normas

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIN EN ENERGA Y MINERIA

Resolucin OSINERGMIN N 0023-2008-OS/CD

Norma

Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas

Complementarios de Transmisin

Lima, enero de 2008

RESOLUCIN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIN EN ENERGA Y MINERIA OSINERGMIN N 0023-2008-OS/CD

RESOLUCIN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIN EN ENERGA Y MINERIA

OSINERGMIN N 0023-2008-OS/CD

Lima, 10 de enero de 2008

CONSIDERANDO:

Que, con fecha 23 de julio del ao 2006, se public la Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generacin Elctrica (en adelante Ley N 28832), la cual tiene como objetivo, entre otros, el de perfeccionar el marco legal para la regulacin de los sistemas de transmisin elctrica establecido en la Ley de Concesiones Elctricas, aprobada mediante el Decreto Ley N 25844; Que, el 17 de mayo de 2007, se expidi el Decreto Supremo N 027-2007-EM, con el cual se aprob el Reglamento de Transmisin; y se modificaron los Artculos 127, 128 y 139, se complement el Artculo 135 y se derogaron los Artculos 132 y 138, del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas. Con ello, se reglament la Ley N 28832 en lo referente a la transmisin elctrica y se armoniz el Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas con lo dispuesto en la citada Ley N 28832;

Que, de acuerdo con la Primera Disposicin Transitoria del Decreto Supremo N 027-2007-EM, las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisin (en adelante SST) y Sistemas Complementarios de Transmisin (en adelante SCT), que se fijen aplicando el Artculo 139 conforme ha sido modificado por dicho Decreto Supremo, se aplicarn a partir del 1 de mayo de 2009;

Que, para cumplir con el plazo a que se refiere el considerando precedente, es necesario que el Organismo Regulador de la Inversin en Energa y Minera (en adelante OSINERGMIN) apruebe la norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin, cuya finalidad es establecer los criterios y metodologa para la determinacin de los Peajes y Compensaciones por el servicio de transmisin de los SST y SCT;

Que, mediante Resolucin OSINERGMIN N 0580-2007-OS/CD, publicada el 03 de octubre de 2007, en cumplimiento del Artculo 25 del Reglamento General de OSINERGMIN, se dispuso la prepublicacin en el Diario Oficial el Peruano y en la pgina Web de OSINERGMIN, del proyecto de resolucin que aprueba la norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin, con la finalidad de garantizar la transparencia y predictibilidad de las acciones que el organismo regulador adopte para la fijacin de las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas de Transmisin;

Que, el Artculo 2 de la Resolucin OSINERGMIN N 0580-2007-OS/CD otorg un plazo de veinte (20) das calendario contados a partir del da siguiente de su publicacin, a fin de que los interesados remitan, a la Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria (en adelante GART) del OSINERGMIN, sus comentarios y sugerencias al proyecto de resolucin y al proyecto de norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin;

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Que, luego de analizados y revisados los comentarios presentados por los siguientes interesados: Edecaete S.A., Edegel S.A.A., Electroandes S.A., Electrocentro S.A., Electro Sur Este S.A., Enersur S.A., Luz del sur S.A.A., Redesur S.A. y Red de Energa del Per S.A., y, efectuadas las modificaciones pertinentes, corresponde aprobar la norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin;

Que, asimismo, debe dejarse sin efecto la norma Criterios, Metodologa y Formularios para la presentacin de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisin, aprobada mediante Resolucin OSINERG N 0165-2005-OS/CD, debido a que el marco regulatorio sobre el cual se sustentaba fue modificado mediante la Ley N 28832 y el Decreto Supremo N 027-2007-EM;

Que, en este sentido, se han emitido los Informes N 406-2007-GART y N 0006-2008-GART de la Asesora Legal de la Gerencia Adjunta de Regulacin Tarifaria de OSINERGMIN y N 0429-2007-GART, de la Divisin de Generacin y Transmisin Elctrica de la GART, los mismos que complementan la motivacin que sustenta la decisin del OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el numeral 4 del Artculo 3 de la Ley del Procedimiento Administrativo General; y,

De conformidad con lo establecido en la Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificacin de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; en la Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generacin; en el Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Elctricas; en el Decreto Supremo N 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones; en el Decreto Supremo N 027-2007-EM; en la Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversin Privada en los Servicios Pblicos; en el Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N 054-2001-PCM; y, en la Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; as como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas.

SE RESUELVE: Artculo 1.- Aprobar la norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin.

Artculo 2.- Derogar la norma Criterios, Metodologa y Formularios para la presentacin de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisin, aprobada mediante Resolucin OSINERG N 0165-2005-OS/CD.

Artculo 3.- Publicar la presente Resolucin y la norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin en el Diario Oficial El Peruano y consignarlas conjuntamente con los Informes N 0406-2007-GART, N 0429-2007-GART y N 0006-2008-GART, en la pgina Web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe.

ALFREDO DAMMERT LIRA Presidente del Consejo Directivo

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EXPOSICIN DE MOTIVOS El 23 de julio del ao 2006, se public la Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generacin Elctrica, la cual en su Captulo Quinto reforma el marco legal para la transmisin elctrica, creando el Sistema Garantizado de Transmisin y el Sistema Complementario de Transmisin, los cuales, por disposicin de su Artculo 22, constituyen las instalaciones del sistema de transmisin cuya entrada en operacin se produce en forma posterior a la vigencia de dicha Ley; mientras que las instalaciones del Sistema Principal de Transmisin y Sistema Secundario de Transmisin, cuya puesta en operacin fue anterior a la vigencia de la misma, son calificadas como tales por la Ley de Concesiones Elctricas y su Reglamento.

Adems, la citada Ley seala en el numeral 27.2 del Artculo 27, que las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisin, se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Elctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisin.

Seguidamente, producto de la reformas ejecutadas por la Ley N 28832, mediante el Artculo 2 del Decreto Supremo N 027-2007-EM se modificaron diversos artculos del Reglamento de la Ley de Concesiones Elctricas, aprobado por Decreto Supremo N 009-2003-EM, entre ellos el Artculo 139, donde se establecen los criterios con los cuales se calculan las compensaciones y tarifas de transmisin a que se refieren los Artculos 44 y 62 de la Ley de Concesiones Elctricas (sobre los Sistemas Secundarios de transmisin); as como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisin a que se refiere el Artculo 27 de la Ley N 28832.

Antes de la emisin de la Ley N 28832, para completar el marco normativo y cubrir de transparencia, cognoscibilidad y predictibilidad a la actividad regulatoria del OSINERGMIN, mediante Resolucin OSINERGMIN N 165-2005-OS/CD, se aprob la norma Criterios, Metodologa y Formularios para la Presentacin de Propuestas de los Sistemas Secundarios de Transmisin, cuyo objetivo, segn su Artculo 1, fue establecer los criterios y metodologa para la elaboracin de los estudios que sustenten las propuestas de determinacin de los Peajes y Compensaciones por el servicio de los Sistemas Secundarios de Transmisin.

En consecuencia, al haberse producido cambios sustanciales en el rgimen normativo, introducidos por la Ley N 28832 y el Decreto Supremo N 027-2007-EM, resulta necesario dejar sin efecto la norma mencionada en el prrafo anterior y aprobar una nueva norma que establezca los criterios y metodologas para la determinacin de los peajes y compensaciones por el servicio de transmisin de los Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin, objeto del presente proyecto de norma Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin.

En este sentido, mediante la Resolucin OSINERGMIN N 0580-2007-OS/CD, publicada el 03 de octubre de 2007, se dispuso la prepublicacin en el Diario Oficial el Peruano y en la pgina Web de OSINERGMIN, del proyecto de resolucin que aprueba la norma Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin, con la finalidad de garantizar la transparencia, as como, de recibir los comentarios y sugerencias de los interesados, habindose acogidos aquellos que contribuyen al logro de los objetivos de la norma. Con base en lo anterior,

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mediante la presente Resolucin, se publica la Norma Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin.

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ANEXO

NormaTarifas y Compensaciones para los Sistemas

Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin

CONTENIDO

TITULO I DISPOSICIONES GENERALES

TITTULO II CRITERIOS Y METODOLOGA PARA LA DETERMINACIN DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS SST Y SCT

CAPITULO PRIMERO Asignacin de Responsabilidad de Pago

CAPITULO SEGUNDO Proyeccin de la Demanda

CAPITULO TERCERO Determinacin del Sistema Elctrico a Remunerar

CAPITULO CUARTO Costos de Inversin

CAPITULO QUINTO Costo Estndar de Operacin y Mantenimiento (COyM)

CAPITULO SEXTO Determinacin de los Factores de Prdidas Medias e Ingresos Tarifarios

CAPITULO SEPTIMO Determinacin de CMA, Peajes, Compensaciones y Frmula de Actualizacin

TITTULO III FORMATOS Y MEDIOS

CAPITULO PRIMERO Generalidades

CAPITULO SEGUNDO Formatos de Informacin General

CAPITULO TERCERO Formatos de Demanda

CAPITULO CUARTO Formatos para el Sistema Elctrico a Remunerar

CAPITULO QUINTO Formatos de Costos de Inversin

CAPITULO SEXTO Formatos de Costos de Operacin y Mantenimiento

CAPITULO SEPTIMO Formatos de Tarifas y Compensaciones

Anexo 1: Formatos de Informacin General

Anexo 2: Formatos de Demanda

Anexo 3: Formatos del Sistema Elctrico a Remunerar

Anexo 4: Formato de Costos de Inversin

Anexo 5: Formato de Costos de Operacin y Mantenimiento

Anexo 6: Formatos de Peajes, Compensaciones y Frmula de Actualizacin

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TITULO I DISPOSICIONES GENERALES

Artculo 1.- Objetivos y Alcance 1.1. Establecer los criterios y metodologa para la elaboracin de los

estudios que sustenten las propuestas de determinacin de los Peajes y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisin y Sistemas Complementarios de Transmisin.

