERG ha recibido documentos con los comentarios correspondientes de las empresas: Luz del Sur, Edelnor, ElectroAndes, Hidrandina y la Asociación de Consumidores Intensivos de Energía-ACIDE.

El presente informe presenta al Consejo Directivo de OSINERG el análisis y discusión de los comentarios efectuados por las empresas mencionadas.

En la Sección 2 se resumen los comentarios y observaciones presentados por las empresas. En la Sección 3 se efectúa el análisis de los comentarios y en la Sección 4 se establecen las conclusiones al respecto.

2. Comentarios Recibidos

Hasta el 23 de mayo del año 2001, fecha límite para la presentación de comentarios al informe publicado para Consulta Ciudadana, La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERG ha recibido los comentarios correspondientes a las siguientes empresas: Luz del Sur, Edelnor, ElectroAndes, Hidrandina y la Asociación de Consumidores Intensivos de Energía-ACIDE.

A continuación se detalla los comentarios recibidos por empresas.

2.1. Luz del Sur

Con fecha 23.05.2001, se recibió el Oficio GC-01-28 de la empresa de distribución Luz del Sur con los comentarios, observaciones y sugerencias al Informe publicado para Consulta Ciudadana. Esta carta contiene un Anexo con los comentarios y observaciones.

Con relación a los clientes libres, Luz del Sur plantea que “. al no ser similar al conjunto de clientes regulados, la atención de estos clientes, por tratarse de grandes consumos, se hace necesario que se precise

de manera individualizada las condiciones de prestación del servicio eléctrico por presentar los mismos mayores impactos en el nivel de inversiones y en el riesgo de las distribuidoras.”

Asimismo, Luz del Sur plantea que “al estar las compensaciones calculadas sobre las instalaciones físicas de un sistema económicamente adaptado y costos eficientes para una empresa ideal, no se está dando una señal adecuada de precios, por no responder éstos a las condiciones reales de atención de estos clientes, ya que las inversiones en la realidad son mucho mayores que las normalmente consideradas.”

A continuación se transcribe literalmente los comentarios del Anexo de la Carta de Luz del Sur:

2.1.1. Comentario 1

“Se observa en el cuadro Nº 2 de Precios regulados que el factor FCPPMT es aplicado sólo en la etapa de distribución, sin embargo, corresponde aplicar dicho factor en la etapa de generación y transmisión. Esta omisión trae como consecuencia que los descuentos a los precios asignados en la generación y transmisión se trasladen al final de la etapa de distribución en perjuicio de esta última.”

2.1.2. Comentario 2

“Se observa que en la nota 1 del punto 4.3 y en el ejemplo aplicativo, se calculan las pérdidas medias de transmisión de la siguiente fórmula: Pérd=(FPM-1)/(2*FPM). Esto sería correcto si las pérdidas se aplicasen a los consumos de ingreso a un sistema, pero como las pérdidas se aplican a los consumos en la salida del sistema (ventas), éstas deben calcularse de la siguiente fórmula: Pérd=(FPM-1)/2.”

2.1.3. Comentario 3

“Para el cálculo de los factores FCPPMT, FCFPMT, FBP, FEE y PTP, usados en la fijación tarifaria vigente, sólo se consideraron las instalaciones que servían para el mercado regulado, no tomándose en cuenta las instalaciones que abastecían el mercado libre. Por lo tanto, estos factores No pueden ni deben ser aplicados en esta oportunidad, así como ningún otro valor que derive de la anterior fijación tarifaria del VAD.”

2.1.4. Comentario 4

“Teniendo en cuenta que la compensación de transmisión y distribución está calculada a partir de la metodología regulada, consideramos por lo tanto que se debe aplicar, para el cálculo de dichas compensaciones, una potencia contratada equivalente a la máxima demanda requerida por el usuario por el plazo mínimo de un año y teniendo en cuenta una energía asociada calculada utilizando el factor de carga de la distribuidora.”

2.1.5. Comentario 5

“Los valores de potencia y energía a facturar, así como las modalidades de facturación en cada etapa del negocio de Generación, Transmisión y Distribución, deberían ser establecidas de común acuerdo, y con las anticipaciones debidas, por los entes participantes. Por tratarse de grandes consumos, es necesario que se precise de manera individualizada las condiciones de prestación de servicio eléctrico. A diferencia del mercado regulado, que se caracteriza por menores demandas e inversiones compartidas, el cliente libre presenta mayores impactos en el nivel de inversiones generando mayor riesgo en el negocio de transmisión y distribución.”

2.1.6. Comentario 6

“La tarifa regulada está basada sobre instalaciones de un sistema económico adaptado y costos eficientes para una empresa ideal. Esta señal de precios contrasta con las condiciones reales de atención de los clientes libres. En efecto, las inversiones reales son mucho más costosas debido principalmente a

que las grandes empresas se ubican en zonas periféricas de la ciudad y que no cuentan en sus cercanías con la infraestructura eléctrica necesaria.”

Finalmente, Luz del Sur solicita una reunión para poder exponer con mayor amplitud sus comentarios y sugerencias

2.2. Edelnor

Con fecha 23.05.2001, se recibió una carta de la empresa de distribución Edelnor con las sugerencias siguientes:


“Para que las empresas puedan recibir una real contribución de las inversiones realizadas, debe establecerse un peaje de transmisión mínimo. Este cargo debería estar afectado por el Factor de Carga del Sistema de la Distribuidora y el Número de Horas Mensuales para que el ingreso refleje el pago de las inversiones por el sistema de transmisión.

La determinación de este ingreso es de la siguiente forma:

ImPSCL = CPSE*FC*PC*NHM

Donde:

ImPSCL : Ingreso mínimo por Peaje Secundario para clientes libres.

CPSE : Cargo por peaje secundario

FC : Factor de Carga del Sistema de la Distribuidora

PC : Potencia Máxima contratada a Transportar

NHM : Número de Horas Mensuales.

