10 de febrero de 2009

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

2. Contenido • Antecedentes • Criterios • Metodología • Principales Problemas de las Propuestas • Resultados Obtenidos

3. I. Antecedentes

4. La Transmisión dentro del Sector Eléctrico Para disfrutar la energía eléctrica se requieren tres cosas: generarla, transportarla y distribuirla Generación Transmisión Distribución Demanda Transmisión Generación Distribución Generación 4

5. La Transmisión Instalaciones que permiten llevar la energía desde las centrales de generación, hasta los sistemas de distribución de la energía. Las instalaciones de transmisión también son las que interconectan distintos de sistemas eléctricos, para aprovechar la energía de menor costo de zonas lejanas. En el Perú las instalaciones de transmisión son: Las líneas con tensión > 30 Kilovoltios Las subestaciones de transmisión con tensión mayor a 30 kV 5

6. Colombia Central Hidroeléctrica Central Termoeléctrica Subestación Eléctrica Líneas de Transmisión DT ST 220 kV 220 kV 138 kV 138 kV 30-69 kV Máxima Demanda de Potencia 3966 MW Ecuador Zorritos Tumbes Poechos Talara Sullana Paita Curumuy Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) Piura Moyobamba Gera Carhuaquero Tarapoto Chiclayo Cajamarca Bellavista Gallito Ciego Brasil Pacasmayo Guadalupe Trupal Trujillo Sur Pucallpa Trujillo Cañón del Pato Aguaytía Chimbote Huaraz Tingo María Huánuco Vizcarra Paragsha Yaupi Paramonga Cahua Huacho Yanango Zapallal Chimay CAMISEA Ventanilla Mantaro B o l i v i a Chavarría Restitución Santa Rosa Machupicchu San Juan Cachimayo Huancavelica Cusco Independencia Quencoro San Gabán Abancay Ica Cotaruse Tintaya Azángaro Marcona Juliaca Charcani V San Nicolás Ducto Gas Natural Charcani I, II, III, IV y VI Puno Chilina Botiflaca Océano Pacífico Socabaya Moquegua Mollendo Toquepala Tv Ilo 2 Aricota Ilo 1 Tacna

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

8. Pirámide Jerárquica del Nuevo Marco Regulatorio de la Transmisión Ley 28832 y LCE Reglamento de Transmisión (D.S. 027-2007) Reglamento de la LCE Norma Tarifas SST-SCT (Res. 023-2008-OS/CD) Procedimientos Específicos: • Módulos Estándares de Inversión (Res 343-2008-OS/CD) • Porcentajes de COyM (Res 635-2007-OS/CD) • Áreas de Demanda (Res 634-2007-OS/CD) • Altas y Bajas (Res 024-2007-OS/CD) • Liquidación (Res 022-2008-OS/CD) • Asignación de Cargos de Transmisión SST/SCT (Res 383-2008-OS/CD)

9. Diferencias

10. Etapas previas a la Audiencia Pública

11. II. Criterios

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

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

14. Criterios Generales (3) • Variable a proyectar: Ventas de energía sin incluir pérdidas en MT y BT • Usuarios menores: Ventas totales del área de demanda mediante modelos econométricos. • Usuarios mayores: Ventas por usuarios libre en base a sus requerimientos. • Nuevas demandas • Documentación que sustente la demanda y cronograma de incorporación

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

16. III. Metodología

17. Flujograma del Proceso de Cálculo Asignación responsabilidad de pago Información del ST Criterios para determinar el SER Proyección de Demanda Costos Estándares de Inversión y % para determinar COyM Definición del SER Costos de Inversión Factores de Pérdidas Ingresos Tarifarios Costos Estándares de OyM CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmulas de actualización

18. Proyección de la Demanda

19. Proyección de la Demanda (Etapas) Recopilación de Información Caracterización espacial de la carga Proyección de la demanda de energía Conversión de Proyección de energía a potencia

20. Recopilación Información Requerida (1) • Se dispondrá de la siguiente información: • Factor de Carga (FC), Factor de Contribución a la Punta (FCP) y Factor de Simultaneidad (FS), para Usuarios Menores, por cada nivel de tensión de cada SET. • Para Usuarios Menores, registro de la potencia cada 15 minutos de alimentadores y transformadores de SETs para el día de máxima demanda del sistema eléctrico. • Factor de participación en potencia a la hora de máxima demanda del sistema eléctrico (FPHMS) de Usuarios Menores. • Factor de participación en energía respecto a la demanda de energía total del Área de Demanda (FPMWHS) de Usuarios Menores.

