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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe N° 0429-2007-GART

Análisis de Comentarios y Sugerencias al Proyecto de Norma “Tarifas y

Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de

Transmisión”

Lima, diciembre de 2007

OSINERGMIN Informe N° 0429-2007-GART

Análisis de los comentarios y sugerencias al Proyecto de Norma "Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”

iii

Resumen Ejecutivo

En el marco de la reforma de la Ley 28832 y las modificaciones realizadas al Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas mediante el Decreto Supremo 027-2007-EM, con fecha 03 de octubre de 2007, mediante la Resolución OSINERGMIN N° 580-2007-OS/CD, se publicó el proyecto de norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (en adelante “Proyecto de Norma”), a fin que en un plazo de 20 días calendarios las empresas titulares e interesados presenten sus opiniones y sugerencias a dicho proyecto de resolución, sin que ello tenga carácter vinculante ni de lugar a procedimiento administrativo.

Dentro del plazo otorgado, se han recibido y analizado 142 comentarios y sugerencias de un total de nueve interesados. Así mismo, se han analizado 12 comentarios y sugerencias relacionados con esta Norma, los cuales fueron presentados a los proyectos de normas: "Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión” y “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión”; así como, a la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”:

Como resultado del análisis, se han acogido diversos comentarios, dentro los cuales destacan los siguientes temas:

- Que se simplifique el procedimiento para la proyección de la demanda de manera que no se realice de manera desagregada para cada grupo de usuario (residencial, comercial, industrial, alumbrado público), sino de manera agregada por área de demanda.

- Que los titulares de instalaciones dentro de una misma área de demanda, presenten sus Estudios de manera individual o en forma conjunta, en lugar que presenten obligatoriamente en forma conjunta.

- Que para determinar el Sistema Eléctrico a Remunerar correspondiente a las instalaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión de Demanda y Sistemas Complementarios de Transmisión de Libre Negociación, no se apliquen los mismos procedimientos de optimización que se aplican a los demás tipos de instalaciones.

- Que para las instalaciones asignadas a la demanda conectada a todo el Sistema Interconectado Nacional, se tome en cuenta la proyección de demanda determinada en la fijación de Precios en Barra, el Plan de Transmisión y en el Plan Referencial de Electricidad.



iv

En este sentido, se recomienda realizar las modificaciones al Proyecto de Norma, según el contenido en los diversos numerales del capítulo 2 del presente informe.



v

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 1

2. ANÁLISIS DE COMENTARIOS Y SUGERENCIAS RECIBIDAS ................................................. 3 2.1 COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE EDECAÑETE S.A. ................................................................................ 3

2.1.1 Comentario 1 ................................................................................................................................................. 3 2.1.2 Comentario 2 ................................................................................................................................................. 4 2.1.3 Comentario 3 ................................................................................................................................................. 5 2.1.4 Comentario 4 ................................................................................................................................................. 5 2.1.5 Comentario 5 ................................................................................................................................................. 6 2.1.6 Comentario 6 ................................................................................................................................................. 9 2.1.7 Comentario 7 ............................................................................................................................................... 10

2.2 COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE EDEGEL S.A.A. ................................................................................ 11 2.2.1 Comentario 8 ............................................................................................................................................... 11 2.2.2 Comentario 9 ............................................................................................................................................... 11 2.2.3 Comentario 10 ............................................................................................................................................. 13 2.2.4 Comentario 11 ............................................................................................................................................. 14 2.2.5 Comentario 12 ............................................................................................................................................. 14

2.3 COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE ELECTROANDES S.A. ........................................................................ 16 2.3.1 Comentario 13 ............................................................................................................................................. 16 2.3.2 Comentario 14 ............................................................................................................................................. 17 2.3.3 Comentario 15 ............................................................................................................................................. 18

2.4 COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE ELECTROCENTRO S.A. ..................................................................... 18 2.4.1 Comentario 16 ............................................................................................................................................. 18 2.4.2 Comentario 17 ............................................................................................................................................. 19 2.4.3 Comentario 18 ............................................................................................................................................. 19 2.4.4 Comentario 19 ............................................................................................................................................. 20 2.4.5 Comentario 20 ............................................................................................................................................. 21 2.4.6 Comentario 21 ............................................................................................................................................. 22

2.5 COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE ELECTRO SUR ESTE S.A. .................................................................. 22 2.5.1 Comentario 22 ............................................................................................................................................. 22 2.5.2 Comentario 23 ............................................................................................................................................. 23 2.5.3 Comentario 24 ............................................................................................................................................. 29 2.5.4 Comentario 25 ............................................................................................................................................. 30 2.5.5 Comentario 26 ............................................................................................................................................. 30 2.5.6 Comentario 27 ............................................................................................................................................. 31 2.5.7 Comentario 28 ............................................................................................................................................. 31 2.5.8 Comentario 29 ............................................................................................................................................. 32 2.5.9 Comentario 30 ............................................................................................................................................. 32 2.5.10 Comentario 31 ............................................................................................................................................. 33 2.5.11 Comentario 32 ............................................................................................................................................. 33 2.5.12 Comentario 33 ............................................................................................................................................. 34 2.5.13 Comentario 34 ............................................................................................................................................. 34 2.5.14 Comentario 35 ............................................................................................................................................. 35 2.5.15 Comentario 36 ............................................................................................................................................. 35 2.5.16 Comentario 37 ............................................................................................................................................. 36 2.5.17 Comentario 38 ............................................................................................................................................. 37 2.5.18 Comentario 39 ............................................................................................................................................. 38 2.5.19 Comentario 40 ............................................................................................................................................. 38 2.5.20 Comentario 41 ............................................................................................................................................. 39 2.5.21 Comentario 42 ............................................................................................................................................. 39 2.5.22 Comentario 43 ............................................................................................................................................. 40 2.5.23 Comentario 44 ............................................................................................................................................. 40 2.5.24 Comentario 45 ............................................................................................................................................. 41 2.5.25 Comentario 46 ............................................................................................................................................. 41 2.5.26 Comentario 47 ............................................................................................................................................. 42 2.5.27 Comentario 48 ............................................................................................................................................. 42 2.5.28 Comentario 49 ............................................................................................................................................. 42 2.5.29 Comentario 50 ............................................................................................................................................. 43 2.5.30 Comentario 51 ............................................................................................................................................. 43