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

1.3. La presente norma es de aplicacin a todos los sistemas de transmisin secundarios y complementarios, sujetos a regulacin por parte del OSINERGMIN, incluso, en los aspectos que su respectivo contrato lo permita, a los sistemas de transmisin comprendidos en las concesiones otorgadas al amparo del Texto nico Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesin al sector privado de las obras publicas de infraestructura y de servicios pblicos, aprobado mediante Decreto Supremo N 059-96-PCM

Artculo 2.- Base Legal - Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generacin.

- Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Elctricas (en adelante LCE)

- Reglamento de la LCE aprobado por Decreto Supremo N 009-93-EM.

- Reglamento de Transmisin aprobado por Decreto Supremo N 027-2007-EM,

- Texto nico Ordenado y Concordado de la Norma Procedimientos para Fijacin de Precios Regulados, aprobado mediante la Resolucin OSINERGMIN N 775-2007-OS/CD..

- Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificacin de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas.

- Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversin Privada en los Servicios Pblicos.

- Reglamento de la Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversin Privada en los Servicios Pblicos, aprobado por Decreto Supremo N 042-2005-PCM.

- Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N 054-2001-PCM.

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- Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

- Ley N 28611, Ley General del Ambiente.

- Reglamento de Proteccin Ambiental en las Actividades Elctricas, Aprobado por el Decreto Supremo 029-94-EM.

- Reglamento de Seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector Electricidad, aprobado por Resolucin Ministerial N 263-2001-EM/VME.

- Cdigo Nacional de Electricidad-Suministro, aprobado por Resolucin Ministerial N 366-2001-EM/VME.

- Norma Tcnica de Calidad de los Servicios Elctricos, aprobada por Decreto Supremo N 020-97-EM.

- Norma Tcnica para la Coordinacin de la Operacin en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, aprobada por Resolucin Directoral N 014-2005-EM/DGE.

- Reglamento Nacional de Edificaciones, aprobado por Decreto Supremo N 011-2006-VIVIENDA.

En todos los casos, se incluye las normas modificatorias, complementarias y conexas a los dispositivos citados; y las normas que los modifiquen o sustituyan.

Artculo 3.- Definiciones Para efectos de la presente norma todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular y que empiezan con mayscula, tienen los significados que se indican a continuacin o los que se definen en la LCE y su Reglamento; la Ley N 28832; y el Decreto Supremo N 027-2007-EM:

3.1. rea de Demanda: rea determinada por el OSINERGMIN en la que se aplica a todos los Usuarios el mismo peaje por las instalaciones de transmisin secundaria y complementaria, que atienden dicha rea.

3.2. Barra: Es aquella parte de las instalaciones de una subestacin desde donde puede entregarse y/o retirarse energa elctrica.

3.3. Barra de Referencia de Generacin: Son las barras del SEIN para las cuales se han fijado Precios en Barra de energa1. Por tanto, son aquellas en donde se conocen explcitamente los precios de barra.

3.4. CMA: Costo Medio Anual

3.5. Costos Estndares: Corresponden a los costos de inversin de los Mdulos Estndares.

1 Artculo 128 del Reglamento de la LCE: Para la fijacin de los Precios en Barra de energa, a que se refiere el Artculo 47 de la Ley, el sistema de transmisin a considerar comprender todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el lmite donde se inician las instalaciones que sirven en forma exclusiva a la demanda y hasta el lmite donde se inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generacin.

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3.6. COyM: Costo anual estndar de operacin y mantenimiento.

3.7. Elemento: Tramo de lnea, celda, transformador, o compensador reactivo, de un sistema elctrico. Se considera como tramo de lnea, la parte de una lnea de transmisin a la cual se puede aplicar un mismo Mdulo Estndar.

3.8. ESTUDIO o ESTUDIOS: Estudio o Estudios tcnico-econmicos que sustentan la PROPUESTA de peajes y/o compensaciones presentados por los TITULARES de los SST y/o SCT al OSINERGMIN, al inicio del procedimiento de fijacin de Peajes y Compensaciones correspondiente.

3.9. Factor de Contribucin a la Punta (FCP): Es la relacin entre la potencia de una carga a la hora de mxima demanda de la SET y la mxima demanda de potencia de dicha carga:

maxPPFcp HP

3.10. Factor de Simultaneidad (FS): Igual al cociente de la potencia de cada SET o Usuario Mayor a la hora de mxima demanda de potencia del SEIN entre la mxima demanda de potencia de la SET o Usuario Mayor.

3.11. Factor de Carga (FC): Es la relacin entre la potencia media de una carga y la potencia mxima de la misma:

maxPPmediaFc

3.12. FPMd: Factor de Prdidas Medias

3.13. IT: Ingreso Tarifario

3.14. Mdulos Estndares: Mdulos estndares de transmisin establecidos segn Base de Datos de los Mdulos Estndares de Inversin para Sistemas de Transmisin estructurada y actualizada peridicamente por el OSINERGMIN.

3.15. Prdidas Medias de Transmisin de Energa: Prdidas estndares de energa determinadas mediante anlisis de flujos de potencia para las condiciones de mxima demanda del Sistema Elctrico y con la expresin emprica de los factores de prdidas.

3.16. Prdidas Medias de Transmisin de Potencia: Prdidas estndares de potencia determinadas mediante anlisis de flujos de potencia para condiciones de demanda coincidentes con la mxima demanda del SEIN.

3.17. Plan de Transmisin: Definicin conforme al Artculo 1 de la Ley 28832.

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3.18. Plan de Inversiones: Definicin conforme al numeral V) del literal a) del Artculo 139 del Reglamento de la LCE.

3.19. Punto de Suministro: Es la Barra o punto del sistema elctrico donde el Usuario se conecta y se registra la potencia y energa consumida.

3.20. Resolucin 065: Se refiere a la Resolucin OSINERG N 065-2005-OS/CD y sus modificatorias.

3.21. SCT: Sistema Complementario de Transmisin o Sistemas Complementarios de Transmisin.

3.22. SER: Sistema Elctrico a Remunerar.- Sistema elctrico considerado para determinar el CMA y los Peajes para toda una rea de demanda o las Compensaciones a cargo de la generacin. El SER debe corresponder a la configuracin de mnimo costo de las instalaciones de transmisin, que permita brindar el servicio de transmisin en forma eficiente y cumpliendo las normas tcnicas y medioambientales vigentes.

3.23. SEA: Sistema Econmicamente Adaptado.

3.24. SET: Subestacin de Transmisin cuya mayor tensin es superior a 30 kV.

3.25. SED: Subestacin de Distribucin cuya mayor tensin es igual o menor a 30 kV.

3.26. SST: Sistema Secundario de Transmisin o Sistemas Secundarios de Transmisin.

3.27. Usuario Libre: Modo singular de la definicin de Usuarios Libres dada en la Ley N 28832.

3.28. Usuario Regulado: Modo singular de la definicin de Usuarios Regulados dada en la Ley N 28832.

3.29. Usuario Menor: Usuario Libre o Regulado cuya mxima demanda es menor a 2500 kW.

3.30. Usuario Mayor: Usuario Libre cuya mxima demanda es igual o superior a 2500 kW.

Artculo 4.- Tipos de Sistemas de Transmisin Para los alcances de la presente Norma los sistemas de transmisin a remunerar se clasifican en los siguientes tipos:

4.1. Para SST:

4.1.1. SSTD: SST cuyo pago se asigna 100% a los Usuarios.

4.1.2. SSTG: SST cuyo pago se asigna 100% a los Generadores.

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

4.2. Para SCT

4.2.1. SCTPT: SCT asignado a la demanda, a la generacin o a ambos, que es parte del Plan de Transmisin y cuya construccin es el resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes.

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

4.2.3. SCTLN: SCT que permite transferir electricidad a Usuarios Libres o que permite a los Generadores entregar energa producida al SEIN, cuya construccin y remuneracin resulte de una libre negociacin entre dichos agentes y los titulares de las instalaciones de dicho SCT.

4.3. ST059: Sistemas de transmisin comprendidos en las concesiones otorgadas al amparo del Texto nico Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesin al sector privado de las obras pblicas de infraestructura y de servicios pblicos, aprobado mediante Decreto Supremo N 059-96-PCM.

Artculo 5.- De la presentacin y contenido de los ESTUDIOS 5.1. Los titulares de los sistemas tipo SST y SCT asignados a la demanda

incluidos los sistemas de pago compartido con la generacin, que sirvan en una misma rea de Demanda podrn presentar de manera individual o en conjunto, el ESTUDIO que sustente la propuesta de tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios y complementarios de transmisin de dicha rea de Demanda. En el caso que, el ESTUDIO se presente en forma conjunta, corresponde a los titulares de las instalaciones de transmisin de una misma rea de demanda acordar la responsabilidad de ejecucin del ESTUDIO y la asignacin de costos que demande.

5.2. Los ESTUDIOS se presentarn dentro del plazo y lugar que establezca el procedimiento aprobado por el OSINERGMIN.

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

- Un resumen ejecutivo del estudio que contenga los peajes y compensaciones, propuestos; as como, la propuesta de asignacin de responsabilidad de pago conforme al Captulo Primero del Ttulo II de la presente Norma.

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

- Para los ESTUDIOS que involucren sistemas tipo SCTPI, se debe incluir el respectivo Plan de Inversiones y la descripcin de las caractersticas generales de cada lnea o subestacin y la fecha prevista para la puesta en operacin comercial.

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- Para los ESTUDIOS que involucren sistemas tipo SCTPT, se debe incluir copia de la concesin definitiva otorgada por el Ministerio de Energa y Minas, as como la descripcin de las caractersticas generales de cada lnea o subestacin y la fecha prevista para la puesta en operacin comercial.