El ingreso mínimo por peaje secundario para clientes libres (ImPSCL) debe ser como mínimo 12 meses.”


“Las empresas distribuidoras o de transmisión requieren un ingreso por energía reactiva que cubra las inversiones que estas realizan para compensar sus redes.

El paso de la energía reactiva para atender a los clientes libres genera pérdidas y caídas de tensión que deben ser compensadas con la instalación de bancos capacitivos que actualmente en el “documento propuesto” no se establece.

Este cargo debería ser similar al pago realizado actualmente para los clientes regulados.

La determinación de este ingreso es de la siguiente forma:

Ingreso por Peaje Energía Reactiva = ER*CER

Donde:

ER : Energía Reactiva

CER : Cargo por Energía reactiva.”

2.3. ElectroAndes

Con fecha 23.05.2001, se recibió la carta de la empresa de generación Electroandes con los comentarios siguientes.

Las sugerencias de Electroandes abarcan seis puntos, como se detalla a continuación:


Electroandes menciona que: “De acuerdo a lo establecido en el Artículo. 44 de la Ley, las tarifas de transmisión y distribución son reguladas por la CTE independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia. En consecuencia la metodología planteada en el Informe también debe ser de aplicación para aquellos suministros pertenecientes al mercado regulado”

Al respecto, Electroandes menciona que: “Nuestra apreciación se sustenta en el hecho de que una empresa distribuidora puede comprar energía en una BRG y transportarla hasta sus puntos de suministro haciendo uso del sistema secundario de transmisión de un tercero, por lo que es necesario establecer claramente la metodología para determinar las compensaciones por el uso de las redes de transmisión.”


En este aspecto Electroandes plantea que:

“La expansión de tarifas empleada en el Informe para el cálculo de las compensaciones de transmisión no es eficiente, debido a que puede originar que el transmisor secundario obtenga mayores ingresos si el uso es en el sentido del flujo preponderante de energía o una merma en sus ingresos si el uso es en el sentido contrario al flujo preponderante de energía.

Lo expuesto se basa en que para la expansión de tarifas, se considera como tarifa inicial un valor que incluye los peajes o cargos hasta esa barra, es decir, la componente de PCSPT, CPSEE y/o CBPSEE al ser multiplicado o dividido por el factor de pérdidas marginales incrementa o reduce sus valores sin razón técnica alguna.

La expansión de tarifas así planteada, presenta una diversidad de tarifas en una misma barra, dependiendo de la barra que se tome de referencia para realizar la expansión. En el ejemplo del Informe, la tarifa en la Barra 4 sería distinta si la expansión fuera desde la Barra 3, situación que sería necesaria si el propietario de las instalaciones entre las barras 2 y 3 fuera distinto al de las instalaciones entre las barras 3 y 4. Por lo expuesto, esta expansión origina una mayor compensación cuando el cálculo se realiza por tramos, situación que se presenta cuando existe una diversidad de propietarios en la trayectoria de la expansión.

MAT AT AT MT

Para evitar las distorsiones planteadas, se recomienda realizar la expansión de tarifas, para el cálculo de las compensaciones de transmisión, aplicando los factores de pérdidas marginales publicados por la CTE sólo al PPM, PEMF y al PEMP. Con estas tarifas expandidas a todas las barras se calcularía el Ingreso Tarifario, agregándose a los resultados los CBPSE correspondientes, para obtener la compensación total del sistema de transmisión.”


Electroandes comenta que: “Se debe precisar la metodología para determinar la compensación por transmisión cuando la barra de retiro del cliente es parte de un circuito en anillo con diversas instalaciones de transporte y transformación, cuando se alimenta por dos líneas de transmisión en paralelo o cuando el cliente se encuentra físicamente conectado y en forma permanente a dos BRG utilizando diferentes sistemas de transmisión.

Entendemos que en estos casos el CBPSE a considerar debería calcularse para cada uno de los circuitos físicamente existentes, debido a que esta configuración incrementa la confiabilidad del suministro. Estos tipos de situaciones son frecuentes en sistemas secundarios de transmisión.”


Electroandes afirma que: “De acuerdo con el Artículo 139 del Reglamento, la compensación del sistema secundario de transmisión deberá representar el 100% del Costo Medio anual de la respectiva instalación. La metodología planteada por la CTE es una compensación variable en función a la energía transportada por el sistema de transmisión, lo cual ocasionaría que sistemas de transmisión que atienden cargas de bajo consumo no recuperen el Costo Medio en mención.

Este tipo de situaciones deberá salvarse regulando en forma específica los sistemas secundarios de transmisión, debido a que el método planteado es aplicable sólo a sistemas ideales.”


Sobre este tema, Electroandes señala que: “El Informe debe indicar claramente que el factor de pérdidas medias, calculado a partir de los factores de expansión de precios regulados, empleado para referir a cada barra la potencia y energía medida al cliente en el punto de suministro, es exclusivamente para efectos de determinación de compensaciones de transmisión, mas no para efecto de facturación del suministro de energía en la BRG. Lo contrario ocasionaría que las pérdidas reales en que se incurre para suministrar energía a este cliente, sean asumidas injustamente por otros clientes, por el suministrador de estos clientes o por el suministrador que atiende al cliente para el cual se calculan las compensaciones.

Por otro lado, en el Resumen Ejecutivo del Informe se menciona que en caso se cuente con medición en ambos extremos de la instalación, se considerarán estos registros para referir a cada barra la potencia y energía medida al cliente en el punto de suministro. Al respecto, entendemos que los CBPSE publicados por la CTE han sido calculados descontando el ingreso tarifario obtenido de la evaluación en un Sistema Económicamente Adaptado, por lo que considerar las pérdidas medias reales podría ocasionar que se obtengan ingresos tarifarios negativos lo cual no garantizará al transmisor recuperar el 100% del Costo Medio de las instalaciones involucradas.