21. Recopilación Información Requerida (2) • Variables independientes • PBI por Departamentos • Fuente: INEI • “Perú: Compendio Estadístico 2003” • “Producto Bruto Interno por Departamentos 2001 – 2006” • Población por Departamentos • Censos Nacionales de Población 1993 y 2005 • Fuente: INEI • Clientes por sistema eléctrico • Fuente: Base de datos OSINERGMIN

22. Recopilación Información Requerida (3) • Información Histórica • Ventas de energía Usuarios Menores • Regulados: • Ventas anuales de energía por sistema eléctrico • Fuente: Propuestas de titulares y Base de datos OSINERGMIN • Período 1996 – 2007 • Libres: • Ventas anuales de energía por cliente libre • Fuente: Propuestas de titulares y Base de datos OSINERGMIN • Período 1998 - 2007

23. Recopilación Información Requerida (4) • Otros datos de demanda • Datos de demanda de cada Usuario Mayor (Máxima Demanda, Demanda coincidente con Máxima Demanda del SEIN, Energía, FCP, FS), así como, las encuestas de evolución de su demanda. • Demandas nuevas o proyectos de expansión a incorporarse en el sistema eléctrico sustentados (según lo señalado en el numeral 7.2.8 de la NORMA TARIFAS).

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

25. Proyección demanda energía Usuarios Menores (1) • Modelos tendenciales • Proyección a partir de curvas determinísticas. • Reflejan la tendencia global de la serie durante el período histórico. • Dependen de la evolución de la variable en el pasado. • Se consideran curvas de tipo lineal, logarítmicas, curvas cuadráticas con y sin logaritmos.

26. Proyección demanda energía Usuarios Menores (2) • Modelos econométricos • Incorporan variables explicativas que resulten significativas para representar la evolución de las ventas de energía. • Se consideran modelos que incorporen las siguientes variables: • PBI • PBI + Población • PBI + Clientes • PBI + variables Ventas de energía rezagada un período

27. Proyección demanda energía Usuarios Menores (3) • Complementación de los métodos de proyección • Hasta el año 2011: Resultados del modelo econométrico. • Se fija un horizonte de proyección para el período 2012-2018 en base a los resultados del modelo de tendencia seleccionado.

28. Proyección demanda energía Usuarios Menores (4) • Proyección de Variables Explicativas • Proyección del PBI: Para desagregar la proyección del PBI Nacional se calcula un factor que relaciona la tasa de crecimiento del PBI departamental con la Nacional durante el período histórico. Se promedia el factor de los años 2005 y 2006 y se aplica a la tasa de crecimiento estimada por el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) hasta el año 2011, publicada en el “Marco Macroeconómico Multianual 2009-2011 (Actualizado al mes de Agosto de 2008)”. • Proyección de Población Regional: En Base a las estimaciones quinquenales entre 1995 y 2015 del INEI. • Proyección de Clientes: Estimación de modelos de tendencia.

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

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

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

32. Esquema de Proyección

33. Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER)

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

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

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

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

38. Factores de Pérdidas Medias

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

40. Cálculo de Peajes

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

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

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

44. CMA SCT • El CMA para el SCT se calcula como la suma de: • @CI: Anualidad del Costo de Inversión del nivel de tensión “n”, referido al final del año: • Vida útil de 30 años • Tasa de Actualización vigente según Artículo 79º de la LCE (12%). • COyM: Costo estándar de Operación y Mantenimiento. • Preliminarmente se han considerado todas las instalaciones implementadas desde el 24 de julio de 2006, declaradas como altas en las propuestas de las empresas con cargo a que esto se regularice con la información que verifique dichas altas, según lo establecido en el Procedimiento aprobado con Resolución OSINERGMIN N°024-2008-OS/CD. • Por excepción (3ra Disp. Transitoria de D.S. 027-2007-EM), el primer Plan de Inversiones se inicia a partir del 24 de julio de 2006, fecha que entró en vigencia la Ley N° 28832.

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

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

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

48. Cálculo de Compensaciones

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

50. IV. Principales Problemas de las Propuestas