- Informacin de los sistemas elctricos de transmisin tipo SCTPT y SCTLN, para los cuales se pide fijacin de tarifas, conforme a los formatos previstos en los formularios del Captulo Segundo del Ttulo III de la presente Norma.

- Proyeccin de Demanda conforme al Captulo Segundo del Ttulo II de la presente Norma.

- Determinacin del Sistema Elctrico a Remunerar, conforme al Captulo Tercero del Ttulo II de la presente Norma.

- Determinacin de los Costos de Inversin, conforme al Captulo Cuarto del Ttulo II de la presente Norma y con base a los costos estndares establecidos por el OSINERGMIN.

- Determinacin de los costos anuales estndares de operacin y mantenimiento, conforme al Captulo Quinto del Ttulo II de la presente Norma y calculados con los porcentajes, respecto de la inversin, aprobados por el OSINERGMIN.

- Determinacin de los Factores de Prdidas Medias e Ingresos Tarifarios, conforme al Captulo Sexto del Ttulo II de la presente Norma.

- Determinacin de CMA, Peajes, Compensaciones y Frmula de Actualizacin, conforme al Captulo Sptimo del Ttulo II de la Presente Norma.

- Todos los documentos fsicos y electrnicos (incluidas hojas de clculo) que sustenten los valores presentados en los formularios.

- Cada una de las secciones anteriores deber estar acompaada de una memoria que describa: los criterios, la metodologa, la informacin de entrada y los resultados encontrados. As mismo, se deber adjuntar una relacin de todos los documentos fsicos y electrnicos de sustento, con la descripcin de su contenido y aplicacin.

5.4. Los documentos impresos que formen parte del ESTUDIO, debern estar debidamente etiquetados y numerados por volmenes correlativos y todas las hojas del ESTUDIO debern estar numeradas (foliadas) en forma consecutiva, sin reiniciarla en cada volumen.

5.5. Los archivos electrnicos que se adjunten debern presentarse en formatos compatibles con MS Word, MS Excel y/o Autocad.

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5.6. La secuencia lgica de los bloques que conforman un ESTUDIO, se muestra en el flujograma del Grfico 1 siguiente. La misma que se detalla a continuacin:

5.6.1. El ESTUDIO se inicia con la recoleccin de los datos bsicos para la proyeccin de la demanda y, la propuesta para la determinacin de la responsabilidad de pago conforme al Artculo 6 de la presente norma.

5.6.2. Luego, se efecta la proyeccin de la demanda de potencia y energa para un periodo de 10 aos.

5.6.3. En forma paralela se especifican los criterios para determinar el Sistema Elctrico a Remunerar, los mismos que deben sujetarse a lo dispuesto en la presente Norma. Para los sistemas tipo SSTD el flujo pasa a lo indicado en el numeral 5.6.9. Para todos los dems tipos de sistema el flujo contina en el numeral siguiente.

5.6.4. Se seleccionan los valores vigentes de los costos estndares de inversin y los porcentajes para determinar los costos estndares de operacin y mantenimiento, ambos fijados por el OSINERGMIN. Para los sistemas tipo SCTPT el flujo pasa a lo indicado en el numeral 5.6.8. Para todos los dems tipos de sistema el flujo contina en el numeral siguiente.

5.6.5. Con base en los resultados de los pasos anteriores, se procede a definir el Sistema Elctrico a Remunerar, para lo cual se analizarn tcnica y econmicamente diversas alternativas, de manera que el Sistema Elctrico a Remunerar corresponda a la alternativa de mnimo costo total (Inversin+COyM+Prdidas) y cumpla con las normas vigentes aplicables durante todo el horizonte de estudio.

5.6.6. Para la determinacin del ptimo desarrollo del Sistema Elctrico a Remunerar, se deber evaluar en forma conjunta los diferentes componentes del sistema de Muy Alta Tensin (en adelante MAT), Alta Tensin (en adelante AT) y Media Tensin (en adelante MT).

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

5.6.8. Una vez definido el Sistema Elctrico a Remunerar, se calculan los costos de inversin de las instalaciones de transmisin, aplicando los costos estndares de inversin vigentes establecidos por el OSINERGMIN. As mismo, se determina el respectivo costo anual estndar de operacin y mantenimiento con base en los porcentajes establecidos por el OSINERGMIN.

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5.6.9. Paralelamente al clculo de los costos de inversin y de operacin y mantenimiento, se determinan los Factores de Prdidas y, cuando corresponda, el Ingreso Tarifario.

5.6.10. Finalmente, se determinan el CMA, Peajes, Compensaciones y las Frmulas de Actualizacin. Los Peajes y CMA de cada rea de Demanda se fijarn por total del rea y desagregado por cada titular de las instalaciones de transmisin del rea.

Grfico 1 Flujograma del Proceso de Clculo de Peajes y Compensaciones

Proyeccin de la Demanda

Informacin bsica del sistema de transmisin

Costos Estndares de Inversin y Porcentajes para Determinar COYM

Criterios para determinar el

Sistema Elctrico a Remunerar

Definicin del Sistema Elctrico a Remunerar

Costos de Inversin

Costos estndares de operacin y mantenimiento

CMA, Peajes y Compensaciones y

Frmulas de Actualizacin

Factores de Prdidas

Ingresos Tarifarios (Slo en los casos que la

norma lo establece)

Asignacin de Responsabilidad de Pago

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TITULO II CRITERIOS Y METODOLOGA PARA LA

DETERMINACIN DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS SST Y SCT

CAPITULO PRIMERO Asignacin de Responsabilidad de Pago

Artculo 6.- Asignacin de Responsabilidad de Pago 6.1. En el ESTUDIO se deber determinar los porcentajes de asignacin de

pago para cada una de las lneas de transmisin, transformadores, celdas y equipos de compensacin reactiva.

6.2. Para el caso de las instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de la Ley N 28832, la proporcin de pago entre Usuarios y Generadores y el criterio de su distribucin al interior del conjunto de Usuarios y Generadores sern los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley.

6.3. Para el caso de instalaciones del SCT, la asignacin de responsabilidad de pago entre la demanda y la generacin se determinar por nica vez, para lo cual se tendr en cuenta lo siguiente:

6.3.1. Al rea de demanda que es atendida de manera exclusiva por instalaciones del SCTPI se asignar el 100% de su pago.

6.3.2. A los titulares de generacin que utilicen de manera exclusiva instalaciones del SCTPI se les asignar el 100% de su pago.

6.3.3. Para el caso de las instalaciones del SCTPT, del SCTLN y del SCTPI no incluidos en los numerales anteriores, la asignacin de la responsabilidad de pago entre la generacin y la demanda, as como la distribucin entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se realizar con base a lo establecido en el Procedimiento de Asignacin de Responsabilidad de Pago de las instalaciones de transmisin que apruebe el OSINERGMIN

6.3.4. La distribucin entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos a la que se refiere el numeral anterior, se realiza en cada fijacin tarifaria o a solicitud de los interesados

6.4. Para el caso de las instalaciones del tipo ST059, se estarn a lo establecido en sus respectivos contratos y se adecuarn, en tanto estos contratos, lo permitan a los criterios establecidos en los numerales anteriores.

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CAPITULO SEGUNDO Proyeccin de la Demanda

Artculo 7.- Criterios Generales para elaborar la Proyeccin de la Demanda para instalaciones asignadas total o parcialmente a los Usuarios

7.1. Se deber realizar la proyeccin de las ventas de energa a Usuarios, sin incluir las prdidas en baja tensin ni en media tensin, las que, para el dimensionamiento del Sistema Elctrico a Remunerar sern agregadas de acuerdo con lo establecido en el numeral 9.1.3.e de la presente norma.

7.2. Los criterios generales a aplicarse para elaborar la proyeccin de la demanda elctrica son:

7.2.1. El periodo de proyeccin es de 10 aos a partir del ao de vigencia de la fijacin de tarifas.

7.2.2. Para el caso de las instalaciones de transmisin asignadas total o parcialmente al Area de Demanda 15 (demanda a nivel nacional), la proyeccin de demanda deber tener en cuenta los siguientes criterios: Para los primero aos, deber considerar la proyeccin de demanda de la fijacin de Precios en Barra vigente, para el horizonte de largo plazo deber considerar las tasas de crecimiento de la demanda promedio del Plan de Transmisin y, de manera complementaria, se podr emplear las tasas de crecimiento promedio del Plan Referencial de Electricidad. No es aplicable para estas instalaciones los numerales siguientes del presente Artculo.

7.2.3. Para las dems tipos de instalaciones de transmisin no incluidos en el numeral anterior, se aplicarn los criterios contenidos en este y los siguientes numerales del presente Artculo. Las proyecciones deben ser elaboradas de manera sustentada y documentada mediante mtodos y modelos de proyeccin que tomen en cuenta las estadsticas de consumo histrico de electricidad, la evolucin de la poblacin, la evolucin del nmero de clientes y complementariamente aplicarse metodologas que consideren otros valores explicativos como ndices macroeconmicos relevantes y de desarrollo urbano y otras variables que expliquen el comportamiento de la demanda elctrica.

7.2.4. Las empresas titulares de los SST y SCT emplearn la informacin de demanda de aquellas empresas suministradoras cuyos Usuarios se alimenten desde el sistema de transmisin de dichos titulares, para lo cual, las empresas suministradoras debern facilitar toda la informacin necesaria en un plazo no mayor de 15 das calendario, contados a partir de la fecha de solicitud de informacin por parte del titular de transmisin. La informacin deber tratar nicamente acerca del consumo histrico de demanda, requeridos en los formatos F-101, F-102, F103, F105, el nmero de clientes del Formato F-104 y F115; as como, las proyecciones de demanda realizadas o las que se encuentren en ejecucin para el estudio tarifario en proceso.

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7.2.5. Para el caso de los Usuarios Menores, las demandas de energa y potencia elctrica deben ser proyectadas para el total de cada rea de demanda mediante diversos modelos alternativos. Luego se efecta la desagregacin por cada subestacin y nivel de tensin con base a las proporciones del ao representativo.