En consecuencia, a pesar de que pueda existir la medición en ambos extremos del sistema de transmisión, éstas no deben emplearse en la determinación de compensaciones, debiendo establecerse que para efectos del cálculo de compensaciones siempre deberá usarse factores de pérdidas medias calculados a partir de los factores de expansión de precios regulados publicados por la CTE.”


En esta parte, Electroandes comenta “Entendemos que el cargo CBPSE de una línea de transmisión incluye la compensación por la línea propiamente dicha y las respectivas celdas de interrupción. ¿Cómo se compensaría una instalación en la cual una empresa es propietaria sólo de la celda de salida y otra empresa propietaria del resto de las instalaciones?. Este caso es frecuente en sistemas secundarios de transmisión.

.”.

2.4. Hidrandina

Con fecha 23.05.2001, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERG ha recibido mediante correo electrónico los siguientes comentarios de Hidrandina al documento publicado para Consulta Ciudadana.

2.4.1. Consulta 1

Referente al Cuadro 2, teniendo en cuenta que un cliente libre absorbe una demanda en horas punta de aprox. 1 MW y en horas fuera de punta 10 MW, para la potencia adicional de 9 MW en horas fuera de punta, cual sería los precios en transmisión y generación.

2.4.2. Consulta 2

Referente al Cuadro 3, para el mismo cliente libre, señalado en la pregunta 1, para la potencia adicional en horas fuera de punta, con qué factores de expansión de perdidas, se refieren a la Barra de Generación.

2.4.3. Consulta 3

Precisar que los cobros por la penalización de la energía reactiva servirán para cubrir los costos de los equipos de compensación que debe definir el COES para mejorar la operación de los sistemas eléctricos; por lo tanto, a las tarifas de la energía reactiva para facturar la penalización asignada al sector de venta libre, no se le debe adicionar ningún porcentaje como utilidad comercial.

2.4.4. Consulta 4

Precisar que en las mediciones de los parámetros eléctricos registrados con fines de facturación, no se debe efectuar distinción entre el sector regulado y el mercado libre.

2.5. ACIDE

Con fecha 22.05.2001, se recibió la carta de la Asociación de Consumidores Intensivos de Energía - ACIDE con los siguientes comentarios:

ACIDE plantea que “los Grandes Consumidores se dedican exclusivamente a sus actividades específicas, incluyendo las labores de ingeniería eléctrica y que no cuentan con personal especializado, que si es el caso de la Comisión”.

En tal razón plantea ACIDE que “la propuesta planteada, deviene en demasiada técnica y de difícil manejo, cuya correcta aplicación solo podrían realizarla especialistas del tema”.

Por lo que finalmente ACIDE propone que: “sea la Comisión la que calcule las compensaciones por el uso de los sistemas de transmisión y distribución, mes a mes, de las empresas eléctricas concesionarias que cuenta con clientes No Regulados”.

Adicionalmente, ACIDE remite como un anexo de su carta un formato que pudiera servir como modelo, desarrollado por la generadora EGECEN.

3. Análisis de los Comentarios

3.1. Luz del Sur

A continuación se analiza los comentarios hechos por Luz del Sur:


La aplicación del Factor FCPPMT (factor de coincidencia para demandas de punta en media tensión) de acuerdo a la Resolución de Distribución, corresponde únicamente a las instalaciones de distribución. Sin embargo, el comentario de Luz del Sur en cuanto a que este factor debe también considerarse en la determinación de la potencia en la BRG es correcta, pero sólo cuando el punto de suministro se encuentre en las redes de distribución.

Para los casos en que el suministro eléctrico al cliente libre involucre compensación por distribución, para referir los valores de la potencia del cliente a la BRG se debe considerar, además de las pérdidas medias, el factor de coincidencia aplicable en las redes de distribución. En el siguiente gráfico se ilustra lo mencionado.


Con relación a la determinación de las pérdidas medias, efectivamente la fórmula sugerida en el ejemplo aplicativo del documento de la consulta ciudadana fue determinada considerando como referencia la demanda al ingreso del sistema. Sin embargo esta fórmula deberá replantearse para el caso más usual, en que el consumo se conoce a la salida del sistema (consumo del cliente libre). En el siguiente esquema se ilustra una instalación típica de transmisión para el cual se efectuará la formulación matemática de las pérdidas medias. El consumo del cliente se ubica en la barra 2.

En el gráfico para un valor incremental del consumo se debe cumplir:

Despejando el precio en la Barra 2:

Relación entre las pérdidas marginales y las pérdidas medias.

Para ello se utilizará el siguiente gráfico:

Las pérdidas en el sistema eléctrico pueden ser establecidas como:

Se entiende como pérdidas fijas a las pérdidas por efecto corona en las líneas de transmisión, pérdidas en el fierro en los transformadores, descargas disruptivas, pérdidas por corriente en vacío, etc. que no dependen del flujo de potencia. La ecuación de pérdidas puede plantearse en función de la potencia:

. . . . ( 1 )

Luego las pérdidas medias expresadas en por unidad (pu) serán:

(pu)

Por otro lado las pérdidas marginales se obtienen derivando la ecuación ( 1 ) respecto de la potencia.

(pu)

Luego expresando la ecuación anterior en función de las pérdidas medias:

En condiciones normales, el término “2a/P” resulta pequeño y puede considerarse nulo. Entonces la relación entre las pérdidas marginales y pérdidas medias resulta:

Bajo la consideración de que las pérdidas medias son iguales a la mitad de las pérdidas marginales, el factor de pérdidas marginales expresado en términos de pérdidas medias será:

Despejando las pérdidas medias:

( 2 )

Donde:

FPMg : Factor de pérdidas marginales. Valor publicado por de la GART de OSINERG en las resoluciones de fijación de precios.

PMe : Pérdidas Medias (pu)

PMg : Pérdidas Marginales (pu)

DP : Valor incremental del Consumo del Cliente Libre

DL : Valor incremental de las pérdidas debido a DP.

En consecuencia, las pérdidas medias de una instalación de transmisión se determinarán a partir de los factores de pérdidas marginales que la GART de OSINERG publica en sus resoluciones de fijación de precios, con la fórmula planteada en la ecuación (2).