7.2.6. Las proyecciones de demanda para los Usuarios Mayores se realiza de manera individual para cada uno teniendo en cuenta la informacin presentada por estos Usuarios.

7.2.7. El alcance de las Instalaciones de Transmisin Secundaria y Complementaria, estar restringido al lmite del rea de concesin de los sistemas de distribucin siempre que se encuentren conectados elctricamente al SEIN. Los proyectos de ampliacin de la frontera elctrica que comprendan el incremento del rea de concesin, debern sustentarse mediante los documentos de las entidades de desarrollo nacional como el Ministerio de Energa y Minas, Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales, entre otros.

7.2.8. Para el caso de demandas nuevas, no comprendidas en los datos estadsticos y que se incluyan en el ESTUDIO (tales como clientes industriales o comerciales, nuevas ciudades, entre otros), se deber presentar toda la documentacin que sustente la magnitud de la demanda y su cronograma de incorporacin al SEIN en el horizonte de estudio.

Artculo 8.- Criterios Generales para elaborar la Proyeccin de la Demanda para instalaciones asignadas total o parcialmente a los Generadores

8.1. Para el caso de las instalaciones asignadas 100% a los Generadores, se deber tener en cuenta los siguientes criterios:

8.1.1. El periodo de proyeccin es de 4 aos a partir del ao de vigencia de la fijacin de tarifas.

8.1.2. La proyeccin de la demanda se realizar con base a los requerimientos de capacidad de transmisin de las centrales de generacin a las cuales se asigna la responsabilidad de pago de dichas instalaciones.

8.1.3. Los titulares de las centrales de generacin debern facilitar a los titulares de transmisin toda la informacin sobre los requerimientos de capacidad de transmisin para el periodo de proyeccin.

8.2. Para el caso de las instalaciones asignadas en forma parcial a los Generadores, se deber tener en cuenta tanto los criterios establecidos en el Artculo 7 y 9 para las instalaciones asignadas a los Usuarios, as como los criterios establecidos en el numeral 8.1 y Artculo 10.

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Artculo 9.- Etapas para la Proyeccin de la Demanda para Instalaciones Asignadas a los Usuarios Las etapas a considerar, para la proyeccin de la demanda se muestran en el Grfico 2 y son las siguientes:

- Recopilacin de informacin requerida.

- Caracterizacin espacial de la carga en el rea de demanda.

- Proyeccin de la demanda de energa por nivel de tensin.

- Conversin de la proyeccin de energa a proyeccin de potencia.

Grfico 2

Etapas para Proyeccin de la Demanda para Instalaciones Asignadas a los Usuarios

9.1. Descripcin de las Etapas: Las etapas que se describen a continuacin no sern de aplicacin para las instalaciones que son asignadas al rea de Demanda 15 (sistema nacional).

9.1.1. Etapa 1. Recopilacin de informacin requerida: Se dispondr de la siguiente informacin:

- FC, FCP y FS, para Usuarios Menores, por cada nivel de tensin de cada SET, de acuerdo al Formato F-101.

- Para Usuarios Menores, registro de la potencia cada 15 minutos de alimentadores y transformadores de SETs para el da de mxima demanda del sistema elctrico, para el da de mxima demanda del SEIN, del ao representativo anterior al de fijacin de Peajes y Compensaciones y, de ser necesario para el da de mxima demanda de la SET, de acuerdo al Formato F-102

Recopilacin de Informacin Requerida

Caracterizacin espacial dela carga en el rea de

demanda

Proyeccin de la demanda de energa

Conversin de la proyeccin de energa a proyeccin de potencia.

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- FPHMS y FPMWHS, para Usuarios Menores, por cada nivel de tensin y cada subestacin, para el ao representativo anterior, de acuerdo al Formato F-103.

- Informacin histrica de variables independientes, tales como PBI, nmero de clientes, poblacin regional, ndice de electrificacin, entre otras, por rea de Demanda, de acuerdo con el Formato F-104.

- Ventas histricas de energa a Usuarios Menores, por cada nivel de tensin, de acuerdo al Formato F-105.

- Datos de demanda en el ao representativo de cada Usuario Mayor (Mxima Demanda, Demanda coincidente con Mxima demanda del SEIN, Energa, FCP, FS), de acuerdo al Formato F-115; as como, las encuestas de evolucin de su demanda.

- Demandas nuevas o proyectos de expansin a incorporarse en el sistema elctrico. (sustentados conforme lo sealado en el numeral 7.2.8 de la presente Norma).

9.1.2. Etapa 2: Caracterizacin espacial de la carga en el rea de demanda:

- Se determinar la densidad de carga en cuadrculas de 1 km2 y se identificarn las SET existentes, los Usuarios Mayores y las demandas nuevas, por cada sistema elctrico, utilizando el formato F-125.

9.1.3. Etapa 3: Proyeccin de la Demanda de Energa

9.1.3.a Usuarios Menores:

- La proyeccin de demanda de estos Usuarios se tratar en forma global para toda el rea de Demanda, se realizar el anlisis de los datos histricos de las reas de demanda, para establecer tendencias y parmetros estadsticos.

- Se debern evaluar diversos modelos, con base en los mtodos economtrico y/o de tendencias. De preferencia se debe aplicar el mtodo de tendencias. Para los casos en los que no se cuente con suficientes datos histricos se complementar con el mtodo economtrico.

- El mtodo economtrico se efectuar para diferentes combinaciones de las variables independientes consideradas y su correlacin con el comportamiento de la demanda.

- Se efectuar la eliminacin de datos atpicos, sobre la base del conocimiento de sucesos o situaciones particulares o peridicos que expliquen dichos datos.

- En el anlisis se deber tener en cuenta: 1) la posibilidad de eventos especiales, 2) el desarrollo de nuevas tecnologas que conlleven a la eficiencia energtica, 3) la incorporacin de

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competidores, como el gas, 4) la variacin de polticas econmicas y 5) fenmenos migratorios.

- Se seleccionar el modelo de proyeccin de la demanda por cada rea de Demanda. Para ello se tomarn en cuenta los siguientes criterios: 1) La calidad y cantidad de datos histricos, 2) los indicadores estadsticos que permitan asumir que el modelo es representativo. Se deber validar los resultados con el comportamiento esperado del mercado, en aspectos tales como: evolucin del coeficiente de electrificacin, polticas de reduccin de prdidas, fuentes alternativas de energa y cambios notables en las variables economtricas.

- Con base al modelo de proyeccin seleccionado en el paso anterior, para cada rea de, se proyectar la demanda de energa correspondiente para los prximos 10 aos.

- Los resultados se presentarn de manera desglosada segn los formularios que se especifican en el Ttulo III de la presente norma.

9.1.3.b Usuarios Mayores:

- Para la proyeccin de la demanda correspondiente a los Usuarios Mayores, se debern considerar cargas concentradas en cada Punto de Suministro y sus respectivas tendencias o planes de crecimiento.

- Las tendencias de crecimiento de la demanda de los Usuarios Mayores debe efectuarse de manera individual, reconociendo el comportamiento particular de sus consumos; para lo cual, los respectivos concesionarios suministradores debern realizar encuestas a sus Usuarios Mayores y proporcionar esta informacin conjuntamente con la informacin histrica de demanda de potencia y energa, a los titulares de transmisin que corresponda.

9.1.3.c Demandas Nuevas:

- Se considerarn como demandas nuevas a las reconocidas en el Estudio de Fijacin de las Precios en Barra vigentes y aquellas que cuenten con solicitudes de factibilidad de suministro para nuevas cargas, sustentadas documentadamente.

- La proyeccin de estas demandas debe estar sustentada en los estudios de factibilidad de suministro o en estudios de instituciones como el Ministerio de Energa y Minas, Gobiernos Regionales o Gobiernos Locales, entre otros. Para la validacin de dichas proyecciones de demanda se deber considerar su grado de similitud con las tasas de crecimiento del rea de Demanda al que se incorpore.

9.1.3.d Integracin de prdidas.- A la proyeccin global de energa a nivel de BT del rea de Demanda se aade un valor equivalente al porcentaje de prdidas de energa estndares totales en MT y BT vigentes.. Para los usuarios a nivel de MT se aadir a la proyeccin de energa un

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valor equivalente al porcentaje de prdidas de energa estndares totales en MT.

9.1.3.e Finalmente, se integran las proyecciones de demanda de energa determinadas en los pasos 9.1.3.a, 9.1.3.b, 9.1.3.c y 9.1.3.d por cada rea de demanda, sistema elctrico y nivel de tensin.

9.1.4. Etapa 4. Conversin de la proyeccin de energa a proyeccin de potencia:

- La proyeccin de la demanda de energa realizada por rea de demanda, se separar por sistema elctrico, SET y nivel de tensin, Usuarios Menores y Usuarios Mayores, considerando las prdidas estimadas respectivas.

- La transformacin de la proyeccin de la Energa a proyeccin en Potencia Coincidente a nivel de barras en MT, AT o MAT, segn corresponda, en una SET, se realizar a travs de los FC y FCP:

Potencia = ((Ventas de Energa * (1+%p)) / (txFC)) x FCP

Donde:

%p: Porcentaje de prdidas estndares en media tensin y baja tensin. Para clientes con punto de suministro en AT, el %p es igual a cero.

FC: Factor de carga calculado para un periodo anual representativo.

FCP: Factor de Contribucin a la Punta.

t: Nmero de horas del ao representativo.

- Como resultado se obtendrn los mapas de evolucin de la demanda de potencia, tanto para el primer ao como para los aos intermedios, hasta el ao horizonte (ao 10), lo cual servir para los anlisis de la distribucin de demanda de potencia entre las SET existentes y futuras para el diseo del SER.