Los cargos de transmisión y las pérdidas respectivas se deben determinar de una sola vez para el conjunto de instalaciones. En aquellos casos en que esta regla general no sea factible de aplicar, las partes interesadas podrán solicitar su determinación al OSINERG.


El Artículo Nº 139 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas señala que las compensaciones por el uso de las redes de distribución serán equivalentes al Valor Agregado de Distribución (VAD) del nivel de tensión correspondiente, considerando los factores de simultaneidad y las respectivas pérdidas. Al respecto el Artículo Nº 73 de la Ley de Concesiones Eléctricas establece que las tarifas de distribución tienen una vigencia de cuatro años. En consecuencia, el VAD y los parámetros de cálculo FEE, PTP y los FCPPMT y FCFPMT se encuentran fijados mediante la Resolución Nº 023-97 P/CTE, para un periodo de cuatro años, por lo que dichos valores deben aplicarse transitoriamente a excepción de los factores FCPPMT y FCPFPMT debido a que en el caso de clientes de alto consumo su factor puede ser distinto al de los usuarios de la opción MT2, en caso que la concesionaria o el cliente considere que se justifican valores distintos, estos deberán ser presentados por la parte interesada al OSINERG para su revisión y aprobación.


Para los suministros ubicados en las redes de distribución, el cliente pagará el cargo de distribución eléctrica (VAD) de acuerdo a la modalidad de facturación por potencia variable. La potencia variable será determinada, para la hora de punta y fuera de punta, como el promedio de las dos mayores demandas máximas del cliente, en los últimos doce meses, incluido el mes que se factura.

Con la finalidad de garantizar el suministro en la distribución, se debe reservar el uso de las instalaciones de distribución con el propietario, mediante un contrato de reserva de capacidad cuya duración debe ser como mínimo de un año.

La potencia a contratar deberá ser como mínimo igual al promedio de las dos mayores demandas máximas del cliente o la que este requiera en caso de ser un cliente nuevo.


El planteamiento de Luz del Sur con relación a que los valores de potencia y energía a facturar, así como las modalidades de facturación en cada etapa del negocio de Generación, Transmisión y Distribución, deberían ser establecidas de común acuerdo, y con las anticipaciones debidas, por los entes participantes, sería ilegal. Esta propuesta de Luz del Sur se contrapone con el artículo 44 de la Ley de Concesiones Eléctricas que establece que las tarifas de transmisión y distribución están sujetos a regulación por parte de la CTE (hoy OSINERG) independientemente de si estas corresponden a ventas para el servicio público o suministros que se efectúen en condiciones de competencia (clientes libres). También en este artículo se hace hincapié que para los clientes libres sólo los precios a nivel de generación están sujetos al acuerdo de partes.

En este sentido, no es aceptable el planteamiento de Luz del Sur de dejar al acuerdo de partes las tarifas de transmisión y distribución.

Con relación al planteamiento de que se precise de manera individualizada las condiciones de prestación del servicio de los clientes libres debe señalarse que, debido a la naturaleza del procedimiento, las reglas que aquí se establecen indican un tratamiento estandarizado para el conjunto de usuarios libres independiente de su tamaño. De existir casos que requieran de un tratamiento especial estos podrán ser motivo de estudio por parte del regulador siempre que el interesado justifique debidamente las razones que lo sustentan. En todos los casos los requerimientos o condiciones especiales de prestación del servicio deberán haber sido requeridas de modo expreso por los clientes.


Con relación a este comentario de Luz del Sur, es importante precisar que las compensaciones que se determina por el uso de las instalaciones de transmisión y distribución se efectúa bajo los principios de eficiencia establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Como se mencionó en el análisis del comentario Nº 5, aquellos requerimientos de suministro mayores al estándar establecido, solicitado expresamente por los clientes libres, deberán ser afrontados íntegramente por éstos, de acuerdo a los cargos regulados establecidos por la GART de OSINERG. En tal sentido, no es correcta la afirmación de Luz del Sur de que las compensaciones calculadas por el uso de las instalaciones físicas no da una señal adecuada de precios a los clientes libres.

3.2. Edelnor

A continuación se analiza las sugerencias hechas por Edelnor:


De acuerdo con la normatividad vigente, OSINERG fija únicamente precios máximos de transmisión. Las tarifas de transmisión vigentes fueron determinadas de acuerdo al procedimiento de cálculo de las compensaciones y tarifas para los sistemas secundarios de transmisión establecido en el Artículo 139 del Reglamento de la Ley. En este sentido la sugerencia de Edelnor para establecer un peaje mínimo carece de sustento legal y técnico.

Se debe tener presente que en el documento publicado para consulta ciudadana lo que se plantea es el procedimiento de cálculo de las compensaciones para los clientes libres en base a los cargos regulados de transmisión y distribución que fueron establecidos por las resoluciones respectivas. En consecuencia, las observaciones a los cargos mismos de transmisión y distribución debieron ser planteadas como recursos de reconsideración dentro del plazo que establece el artículo 74 de la Ley de Concesiones Eléctricas.


Con relación a este punto, el planteamiento de Edelnor de que las compensaciones por energía reactiva deben ser transferidos a los propietarios de las instalaciones de transmisión y o distribución es correcta.

Los cargos por energía reactiva son por el uso en exceso sobre el límite de referencia establecido. La compensación por este concepto debe ser transferido al propietario de las instalaciones de transmisión y/o distribución, de modo de cubrir las inversiones que permitan llegar al factor de potencia objetivo del sistema.

El cargo por energía reactiva es igual al pago realizado a la fecha por los clientes regulados y forma parte del bloque de cargos por compensación que debe percibir el propietario por el uso de sus instalaciones de transmisión y/o distribución.

El ingreso por energía reactiva que debe percibir el propietario de las instalaciones de transmisión y/o distribución es:

Donde:

ER : Exceso de energía reactiva ( energía reactiva excedente al 30% de la energía activa).