- Los resultados se presentarn por cada sistema, SET y nivel de tensin MT, AT y MAT, segn los formularios establecidos en el Ttulo III de la presente norma.

Artculo 10.- Etapas para la Proyeccin de la Demanda para Instalaciones Asignadas a la Generacin

10.1.1. Etapa 1. Recopilacin de informacin requerida: Se dispondr de la siguiente informacin requerida por cada SST o SCT:

- Capacidades efectivas de los grupos de generacin existentes previstas en el horizonte de estudio, identificando los titulares de cada uno.

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- El sustento de las capacidades de los grupos de generacin debe efectuarse mediante: 1) los Estudios de Fijacin de Precios en Barra vigentes, 2) los estudios de conexin al SEIN supervisados o conducidos por el COES-SINAC, 3) los planes de expansin de las empresas Generadoras, o 4) los proyectos de inversin conducidos por el Estado Peruano u otras entidades.

10.1.2. Etapa 2. Proyeccin de la Demanda:

- Con base en la informacin recopilada, se determinar la capacidad total de transmisin requerida por la generacin a la cual se asignar el pago de las instalaciones.

- Los resultados se muestran por cada Sistema Elctrico y de manera desagregada por cada central y grupo generador comprendido.

CAPITULO TERCERO Determinacin del Sistema Elctrico a Remunerar

Artculo 11.- Consideraciones Generales 11.1. Para cada tipo de sistema, el SER se conforma de acuerdo a lo

siguiente:

- Para sistemas tipo SSTD el SER est constituido por las instalaciones del SST existentes al 23 de julio de 2006, menos las instalaciones que se den de baja.

- Para sistemas tipo SSTG, SSTGD y SCTLN, el SER est conformado por el Sistema Econmicamente Adaptado (SEA).

- Para sistemas tipo SCTPT, el SER corresponde al definido en el Plan de Transmisin.

- Para sistemas tipo SCTPI, el SER corresponde al Plan de Inversiones, elaborado conforme a la presente norma y aprobado por el OSINERGMIN,

- Para sistemas tipo ST059 el SER estar a lo definido en cada contrato de concesin. En caso el contrato lo permita, el SER se define segn los casos anteriores.

Para los sistemas tipo SSTD y SCTPT, no se aplicarn los Artculos 12, 13 y 14 para determinar la configuracin ptima del SER correspondiente.

Artculo 12.- Criterios Generales para la Determinacin del SER Se deben tener en cuenta los siguientes criterios para realizar la planificacin para la determinacin del SER:

12.1. El dimensionamiento de las instalaciones de transmisin que conforman el SER debe corresponder al principio de adaptacin a la demanda para instalaciones cuya remuneracin es asignada total o parcialmente a los

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Usuarios y, adaptadas a la capacidad de generacin para instalaciones cuya remuneracin es asignada a los Generadores, existentes en el periodo de vigencia de la fijacin tarifaria (4 aos).

12.2. El estudio de planeamiento debe abarcar todas las instalaciones de SST y SCT que alimenten una misma Area de Demanda, incluyendo las SET MAT/AT y las lneas MAT que se requieran.

12.3. El SER debe determinarse a partir de la evaluacin de distintas alternativas y debe corresponder a la alternativa que constituya la solucin de mnimo costo total para el horizonte de evaluacin, teniendo en cuenta lo establecido en la presente Norma y la siguiente expresin:

Costo Total = Valor presente de (Inversin + Operacin + Mantenimiento + Prdidas)

Donde:

Prdidas: Prdidas fsicas de Potencia y Energa valorizadas a los precios vigentes de las Barras de Referencia de Generacin.

12.4. Las diferencias en los criterios para la definicin del SEA y el Plan de Inversiones son:

- Para la determinacin del SEA no se toma en cuenta la restriccin del nivel de tensin real del punto de alimentacin o del mismo sistema; mientras que para la definicin del Plan de Inversiones se toma en cuenta la restriccin de la tensin en el punto de conexin al SEIN de la nueva instalacin.

- Para la determinacin del SEA el titular de un sistema de transmisin debe tomar en cuenta la configuracin del SEA de los sistemas existentes que inyectan o retiran energa del sistema de transmisin de dicho titular; mientras que para la definicin del Plan de Inversiones se parte de la configuracin real de los sistemas existentes.

Es decir, el SEA no necesariamente corresponde a la configuracin y caractersticas de las instalaciones existentes, excepto que quede demostrado que cumplen con el principio de adaptacin a la demanda.

12.5. Para el dimensionamiento de los Elementos de un sistema de transmisin se emplearn los mximos valores de potencia, a travs de cada componente, resultantes del anlisis de flujo de potencia considerando distintas condiciones de operacin.

12.6. No se considera como parte del Plan de Inversiones un componente que no constituya como mnimo un mdulo estndar definido por el OSINERGMIN.

12.7. En el Planeamiento para la determinacin del SER, debe tenerse presente las instalaciones existentes que se darn de baja durante el siguiente perodo de vigencia de los Peajes y Compensaciones,

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explicando las razones para esta decisin, segn lo establecido en la Norma Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisin.

12.8. Para el dimensionamiento de las instalaciones de los sistemas cuya responsabilidad de pago es asignada en forma compartida entre los Usuarios y Generadores, se debe evaluar tanto las capacidades requeridas para los Generadores como para los Usuarios, el mayor requerimiento es el que determina el dimensionamiento del sistema.

Artculo 13.- Criterios Especficos: Para la definicin del SER se considerarn los siguientes criterios especficos:

13.1. Criterios bsicos de diseo

13.1.1. Las tensiones, normalizadas para los efectos de los estudios son: MAT = 220 y 138 kV, AT = 60 y 33 kV, MT = 10 y 22,9 kV (nicamente para las celdas de los alimentadores).

13.1.2. Se toma como base la topologa del sistema existente de transmisin correspondiente al ao anterior al de la entrada en vigencia de los Peajes y Compensaciones.

13.1.3. Se consideran fijas las ubicaciones de las SET en el horizonte de planeamiento.

13.1.4. La configuracin de barras de las SET MAT/MAT, MAT/AT, MAT/MT, MAT/AT/MT y AT/MT debe corresponder a la optimizacin de manera integral del sistema de transmisin en el que se encuentra inmerso.

13.1.5. Para las lneas de MAT y AT, se considerarn los costos de los mdulos estndares establecidos por el OSINERGMIN, segn la ubicacin geogrfica de las instalaciones.

13.1.6. Para las lneas en MAT, AT y las SET, se considera un factor de utilizacin (f.u.) mximo de 1,0 en operacin normal para la condicin de mxima demanda.

13.1.7. El dimensionamiento del SER deber tener en cuenta el Cdigo Nacional de Electricidad y, complementariamente, otras normas en el orden de preferencia siguiente: normativas tcnicas peruanas vigentes, normas de la Comisin Electrotcnica Internacional, Recomendaciones de la IEEE, Normas de la ANSI, Normas VDE y normas tcnicas de organismos internacionales que sean de aplicacin a nuestras condiciones geogrficas, sociales y econmicas; y complementariamente, las disposiciones emitidas por el gobierno central, regional o local en tanto no contravenga el Cdigo Nacional de Electricidad y, normativas tcnicas peruanas de mayor jerarqua.

13.1.8. Para instalaciones asignadas a la demanda

13.1.8.a Para el dimensionamiento y configuracin de las instalaciones de transmisin se debe considerar las caractersticas de dimensionamiento

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y configuracin de las redes en MT, tales como, nivel de tensin, longitud de redes entre otros, que influyan en la ubicacin y dimensionamiento de la SET.

13.1.8.b Se considera un factor de potencia de 0,95 en barras de MT de las SET.

13.1.8.c Los transformadores de potencia se adaptarn de acuerdo a caractersticas y tamaos normalizados en los mdulos estndares establecidos por el OSINERGMIN.

13.1.8.d Se debe aprovechar las instalaciones mediante la aplicacin de medidas alternativas a la construccin de nuevas instalaciones, tales como: rotacin de trasformadores, traslado de cargas entre subestaciones, traslado de cargas entre circuitos de transmisin, entre otros; siempre y cuando, se demuestre que se aplica el criterio de mnimo costo.

13.1.8.e En zonas rurales o urbanas, se considera un sistema de barras simple tanto en AT como en MT. La propuesta de una configuracin distinta a la indicada deber ser debidamente sustentada.

13.2. Criterios de Calidad

13.2.1. No se debe exceder las tolerancias que establece la NTCSE en dos aspectos: Niveles de tensin (calidad del producto) e Interrupciones (calidad de suministro).

13.2.1.a Calidad del Producto: Debe verificarse que los niveles de tensin en las barras de AT y MT, donde se realice la entrega del suministro elctrico, deben cumplir con las tolerancias que establece la NTCSE; mientras que, en los casos en que no exista entrega de suministro en AT, los lmites de los rangos de regulacin de tensin de los transformadores AT/MT deben permitir cumplir con los niveles de tensin establecidos en la NTCSE para el suministro elctrico desde la red de distribucin primaria.

13.2.1.b Calidad del Suministro: Las interrupciones del suministro, tanto en nmero como en duracin, originadas por contingencias ocurridas en las lneas de transmisin y SET, deben estar dentro de las tolerancias que establece la NTCSE.

13.3. Criterios de Confiabilidad:

13.3.1. Se considerar redundancia bajo el criterio N-1 para las redes de transmisin en AT que atiendan ciudades cuya demanda supere los 30 MW.

13.3.2. Para las instalaciones que son asignadas al rea de Demanda 15 (demanda nacional), en lo que al tema de confiabilidad concierne, se deber tomar en cuenta la norma de Criterios y Metodologa para la elaboracin del Plan de Transmisin establecida por el Ministerio de Energa y Minas.

13.3.3. Para las dems instalaciones no se consideran redundancias, excepto en los casos que existan razones de calidad debidamente sustentadas.

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Artculo 14.- Consideraciones para los estudios de planeamiento 14.1. Debe considerarse las siguientes etapas principales para los estudios

de planeamiento que sirvan para definir el SER:

- Definicin de las tecnologas aplicables que guarden compatibilidad con los mdulos estndares publicados por OSINERGMIN.

- Definicin de alternativas de expansin del sistema, considerando alternativas de nivel de tensin, mdulos de transformacin, y secciones de conductor, entre otros.

- Anlisis tcnico econmico y seleccin de la alternativa de menor costo para el ao horizonte y para los aos intermedios.

Este proceso es iterativo hasta la convergencia alrededor de una configuracin del SER que corresponda a la alternativa de mnimo costo y cumpla los criterios de eficiencia (calidad y confiabilidad).

14.2. El Plan de Inversiones estar conformado por las instalaciones de transmisin que resulten de un estudio de planeamiento, de acuerdo con los criterios establecidos en la presente norma, y que se requiere entren en operacin comercial dentro de los siguientes 4 aos a partir de la fecha de entrada en vigencia de los Peajes y Compensaciones.

14.3. Para las instalaciones que se realicen con base al Plan de Transmisin, stas deben ser incluidas en el estudio de planeamiento con las dems instalaciones de los SST y SCT del rea de Demanda.

14.4. En el caso de que se requiera fijar tarifas para instalaciones tipo SCTLN, a solicitud de algn interesado, sta se efectuar sobre la base de un estudio de determinacin del SEA, el cual a requerimiento del OSINERGMIN debe ser elaborado por los respectivos titulares de las instalaciones comprometidas.

CAPITULO CUARTO Costos de Inversin

Artculo 15.- Criterios 15.1. No se requiere calcular el costo de inversin del sistema tipo SSTD.

15.2. Para cada tipo de sistema de transmisin, excepto para los SSTD, el costo de inversin se determina por nica vez aplicando los Costos Estndares y se actualizar en cada fijacin tarifaria.

15.3. El costo de inversin del sistema tipo ST059 se determinar conforme con lo establecido en el respectivo contrato de concesin y, en cuanto estos contratos lo permitan, se aplicarn los criterios establecidos en el presente captulo segn el tipo de sistema que corresponda.

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15.4. Los Mdulos Estndares deben aplicarse en forma eficiente segn las caractersticas climticas, altitud, tipo de terreno, disponibilidad de espacio y zona de ubicacin (urbana rural).

15.5. En todo el horizonte de anlisis, las instalaciones de transmisin se consideran como instalaciones nuevas, por lo que no se aplica ningn factor de depreciacin.

15.6. Cuando un componente de algn Elemento del sistema elctrico es sustituido por otro que incrementa la capacidad de dicho Elemento, se considera el costo de inversin incremental, el cual es determinado con los costos de los mdulos estndares de transmisin establecidos por OSINERGMIN. Dicha inversin incremental se determina como la diferencia entre el valor del Elemento con el incremento de capacidad y el valor del mismo con las caractersticas anteriores.

Artculo 16.- Presentacin y forma de clculo de los Costos de Inversin 16.1. Se presentar una base de datos de costos en la que cada registro

corresponda a un Elemento del SER, segn los formatos establecidos en el Ttulo III de la presente Norma. Los costos de las obras comunes se prorratean entre dichos Elementos, teniendo en cuenta lo siguiente:

16.1.1. Los costos de las obras comunes y servicios auxiliares se prorratean entre los Elementos de la respectiva subestacin, en proporcin a sus costos de inversin.

16.1.2. El costo de inversin de las celdas de acoplamiento se prorratea entre las dems celdas del mismo nivel de tensin de la subestacin, en proporcin a sus costos de inversin.

16.1.3. El costo de inversin incremental del centro de control y de las telecomunicaciones por la puesta en operacin de nuevos Elementos se prorratea entre los respectivos nuevos Elementos de subestaciones.

16.2. Los costos de inversin debern desagregarse por costos de procedencia nacional, costos de procedencia extranjera, costos del Aluminio y costos del Cobre.

16.3. Se presentar el detalle de la valorizacin de lneas, subestaciones, centro de control y telecomunicaciones, segn lo establecido en el Ttulo III de la presente Norma.

16.4. Se presentar, como resumen, el total de los costos de inversin por titulares de las instalaciones de transmisin, por nivel de tensin y por aos.

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CAPITULO QUINTO Costo Estndar de Operacin y Mantenimiento (COyM)

Artculo 17.- Criterios 17.1. No se requiere calcular el COyM para el sistema tipo SSTD.

17.2. El COyM de cada Elemento de un sistema de transmisin, excepto los SSTD, se determina multiplicando el porcentaje respecto de los costos de inversin aprobados por el OSINERGMIN por el respectivo costo de inversin.

17.3. Los porcentajes para la determinacin del COyM que se empleen debern ser los que correspondan a las caractersticas de ubicacin geogrfica y nivel de tensin de cada Elemento. Para el caso de transformadores, se considera el porcentaje correspondiente al nivel de mayor tensin.

17.4. El total de COyM se considera como costo de procedencia nacional.

Artculo 18.- Forma de presentacin del COyM 18.1. La informacin se debe proporcionar segn los formatos establecidos

en el Ttulo III de la presente Norma.

18.2. En la misma base de datos de los costos de inversin, en cada registro se debe aadir un campo que corresponda al COyM del Elemento.

18.3. Se presentar la sumatoria total de COyM por cada rea de Demanda o por cada Generador responsable de pago, por titulares de las instalaciones de transmisin de cada rea de Demanda, por nivel de tensin y por aos.

CAPITULO SEXTO Determinacin de los Factores de Prdidas Medias e Ingresos

Tarifarios

Artculo 19.- Criterios para el Clculo de los FPMd 19.1. Los Factores de Prdidas Medias (FPMd) a que se refiere el presente

captulo se emplean exclusivamente para la expansin de los Precios en Barra desde las Barras de Referencia de Generacin hasta las correspondientes barras de MAT, AT y MT de los SST o SCT. Para los casos en que exista ms de una barra de referencia, la referida expansin de precios se realiza a partir de la cual resulten los menores precios reflejados.

19.2. Los FPMd lo conforman los Factores de Prdidas Medias de Potencia (FPMdP) y los Factores de Prdidas de Medias de Energa (FPMdE) y se calculan para los sistemas de transmisin asignados a la demanda.

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19.3. Los FPMd se expresan acumulados a MAT, AT y MT.

19.4. Se determina un nico valor de FPMdP y de FPMdE para el perodo de vigencia de los Peajes, por cada rea de Demanda y nivel de tensin.

19.5. Las partes del sistema elctrico que deben tomarse en cuenta para el clculo de los FPMd son:

- Red de MAT

- Transformacin MAT/AT

- Red de AT

- Transformacin AT/MT

El siguiente esquema ilustra dichas partes, con indicaciones a utilizarse en los acpites siguientes:

DMT

MAT

AT

MT

DAT

DMAT

pat/mt = prdidas totales AT/MT

pat = prdidas totales AT

pmat = prdidas totales MAT

Retiro AT/MT = DMT

Retiro MAT/AT = Retiro AT + pat

Retiro MAT = Retiro MAT/AT + DMAT + pmat/at

Retiro AT = Retiro AT/MT + DAT + pat/mt

pmat/at = prdidas totales MAT/AT

Donde:

DMT = Demanda acumulada en MT

DAT = Demanda acumulada en AT

DMAT = Demanda acumulada en MAT

19.6. Los FPMd se ponderan en funcin a la demanda de los diferentes sistemas elctricos del rea de Demanda, para determinar los FPMd promedio aplicables a toda esa rea de Demanda.

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19.7. En el clculo de los FPMd, no se incluye el o los Elementos de SST y SCT que se encuentren directamente conectados a dos Barras, para las cuales el OSINERGMIN haya fijado Precios en Barra.

Artculo 20.- Procedimiento para determinar los FPMdP Para el clculo de los FPMdP de un sistema elctrico se debe seguir el siguiente procedimiento:

20.1. A partir de los flujos de potencia se calculan las prdidas totales para cada nivel de tensin y el porcentaje de prdidas respecto a la potencia total retiradas.

20.2. Se determinan los FPMdP para cada ao, con base en los resultados de los flujos de potencia para las condiciones de demanda coincidente con la mxima demanda anual del SEIN.

20.3. El FPMdP se determina con la siguiente ecuacin:

FPMdP = (1 + p/P)

Donde:

p : prdidas medias totales para la carga total P

P : potencia total que se retira de cada parte del sistema elctrico

Artculo 21.- Procedimiento para determinar los FPMdE 21.1. Se calculan las prdidas de potencia de cada sistema elctrico, para

cada ao, con base en los flujos de potencia para la demanda mxima anual del mismo.

21.2. Se determina el FPMdE mediante la siguiente expresin:

FPMdE = (1 + pe (p.u.))

Donde:

pe(p.u.) = p(p.u.) x (fperd/fcarga)

fperd = 0,3 x fcarga + 0,7 x(fcarga)2

p(p.u.) = prdidas de potencia en valores por unidad

pe(p.u.) = prdidas de energa en valores por unidad

fcarga = factor de carga del sistema elctrico

fperd = factor de prdidas del sistema elctrico

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21.3. El factor de carga anual, para cualquier ao i, resulta de:

FCi = Ei / (Pmaxi * T)

Donde:

T = Nmero de horas del ao

Pmaxi = Potencia mxima del ao i

Ei = Energa del ao i

Los valores de Pmaxi y Ei se obtienen a partir de las proyecciones anuales.

Artculo 22.- Clculo del Ingreso Tarifario (IT) 22.1. El IT se calcula nicamente para instalaciones de MAT o MAT/MAT de

los SST o SCT asignados parcial o totalmente a la demanda, que se encuentren directamente conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra.