CER: Cargo regulado por excesos en consumo de energía reactiva

Por otro lado, en el documento publicado para consulta ciudadana, en el Capítulo “4.4 Compensaciones por Transmisión y Distribución” se menciona como una nota que adicionalmente a las facturaciones por energía activa y potencia activa, se debe incluir la facturación por Energía reactiva y también un cargo fijo mensual; cargos establecidos por la Resolución de Distribución.

3.3. Electro Andes


La metodología planteada en el documento de la consulta ciudadana es un procedimiento de aplicación de las Resoluciones de Transmisión y Distribución1, que establecen los cargos y procedimientos para la determinación de tarifas de transmisión y distribución, para la determinación de las compensaciones por el uso de las instalaciones de transmisión y distribución por parte de los clientes libres.

El objetivo de la aplicación mostrada en el documento de la consulta ciudadana es plantear que para el cálculo de las tarifas de transmisión y distribución se deben utilizar los precios regulados.

En lo pertinente, la metodología planteada en el documento de la referencia, también es aplicable para el caso de los usuarios regulados.

En el caso particular descrito por Electroandes, si una empresa distribuidora compra energía en una BRG y hace uso de las instalaciones de transmisión secundaria hasta sus puntos de suministro; la empresa distribuidora deberá pagar una compensación al propietario de las instalaciones de transmisión de acuerdo a las tarifas reguladas y bajo los procedimientos establecidos en la Resolución de Transmisión vigente.


Las resoluciones de fijación de tarifas de generación y transmisión establecen Tarifas en Barra en un conjunto de Subestaciones de Referencia, cuya cantidad en la Resolución Nº 006-2001 P/CTE correspondiente a la regulación tarifaria de mayo 2001, asciende a 54 Subestaciones de Referencia. Para aquellas subestaciones diferentes a las Subestaciones de Referencia mencionadas, la Resolución establece un procedimiento de expansión de precios.

El argumento de Electroandes para sostener como ineficiente el procedimiento para determinar las tarifas en subestaciones distintas a las subestaciones base (expansión de tarifas), se basa en que en este procedimiento se incluye los peajes y cargos de transmisión con lo cual se aumenta o reduce las tarifas, sin embargo no se presenta la razón técnica que justifica su afirmación. Además señalan que el procedimiento así planteado presenta una diversidad de tarifas en la misma barra. Al respecto, se debe mencionar en el documento publicado para consulta ciudadana lo que se describe es el procedimiento general de cálculo de las compensaciones para los clientes libres sobre la base de los cargos regulados por transmisión y distribución, así como sus respectivos procedimientos de expansión de precios para clientes regulados establecidos por las resoluciones respectivas. Las observaciones a los procedimientos de expansión de precios regulados debieron ser planteadas como recursos de reconsideración dentro del plazo que establece el artículo 74 de la Ley de Concesiones Eléctricas y no pueden ser abordadas en esta oportunidad.

Sin embargo, es preciso aclarar que los argumentos de Electroandes para observar como ineficiente la expansión de precios, no tienen sustento técnico, tal como se explica a continuación:

La inclusión de los cargos de transmisión en el procedimiento de expansión de precios, tiene por finalidad de mantener el equilibrio financiero a los propietarios de las instalaciones de transmisión y/o distribución. La exclusión crearía un desequilibrio financiero por efecto de las pérdidas eléctricas en las instalaciones eléctricas. Es decir, los cargos unitarios correspondientes a los Peajes de Transmisión en el SINAC (PCSPT, CPSEE y/o CBPSEE) se han determinado con una demanda al ingreso del sistema eléctrico correspondiente. Por tanto el procedimiento establecido tiene como finalidad la de proporcionar al transmisor los ingresos por sus instalaciones de transmisión con la demanda al mismo nivel con la que se ha determinado los cargos unitarios por sus instalaciones. En este sentido, al incluir en las tarifas marginales de energía y/o potencia, los cargos (peajes) de transmisión se compensa la disminución de la demanda, por efecto de las pérdidas a la salida del sistema eléctrico. Es decir, los cargos de transmisión al ser multiplicado por el factor de pérdidas incrementan su valor, pero también la demanda disminuye por efectos de la pérdida.

La afirmación de ElectroAndes, según la cual el procedimiento de expansión de precios establecido en las resoluciones de fijación de tarifas origina varios precios para una misma barra no es cierta en todos los casos. El procedimiento al que ElectroAndes alude es claro en señalar que los precios se expanden desde una de las barras base en que se publica las tarifas en barra, hasta el punto de suministro, es decir los cargos de transmisión, los factores de pérdidas marginales y las pérdidas respectivas se deben determinar de una sola vez para el conjunto de instalaciones (no por tramos). En aquellos casos en que esta regla general no sea factible de aplicar, las partes interesadas podrán solicitar al OSINERG su determinación de manera específica.

Para el caso de los clientes libres la Resolución Nº 006-2001 P/CTE establece que dicha expansión se debe efectuar desde la Barra de Referencia de Generación que corresponde a la barra base que se encuentre más cerca del punto de entrega al cliente.

En resumen, la recomendación propuesta por Electroandes para no incluir los cargos de transmisión en el procedimiento de expansión de precios, no es aceptable y contraviene al procedimiento establecido en las resoluciones de regulación tarifaria vigentes. Asimismo le originaría un desequilibrio financiero al propietario de las instalaciones de transmisión, ya que se vería obligado a asumir pérdidas no pertenecientes a sus instalaciones.


En esta parte Electroandes señala que se debe precisar la metodología para determinar la compensación en circuitos en anillo o en paralelo, comentario que también está asociado a la determinación de la BRG en este tipo de instalaciones.

Al respecto, la regla general para determinar la BRG, prevé que debe ser aquella Subestación Base que se encuentre más cerca del punto de entrega al cliente. La determinación de la BRG más cercana, en caso de existir varias barras base, se puede determinar empleando la trayectoria de mínimo costo. En caso de duda se puede solicitar al OSINERG la especificación de la BRG que corresponde utilizar.

Los casos en que pudiera existir características especiales donde la aplicación del procedimiento general planteado en el procedimiento general no fuera posible; el tratamiento para la determinación de las compensaciones podrá efectuarse de manera individualizada, siempre que se demuestre que el procedimiento general establecido no contempla aquellas características y que las mismas requieren un tratamiento especial.

OSINERG considera que podrían existir clientes libres con mayores requerimientos de calidad y confiabilidad que los establecidos en general para el servicio público y para los cuales se hace necesario un tratamiento particular. En ese sentido este tratamiento particular sería únicamente para aquellos requerimientos adicionales solicitados expresamente por el cliente. Aún así, estos requerimientos adicionales tendrían que estar sujetos a regulación de modo de garantizar la transparencia del funcionamiento del mercado libre.

Sin embargo, no se puede generalizar este tratamiento especial a todos los clientes, tal como pretende Electroandes cuando pretende que el cargo CBPSE sea calculado para cada uno de los circuitos físicamente existentes en el caso de líneas en paralelo. En cualquier caso debe tenerse presente que las tarifas de transmisión se calculan tomando en consideración un sistema de transmisión económicamente adaptado.


En esta parte Electroandes señala que se regulen en forma específica los sistemas secundarios de transmisión, por que consideran que el método planteado es aplicable sólo a sistemas ideales. También argumentan que la metodología planteada por la CTE es una compensación variable en función a la energía transportada por el sistema de transmisión, lo cual ocasionaría que sistemas de transmisión que atienden cargas de bajo consumo no recuperen el Costo Medio. Electroandes informó que el caso típico que este problema corresponde a las instalaciones eléctricas que alimentan a la compañía minera Yauliyacu, donde existen redes de transmisión con cargas muy bajas, cuyos cargos regulados no cubren el costo de la transmisión de manera satisfactoria.

Al respecto, se debe mencionar que el procedimiento utilizado para la determinación de los Peajes Secundarios para instalaciones que sirven exclusivamente a la demanda, está establecido de forma explícita en el literal a) del Artículo 139 del Reglamento2 de la Ley de Concesiones Eléctricas. De acuerdo con este artículo, las compensaciones se determinan a través de costos medios, que corresponden a los costos totales de inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia.

Por tanto, el procedimiento utilizado se ciñe estrictamente a lo establecido en la normatividad vigente y el planteamiento de Electroandes, de regular en forma específica los sistemas de transmisión, no es acorde con la legislación en esta materia.

El caso de las instalaciones de transmisión que alimentan a la compañía minera Yauliyacu, puede representar un caso atípico, que merece un tratamiento individual en la regulación de tarifas y compensaciones de transmisión. Este caso podría tratarse de manera individual previa justificación por parte de Electroandes.


En esta parte Electroandes plantea que se mencione explícitamente que las pérdidas medias sean empleadas exclusivamente para efectos de la determinación de la compensaciones más no para la facturación del suministro de potencia y energía.

Al respecto, el procedimiento para la determinación de las compensaciones por transmisión, establece que la compensación se debe efectuar empleando los precios regulados de la energía y potencia y se determina además como la diferencia de las facturaciones entre la barra de salida del sistema eléctrico y la barra de ingreso al mismo. Para ello se requiere conocer los consumos tanto al ingreso como a la salida del sistema eléctrico. Para esta aplicación, los consumos del cliente deben ser reflejados de una barra a otra empleando pérdidas que correspondan a sistemas eficientes (pérdidas medias calculadas a partir de los factores de expansión de precios fijados por el OSINERG) desde la barra de entrega al cliente hasta la BRG.

De acuerdo con el análisis de la problemática expresada por ElectroAndes, en el sentido de que se podría originar traslados injustos de pérdidas entre agentes, se concluye que el procedimiento debe aplicarse exclusivamente para fines de determinar las compensaciones por el uso de las instalaciones de transmisión y distribución.


El procedimiento general de cálculo de tarifas no establece los cargos en función a los propietarios, sino en función a las instalaciones. En el caso específico de una línea de transmisión asume que tanto la línea con las celdas corresponden a un mismo propietario.

Sin embargo, en aquellos casos especiales como los que menciona Electroandes, las partes pueden solicitar de manera específica la determinación de las respectivas compensaciones.

3.4. Hidrandina

3.4.1. Consulta 1

Con relación a esta consulta, se debe tener presente que las tarifas de transmisión en los sistemas secundarios están reguladas en unidades de energía. En consecuencia, la compensación que debe recibir el propietario de las instalaciones de transmisión está en función de la energía que se ha transmitido por la misma y no por la potencia. Sin embargo en lo que concierne a las instalaciones pertenecientes a Hidrandina, Electro Norte, Electro Nor Oeste y Electrocentro los cargos de transmisión secundaria de líneas y subestaciones son los establecidos por la Resolución Nº 008-98 P/CTE. En esta resolución, al estar expresado los cargos unitarios de transmisión en función de la potencia es necesario aclarar el procedimiento a seguir para determinar las compensaciones en la transmisión.

Para las empresas mencionadas en el párrafo anterior, se deberá adicionar una compensación por potencia en horas fuera de punta por el uso del sistema secundario de transmisión en horas fuera de punta, esta compensación será determinada con el mismo procedimiento establecido. En este caso únicamente, para determinar la compensación por transmisión, el precio de la potencia en horas fuera de punta será igual al Cargo Base de Peaje Secundario por transmisión (CBPSE) correspondiente a las instalaciones respectivas.

Por otro lado, los precios de generación, para aquellos suministros con libertad de precios no están sujetos a regulación. Estos precios serán el resultado del acuerdo entre las partes. Por tanto, no corresponde a OSINERG la determinación del precio de potencia en horas fuera de punta a que hace mención Hidrandina.