22.2. El OSINERGMIN fijar el IT de Potencia e IT de Energa, para cada Elemento al que se refiere el numeral anterior y para cada ao del periodo de vigencia de tarifas. Para ello, se aplicarn los mismos procedimientos establecidos para el Sistema Principal de Transmisin.

22.3. La asignacin de responsabilidad de pago de los Ingresos Tarifarios por los referidos Elementos ser efectuado por el COES, para cada mes, siguiendo el mismo procedimiento aplicado para el Sistema Principal de Transmisin.

CAPITULO SEPTIMO

Determinacin de CMA, Peajes, Compensaciones y Frmula de Actualizacin

Artculo 23.- Clculo del Valor Presente (VP) de la Energa 23.1. Por cada rea de Demanda y cada nivel de tensin, se proyectan los

flujos mensuales de demanda de energa para el periodo de 5 aos.

23.2. Los flujos mensuales de energa se calculan con los factores estacionales de energa (Feei), que resultan del cociente de la energa del mes entre la energa total anual, del ao representativo. La suma de los 12 factores debe ser igual a 1,0

Feei = E i / E anual

El ao representativo corresponde a los doce meses anteriores al ao de fijacin de Peajes y Compensaciones. De no contarse con registros

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para alguno de estos meses, se toman en cuenta los valores del mismo mes del ao inmediato anterior que contenga registros.

23.3. Se calcula el VP de la energa como la sumatoria de los valores presentes de los flujos de demanda de energa a los que se refiere el numeral anterior, los cuales son determinados con la Tasa Mensual de actualizacin.

23.4. Los flujos mensuales de demanda de energa en MT incluyen las prdidas estndar en MT y BT.

23.5. Los flujos de demanda de energa en AT o MAT no incluyen las prdidas en las redes de AT o MAT o en las transformaciones del sistema de transmisin.

Artculo 24.- Clculo del Costo Medio Anual (CMA) 24.1. Para instalaciones tipo SSTD

24.1.1. EL CMA se calcula por nica vez para cada empresa titular de SSTD, como la suma de los ingresos por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario que se vienen percibiendo por el total de las instalaciones elctricas y no elctricas existentes al 23 de julio de 2006.

24.1.2. Para este clculo, se emplean los valores de la demanda de energa correspondiente al periodo anual comprendido desde el mes de agosto de 2005 hasta julio de 2006, as como el Peaje, factores de prdidas marginales y las Tarifas en Barra vigentes al 31 de marzo de 2009. Para las etapas intermedias del proceso regulatorio, se emplearn de manera preliminar los valores de Peaje, factores de prdidas marginales y las Tarifas en Barra, que se encuentren vigentes en dichas etapas.

24.1.3. Se calcula el CMA para cada uno de los titulares de SSTD, con la siguiente expresin:

n

nnnnnnnntSSTD

FPMGEFPMGEPEmPPDfcFPMGPFPMGPPPBDCMA

1

111, 100

]2/)(*)[(*8760*2

)(**

Donde:

CMASSTD,t : CMA del SSTD del titular t en Nuevos Soles (S/.)

n : Nivel de tensin 1=MAT, 2=AT y 3=MT

Dn : Sumatoria de las demandas de energa aguas abajo de cada nivel de tensin n. No incluye las prdidas en transmisin. Cuando el nivel de tensin es MT incluye las prdidas en MT y BT. Se expresa en kWh.

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Pn : Peaje secundario acumulado del nivel de tensin n en ctm S/./kWh fijado para el titular t, vigente al 31 de marzo de 2009.

Pn-1 : Peaje secundario acumulado del nivel de tensin n-1 en ctm S/./kWh fijado para el titular t, vigente al 31 de marzo de 2009.

FPMGPn-1 : Factor de prdidas marginales de potencia acumulado hasta el nivel de tensin n-1, vigente al 31 de marzo de 2009.

FPMGEn-1 : Factor de prdidas marginales de energa acumulado hasta el nivel de tensin n-1, vigente al 31 de marzo de 2009.

PPB : Precio de Potencia en la Barra de Referencia de Generacin, en S/.kW-ao, vigente al 31 de marzo de 2009.

PEm : Precio medio de energa en la Barra de Referencia de Generacin (BRG), en ctms S/./kWh igual a:

PEBFPEBPPEm *65,0*35,0

PEBP : Precio de energa en la BRG en horas de punta, vigente al 31 de marzo de 2009.

PEBF : Precio de energa en la BRG en horas fuera de punta, vigente al 31 de marzo de 2009.

La Barra de referencia de Generacin para efectos de este numeral, debe ser la correspondiente al sistema elctrico que estuvo vigente en julio de 2006.

24.1.4. Para las instalaciones de transmisin tipo SSTD, cuyas tarifas estaban fijadas mediante Cargos Generales (CBPSE = CBPST + CBPSL * L * C), se aplicar el mismo criterio establecido en el numeral anterior.

24.1.5. El CMA del titular t ser igual a la suma de todos los CMA correspondientes a dicho titular, calculados segn lo descrito en los numerales 24.1.3 y 24.1.4.

24.1.6. Se determina el porcentaje de participacin de cada Elemento del SSTD respecto del total del CMA de cada empresa titular, teniendo presente lo siguiente:

- La valorizacin de todos los Elementos existentes al 23 de julio de 2006 se realizar, por nica vez, con la aplicacin de los Costos Estndares establecidos por el OSINERGMIN.

- Se determina el porcentaje de participacin de cada Elemento respecto del CMA inicial del SSTD, como el cociente de su propio

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valor de inversin entre la inversin total de SSTD del correspondiente titular, los cuales se aplicarn para valorizar el CMA de algn Elemento del SSTD que en el futuro se tenga que dar de baja.

24.1.7. El CMA de un Elemento a darse de baja se actualizar con la misma frmula de actualizacin fijada para el CMA inicial del SSTD.

24.2. El CMA para las instalaciones de los sistemas distintos al tipo SSTD se calcula mediante la siguiente expresin:

CMA = @CI + COyM

Donde:

@CI : Anualidad del costo de inversin del nivel de tensin n,referido al final del ao, calculado para una vida til de 30 aos y Tasa de Actualizacin vigente segn el Artculo 79 de la LCE.

COyM : Costo estndar de operacin y mantenimiento.

24.3. El CMA de todas las instalaciones, as como el de las Altas y Bajas, se expresan al siguiente 30 de abril de cada ao, considerando la Tasa de Actualizacin establecida en el Artculo 79 de la LCE.

24.4. Al CMA de cada titular de transmisin, se le deducir el CMA actualizado correspondiente a las instalaciones que se den de baja.

24.5. El CMA calculado para las instalaciones existentes se actualiza en cada fijacin de Peajes, considerando las fechas reales de puesta en servicio de las instalaciones incluidas en el Plan de Inversiones o Plan de Transmisin de la fijacin anterior.

24.6. En el caso que hasta el inicio de la entrada en vigencia de los peajes y compensaciones, no se haya puesto en operacin comercial alguna instalacin de tipo SCTPT o SCTPI incluida en la fijacin tarifaria anterior; se proceder a descontar el CMA correspondiente a dicha instalacin, debidamente actualizado.

24.7. El CMA se calcula en Dlares de los Estados Unidos de Norteamrica y se expresa en moneda nacional con el tipo de cambio determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros, cotizacin de oferta y demanda, tipo de cambio promedio ponderado, valor venta, correspondiente al ltimo da hbil del mes de marzo del ao de fijacin tarifaria, publicado en el diario El Peruano.

24.8. El CMA desagregado se presenta en una base de datos, en la que cada registro corresponde a un Elemento y contendr la siguiente informacin: el ao, el cdigo modular, el nombre del Elemento, la empresa titular, el rea de Demanda a la cual se asigna el pago, el porcentaje asignado a la demanda, el porcentaje asignado a los Generadores, el CMA de cada Elemento desagregado en procedencia nacional, procedencia extranjera, Aluminio y Cobre.

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24.9. El CMA para el clculo del Peaje ser el que resulte de la sumatoria de los CMA de cada Elemento del rea de Demanda. Se deber calcular tambin el CMA total por cada titular de transmisin correspondiente al rea de Demanda.

Artculo 25.- Clculo del Peaje (PU) 25.1. Para cada rea de Demanda el CMA se recupera mediante el PU

determinado para cada nivel de tensin, como el cociente del valor presente del flujo de CMA-IT anuales y demandas mensuales para un horizonte de 5 aos. Se calcula mediante la siguiente expresin:

12*

1

1

101

1n

jj

j

n

ii

ii

xD

ITCMA

PU

E

D

Donde:

PU : Peaje Unitario expresado en ctms S/./kWh

CMA : Costo Medio Anual o parte del CMA asignado a los Usuarios, expresado al 30 de abril de cada ao, en miles S/.

D : Tasa de Actualizacin anual, segn el Art. 79 de la LCE o el que la sustituya

E : Tasa de actualizacin mensual calculada con la tasa de actualizacin anual, obtenida mediante la siguiente expresin:

E= (1 + D ) 1/12 - 1

n : Horizonte para clculo de peaje, equivalente a 5 aos

Dj : Demanda mensual, expresada a fin de mes en GWh

i : ndice de variacin del ao

j : ndice de variacin del mes

25.2. El clculo anterior se efecta para cada uno de los siguientes componentes, segn el nivel de tensin:

- Red de Muy Alta Tensin (MAT)

- Transformacin MAT/AT

- Red de Alta Tensin (AT)

- Transformacin AT/MT

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Artculo 26.- Peaje Acumulado por Nivel de Tensin 26.1. El peaje acumulado por cada nivel de tensin, resulta de agregar los

peajes correspondientes segn la secuencia de los niveles de tensin en el sentido del flujo de la energa.