3.4.2. Consulta 2

Hidrandina consulta qué factor se debe utilizar para reflejar la potencia adicional del cliente libre en horas fuera de punta a la Barra de Referencia de Generación. Al respecto, cabe señalar que las pérdidas medias a utilizar deberán ser las mismas que se utilizaron para reflejar la potencia en hora de punta.

3.4.3. Consulta 3

La tarifa establecida por concepto de la energía reactiva es un cargo por el uso en exceso de la energía reactiva. La compensación por energía reactiva que deben pagar todos los usuarios, sin distinción, se debe

calcular con los cargos regulados y debe ser transferido al propietario de las instalaciones de transmisión y/o distribución, de modo de cubrir las inversiones que permitan llegar al factor de potencia objetivo del sistema.

En consecuencia, los cargos que deben aplicarse por concepto de energía reactiva a los clientes libres, son los mismos cargos establecidos para el mercado regulado.

3.4.4. Consulta 4

Con relación a esta consulta, si bien es cierto que las tarifas que regula OSINERG son aplicables exclusivamente para el Servicio Público de Electricidad. Sin embargo, es necesario destacar que para la determinación de los precios del mercado regulado no puede separarse la demanda del mercado regulado de la demanda del mercado libre. De hecho el cálculo de las tarifas en barra de energía o de la potencia no se hacen excluyendo del cálculo al mercado libre.

Tal exclusión sería artificial y podría dar lugar a resultados impredecibles por cuanto también habría que separar a la generación que abastece al mercado libre, lo cual obviamente sería totalmente arbitrario. Por esta razón el cálculo de los precios del mercado regulado se efectúa considerando el total tanto de la demanda como de la capacidad de generación del sistema.

Por lo señalado se recomienda que para efectos de establecer las mediciones de los consumos no se debe efectuar distinción entre el mercado libre y el mercado regulado.

Debe tenerse en cuenta que esta medida no constituye una intervención en la fijación de precios en el mercado libre, por cuanto no son los precios lo que se estarían regulando sino únicamente la forma en que se deben medir las variables de la electricidad que se consume.

3.5. ACIDE

Con relación al comentario de ACIDE de que la metodología planteada en el documento de la consulta ciudadana resulta demasiado técnico y complicada, cuya correcta aplicación sólo podría realizar especialistas carece de verdad. Al respecto se debe dejar en claro que el procedimiento planteado es similar al procedimiento como se determina las compensaciones para el mercado regulado. Como ya se mencionó anteriormente, el objetivo del documento publicado para consulta ciudadana es dar a conocer a todos los agentes del mercado el procedimiento que debe seguirse para determinar el pago que deben efectuar por el uso de las instalaciones de transmisión y distribución.

El procedimiento puede resumirse en los siguientes conceptos:

- Las compensaciones de transmisión se deben determinar empleando los precios regulados de generación y,

- Estas compensaciones se determinan como la diferencia de las facturaciones (a precios regulados de energía y potencia) entre la barra de salida y la barra de ingreso del sistema eléctrico. Para ello se requiere sólo conocer los consumos a facturar tanto al ingreso como en la salida del sistema.

En siguiente esquema ilustra lo mencionado.

En estos términos, la aplicación del procedimiento planteado en el documento de la consulta ciudadana deberá resultar sencilla y de fácil implementación.

4. Conclusiones y Recomendaciones

De acuerdo con el análisis realizado se concluye que:

4.1. Tarifas Reguladas de Transmisión y Distribución

Las tarifas de transmisión, así como los procedimientos para determinar las compensaciones por el uso de estos sistemas eléctricos se fijan anualmente durante la regulación tarifaria de mayo.

Por otro lado, las tarifas de distribución, así como los procedimientos y parámetros de cálculo del cargo de distribución eléctrica (VAD) se fijan cada 4 años en la regulación tarifaria del mes de noviembre.

En consecuencia, las observaciones a los cargos mismos de transmisión y distribución fijadas en la regulaciones mencionadas líneas arriba, deben ser planteadas como recursos de reconsideración dentro del plazo que establece el artículo 74 de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Se debe tener presente que en el documento publicado para consulta ciudadana lo que se plantea no son nuevos cargos y/o parámetros de cálculo para tarifas de transmisión y/o distribución, sino únicamente el procedimiento de cálculo de las compensaciones para los clientes libres, cuyos precios a nivel de generación están sujetos a la libre negociación con el suministrador. Los cargos regulados de transmisión y distribución fueron establecidos por las resoluciones respectivas.

4.2. Compensaciones por Transmisión

La determinación de las compensaciones por el uso de las instalaciones de transmisión se debe efectuar con los precios regulados de potencia y energía.

Las compensaciones por transmisión, planteadas en el documento de la consulta ciudadana, se determinan como la diferencia de las facturaciones entre la barra de salida del sistema de transmisión y la barra de ingreso del mismo. Para ello es necesario determinar los consumos, así como los precios regulados de energía y potencia en las barras de ingreso y salida del sistema de transmisión. El siguiente gráfico ilustra lo mencionado.

El procedimiento para la determinación de los consumos de energía y potencia del cliente libre en la BRG (reflejo con las pérdidas medias) los valores de energía y potencia en la BRG es únicamente para efectos de calcular las compensaciones por el uso de las instalaciones de transmisión. En caso de que el suministro también involucre compensación por distribución, para referir los valores de la potencia se debe incluir, además de las pérdidas medias, el factor de coincidencia aplicable en las redes de distribución.

En ese sentido, se debe dejar claro que el procedimiento planteado es exclusivamente para fines de determinar las compensaciones por el uso de las instalaciones de transmisión y distribución.

4.3. Compensaciones por Distribución

Los cargos tarifarios y parámetros de cálculo a aplicar para la determinación del cargo de distribución eléctrica (VAD) vigentes a la fecha de elaboración del presente informe, son los establecidos por la Resolución Nº 023-97 P/CTE publicado el 14 de octubre de 1997.

El Artículo Nº 73 de la Ley de Concesiones Eléctricas establece que las tarifas de distribución tienen una vigencia de cuatro años. En consecuencia, hasta el mes de noviembre del año 2001, fecha en que se fijará las nuevas tarifas de distribución, todas las compensaciones por el uso de las instalaciones de distribución, sin distinción alguna, deberán ser determinados con las tarifas de distribución vigentes, establecidas por la Resolución Nº 023-97 P/CTE.

Sobre lo anterior, se debe precisar que el VAD y los parámetros de cálculo FEE, PTP y los FCPPMT y FCFPMT se encuentran fijados mediante la Resolución Nº 023-97 P/CTE, para un periodo de cuatro años, por lo que dichos valores deben aplicarse momentáneamente a excepción de los factores FCPPMT y FCPFPMT debido a que en el caso de clientes de alto consumo su factor puede ser distinto al de los usuarios

de la opción MT2. En caso que la concesionaria o el cliente considere que se justifican valores distintos, estos deberán ser presentados por la parte interesada al OSINERG para su aprobación.

4.4. Modalidad de Potencia aplicable en redes de distribución.

Para los suministros ubicados en las redes de distribución, el cliente pagará el cargo de distribución eléctrica (VAD) de acuerdo a la modalidad de facturación por potencia variable. La potencia variable será determinada, para la hora de punta y fuera de punta, como el promedio de las dos mayores demandas máximas del cliente, en los últimos doce meses, incluido el mes que se factura.

Con la finalidad de garantizar el suministro, se debe reservar el uso de las instalaciones de distribución con el propietario, mediante un contrato de reserva de capacidad cuya duración será como mínimo un año.

El ingreso por energía reactiva que debe percibir el propietario de las instalaciones de transmisión y/o distribución es:

Donde:

ER : Exceso de energía reactiva ( energía reactiva excedente al 30% de la energía activa).

CER: Cargo regulado por energía reactiva

4.5. Energía Reactiva

La tarifa establecida por OSINERG por concepto de energía reactiva es un cargo por el uso en exceso de la misma. La compensación por energía reactiva que deben pagar todos los usuarios, sean regulados o libres, se debe calcular con los cargos regulados y debe ser transferido al propietario de las instalaciones de transmisión y/o distribución.

En consecuencia, los cargos que deben aplicarse por concepto de energía reactiva a los clientes libres, son los mismos que para el mercado regulado. Bajo ningún argumento podrá establecerse un cargo distinto a lo establecido.

Se recomienda que en el documento final sobre el procedimiento de cálculo de compensaciones para clientes libres se debe mencionar en forma explícita la compensación por energía reactiva.

4.6. Instalaciones del Grupo Gloria

Con relación a las instalaciones pertenecientes a las empresas de distribución Hidrandina, Electro Norte, Electro Nor Oeste y Electrocentro, los cargos de transmisión secundaria de líneas y subestaciones son los establecidos por la Resolución Nº 008-98 P/CTE. En esta resolución, al estar expresado los cargos unitarios de transmisión en función de la potencia es necesario aclarar el procedimiento a seguir para determinar las compensaciones en la transmisión.

En este caso, las compensaciones de transmisión y distribución se deben efectuar por potencia variable. La potencia variable será determinada, para la hora de punta y fuera de punta, como el promedio de las dos mayores demandas máximas del cliente, en los últimos doce meses, incluido el mes que se factura.

Para las instalaciones de las empresas mencionadas, en caso de existir consumidores con máxima demanda en horas fuera de punta se deberá adicionar una compensación por transmisión por potencia en horas fuera de punta determinadas con el mismo procedimiento establecido para la compensación por otras variables. En este caso únicamente, para determinar la compensación por transmisión, el precio de la potencia en horas fuera de punta será igual al Cargo Base de Peaje Secundario por transmisión (CBPSE) correspondiente a las instalaciones respectivas.

4.7. Tratamiento de Casos Especiales

En aquellos casos en que el procedimiento general planteado para determinar las compensaciones por transmisión y distribución requiriera mayores precisiones, ya sea por que existen mayores requerimientos de calidad y confiabilidad que hayan sido solicitados de manera expresa por parte de los clientes libres, o porque existen configuraciones especiales de las instalaciones de transmisión y/o distribución que hace necesario un tratamiento particular, las partes interesadas podrán solicitar al Organismo Supervisión de la Inversión en Energía (OSINERG) la determinación individualizada de las compensaciones de transmisión y/o distribución.

4.8. Tratamiento de las Pérdidas Eléctricas

Los cargos de transmisión y las pérdidas respectivas se deben determinar de una sola vez para el conjunto de instalaciones (no por tramos). En aquellos casos en que esta regla general no sea factible de aplicar, las partes interesadas podrán solicitar su determinación al OSINERG.

Con relación a la determinación de las pérdidas medias, éstas deben ser calculadas con la siguiente fórmula:

Donde:

FPMg : Factor de pérdidas marginales. Valor publicado por de la GART de OSINERG en las resoluciones de fijación de precios.

PMe : Pérdidas Medias (pu)

Las premisas asumidas para la determinación de esta fórmula son las siguientes:

Se considera como referencia la demanda a la salida del sistema eléctrico (consumo del cliente libre).

Las pérdidas fijas, para condiciones normales de operación y sistemas eléctricos eficientes se consideran aproximadamente igual a cero.

Se recomienda corregir la formulación matemática propuesta en el documento publicado para consulta ciudadana, para el cálculo de pérdidas medias, por la fórmula que se indica en esta conclusión.

4.9. Determinación de la BRG

La regla general para determinar la BRG para aplicación de los cargos de transmisión para un cliente libre, prevé que debe ser aquella Subestación Base que se encuentre más cerca del punto de entrega al cliente. La determinación de la BRG más cercana, en caso de existir varias barras base, se puede determinar empleando la trayectoria de mínimo costo.

En caso de duda se puede solicitar al OSINERG la especificación de la BRG que corresponde utilizar.

Determinación de las Compensaciones

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