Peaje Acumulado MAT = PUMAT

Peaje Acumulado AT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT

Peaje Acumulado MT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT + PUAT/MT

Donde:

PUMAT Peaje unitario por transporte en MAT

PUMAT/AT Peaje unitario por transformacin MAT/AT

PUAT Peaje unitario por transporte en AT

PUAT/MT Peaje unitario por transformacin AT/MT

26.2. Este Peaje Acumulado por nivel de tensin debe reajustarse anualmente con la liquidacin de los ingresos del ao anterior correspondiente al Peaje e Ingreso Tarifario, calculada segn el procedimiento establecido por el OSINERGMIN, en el que se tendr en cuenta las variaciones con respecto al Plan de Inversiones (desvos en las fechas de puesta en servicio y menor capacidad- calidad, a las previstas en el Plan de Inversin).

Artculo 27.- Compensacin Mensual (CM) 27.1. Por cada grupo de instalaciones asignadas a un mismo grupo de

Generadores se determina un nico monto de compensacin.

27.2. La compensacin se asigna a cada generador de acuerdo con el procedimiento establecido por el OSINERGMIN.

27.3. La CM resulta de aplicar al CMA la frmula de pagos uniformes para un periodo de 12 meses, segn la siguiente expresin:

DECMACM

Donde: CMA, es la parte del CMA asignado a los Generadores

Artculo 28.- Frmulas de Actualizacin de los CMA, Peajes y Compensaciones 28.1. Para cada rea de Demanda se definir una frmula de actualizacin

para los SSTD y otra para los dems tipos de sistemas asignados a la misma rea de Demanda. Asimismo, se definir una frmula de actualizacin por cada grupo de instalaciones asignadas a un mismo grupo de generadores.

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28.2. Las frmulas de actualizacin se determinan sobre la base de los porcentajes de participacin en el CMA de los recursos provenientes del extranjero (moneda extranjera), los recursos de procedencia local (moneda nacional), los costos del Aluminio y los costos del Cobre.

28.3. A partir de las frmulas de actualizacin se determina el Factor de Actualizacin (FA), los cuales se aplican a los valores fijados en cada Resolucin de acuerdo con las condiciones de aplicacin sealadas en la misma. La frmula para determinar el FA es la siguiente:

oo PalPald

PcPcc

IPMIPMb

TcTcaFA

oo

Donde:

FA : Factor de actualizacin

TC : Tipo de cambio para el Dlar de los Estados Unidos de Norteamrica, calculado por la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP del Per, cotizacin de oferta y demanda, tipo de cambio promedio ponderado, valor venta correspondiente al ltimo da hbil del mes anterior al de su aplicacin, publicado en el Diario Oficial El Peruano, o el que lo reemplace.

TCo : Tipo de cambio inicial, calculado por la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP del Per, cotizacin de oferta y demanda, tipo de cambio promedio ponderado, correspondiente al valor de venta del ltimo da hbil del mes de marzo del ao de entrada en vigencia de los peajes y compensaciones, publicado en el Diario Oficial El Peruano, o el que lo reemplace.

IPM : ndice General al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadstica e Informtica. Se tomar el valor del mes anterior al de su aplicacin, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

IPMo : ndice General al Por Mayor inicial, el cual corresponde al mes de marzo del ao de entrada en vigencia de los peajes y compensaciones, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

Pc = ndice del Precio del Cobre, calculado como el promedio del precio medio mensual de los ltimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerarn los doce meses que terminan con el tercer mes anterior a aquel en que los CMA resultantes sern aplicados. Para la obtencin de este indicador se tomar en cuenta la cotizacin de la libra de cobre Londres en ctv. US$/lb, publicado en la Nota Semanal del Banco Central de Reserva del Per Cotizaciones CIF de Productos (Datos promedio del periodo).

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Pc0 = ndice inicial del Precio del Cobre, se calcula de manera similar al Pc pero con los ltimos 12 meses anteriores al mes de abril del ao de entrada en vigencia de los peajes y compensaciones.

Pal = ndice del precio del Aluminio calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las ltimas cincuenta y dos (52) semanas en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerar las ltimas 52 semanas que terminan con la cuarta semana del tercer mes anterior a aquel en que los CMA sern aplicados. Para la obtencin de este indicador se tomar en cuenta el valor promedio semanal (week avg.) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange (LME HG Cash) publicado por la revista Platts Metals Week.

Pal0 = ndice inicial del precio del Aluminio, se calcula de manera similar al Pal pero con los datos de las ltimas cincuenta y dos (52) semanas anteriores al mes de abril del ao de entrada en vigencia de los peajes y compensaciones.

a : Porcentaje de participacin del costo de procedencia extranjera (sin incluir el componente Cobre y Aluminio).

b : Porcentaje de participacin del costo de procedencia nacional (sin incluir el componente Cobre y Aluminio).

c : Porcentaje de participacin de costos del Aluminio

d : Porcentaje de participacin de costos del Cobre

28.4. Los coeficientes a, b, c y d, de la frmula de actualizacin resultan del cociente del valor de cada componente entre el valor total.

28.5. La actualizacin de los costos de inversin se entienden implcitos en la frmula de actualizacin de los CMA.

TITULO III FORMATOS Y MEDIOS

CAPITULO PRIMERO Generalidades

Artculo 29.- Indicaciones Generales 29.1. Los titulares de los sistemas de transmisin debern presentar sus

propuestas de tarifas y compensaciones por sus SST y/o SCT, en los formatos contenidos en los Anexos 1 al 6 de la presente norma, debiendo aplicar en la utilizacin de los mismos los conceptos y requisitos que se indican en los Captulos siguientes del presento Ttulo.

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29.2. En todos los formatos, deber tenerse presente los conceptos que se listan a continuacin, salvo indicacin contraria:

Alternativa: Nombre de la alternativa de configuracin analizada para la determinacin del Sistema Elctrico a Remunerar (SER).

Ao(s): Ao o aos comprendidos en el Estudio, segn se indique, de la vigencia de los Peajes y Compensaciones, de la proyeccin de la demanda o de los aos considerados para el clculo de peajes. Se consideran enteros, es decir desde el mes de enero hasta el mes de diciembre. Para el clculo de Peajes y Compensaciones el ao 1 se inicia en el mes de mayo del ao en que entra en vigencia la fijacin tarifaria.

Barra: Nombre de la barra que pertenece a una SET.

Bloque horario: Punta, media o base

Demanda de Energa: Valor numrico con dos decimales igual a la sumatoria de las ventas de energa y el porcentaje de prdidas en MT y BT, expresado en MWh.

Factor de potencia: Factor de potencia de la demanda a nivel de la SET, igual a 0,95.

ME: Costos de procedencia extranjera expresados en US$ con dos decimales.

MN: Costos de procedencia nacional expresados en US$ con dos decimales.

Nivel de Tensin: Corresponde al nivel de tensin:

- Muy Alta Tensin (MAT) para valores de 220 o 138 kV.

- Alta Tensin (AT) para valores mayores o igual a 30 kV e inferiores a 138 kV.

- Media Tensin (MT) para valores inferiores a 30 kV y superiores a 1 kV.

- Baja Tensin (BT) para valores hasta 1 kV.

Potencia: Valor con dos decimales, equivalente a la demanda de potencia en barra a la hora de mxima demanda de la SET. Se calcula con la demanda de potencia y el factor de contribucin a la punta.

Potencia coincidente: Valor con dos decimales, expresado en MW, de la potencia a la hora de mxima demanda del SEIN. Se calcula con la demanda de potencia y el factor de simultaneidad. .

Sistema Elctrico: SST y/o SCT alimentado desde una o varias Barras de Referencia de Generacin, para el cual se puede dimensionar el SER de manera independiente de los dems SST y SCT.

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Subestacin o SET: Subestacin de transmisin que pertenece al SST o SCT.

Tensin: Valor numrico con un decimal de la tensin nominal de la barra o del punto de alimentacin del cliente libre.

Titular: Nombre de la empresa propietaria de la concesin de transmisin.

Venta de Energa: Valor numrico con dos decimales, expresado en MWh, que corresponde a la energa entregada a los clientes regulados o libres, sin incluir las prdidas en MT y BT. Los datos corresponden a toda la demanda servida por los SST y/o SCT que atienden una misma rea de Demanda, independientemente si son clientes o no de las respectivas empresas concesionarias de distribucin.

29.3. Los formatos debidamente rellenados se presentarn en forma impresa y en un disco compacto los archivos correspondientes en formato de hoja de clculo. En caso de ser necesario, debido al volumen de la informacin, se podr presentar en formato de texto separado por comas.

29.4. Los Artculos siguientes describen los formatos y la forma de consignar la informacin.

Artculo 30.- Descripcin Global 30.1. Los formatos se clasifican en seis grupos:

30.1.1. Formatos de Informacin General: Contiene la informacin bsica de las caractersticas del SER y de las instalaciones reales comprendidas en la fijacin de Peajes y/o Compensaciones. Est conformado por 3 formatos denominados F-001 a F003, los mismos que se encuentran en el Anexo 1 de la presente norma

30.1.2. Formatos de demanda: En los cuales se consignarn los datos empleados y los resultados obtenidos de la proyeccin de la demanda atendida por el SST y/o SCT. Est conformado por 26 formatos denominados F-101 al F-126, los mismos que se encuentran en el Anexo 2 de la presente norma.

30.1.3. Formatos del Sistema Elctrico a Remunerar: En los cuales se consignarn los datos empleados y los resultados obtenidos en la determinacin del SER. Est conformado por 16 formatos denominados F-201 al F-216, los que se encuentran en el Anexo 3 de la presente norma.

30.1.4. Formatos de Costos de Inversin: En los cuales se consignarn los datos y resultados de costos de inversin del SER. Est conformado por 9 formatos denominados F-301 al F-309, los que se encuentran en el Anexo 4 de la presente norma.

30.1.5. Formato de Costo de Operacin y Mantenimiento: En el cual se consignarn los datos y resultados de los costos de operacin y

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mantenimiento de los

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