2.6 COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE ENERSUR S.A. .................................................................................. 44 2.6.1 Comentario 52 ............................................................................................................................................. 44 2.6.2 Comentario 53 ............................................................................................................................................. 45



vi

2.6.3 Comentario 54 ............................................................................................................................................. 45 2.6.4 Comentario 55 ............................................................................................................................................. 46 2.6.5 Comentario 56 ............................................................................................................................................. 46 2.6.6 Comentario 57 ............................................................................................................................................. 47 2.6.7 Comentario 58 ............................................................................................................................................. 47 2.6.8 Comentario 59 ............................................................................................................................................. 48 2.6.9 Comentario 60 ............................................................................................................................................. 48 2.6.10 Comentario 61 ............................................................................................................................................. 49 2.6.11 Comentario 62 ............................................................................................................................................. 49 2.6.12 Comentario 63 ............................................................................................................................................. 50 2.6.13 Comentario 64 ............................................................................................................................................. 50

2.7 COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE LUZ DEL SUR S.A.A. ........................................................................ 51 2.7.1 Comentario 65 ............................................................................................................................................. 51 2.7.2 Comentario 66 ............................................................................................................................................. 52 2.7.3 Comentario 67 ............................................................................................................................................. 53 2.7.4 Comentario 68 ............................................................................................................................................. 54 2.7.5 Comentario 69 ............................................................................................................................................. 54 2.7.6 Comentario 70 ............................................................................................................................................. 55 2.7.7 Comentario 71 ............................................................................................................................................. 55 2.7.8 Comentario 72 ............................................................................................................................................. 56 2.7.9 Comentario 73 ............................................................................................................................................. 56 2.7.10 Comentario 74 ............................................................................................................................................. 57 2.7.11 Comentario 75 ............................................................................................................................................. 57 2.7.12 Comentario 76 ............................................................................................................................................. 57 2.7.13 Comentario 77 ............................................................................................................................................. 58 2.7.14 Comentario 78 ............................................................................................................................................. 58 2.7.15 Comentario 79 ............................................................................................................................................. 59 2.7.16 Comentario 80 ............................................................................................................................................. 59 2.7.17 Comentario 81 ............................................................................................................................................. 60 2.7.18 Comentario 82 ............................................................................................................................................. 60 2.7.19 Comentario 83 ............................................................................................................................................. 61 2.7.20 Comentario 84 ............................................................................................................................................. 61 2.7.21 Comentario 85 ............................................................................................................................................. 62 2.7.22 Comentario 86 ............................................................................................................................................. 62 2.7.23 Comentario 87 ............................................................................................................................................. 62 2.7.24 Comentario 88 ............................................................................................................................................. 63 2.7.25 Comentario 89 ............................................................................................................................................. 64 2.7.26 Comentario 90 ............................................................................................................................................. 64 2.7.27 Comentario 91 ............................................................................................................................................. 65 2.7.28 Comentario 92 ............................................................................................................................................. 66 2.7.29 Comentario 93 ............................................................................................................................................. 66

2.8 COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE REDESUR S.A. .................................................................................. 67 2.8.1 Comentario 94 ............................................................................................................................................. 67 2.8.2 Comentario 95 ............................................................................................................................................. 68 2.8.3 Comentario 96 ............................................................................................................................................. 68 2.8.4 Comentario 97 ............................................................................................................................................. 69 2.8.5 Comentario 98 ............................................................................................................................................. 69 2.8.6 Comentario 99 ............................................................................................................................................. 70 2.8.7 Comentario 100 ........................................................................................................................................... 70 2.8.8 Comentario 101 ........................................................................................................................................... 71 2.8.9 Comentario 102 ........................................................................................................................................... 71 2.8.10 Comentario 103 ........................................................................................................................................... 72 2.8.11 Comentario 104 ........................................................................................................................................... 72 2.8.12 Comentario 105 ........................................................................................................................................... 73 2.8.13 Comentario 106 ........................................................................................................................................... 73 2.8.14 Comentario 107 ........................................................................................................................................... 74 2.8.15 Comentario 108 ........................................................................................................................................... 74 2.8.16 Comentario 109 ........................................................................................................................................... 75 2.8.17 Comentario 110 ........................................................................................................................................... 75 2.8.18 Comentario 111 ........................................................................................................................................... 76 2.8.19 Comentario 112 ........................................................................................................................................... 76

2.9 COMENTARIOS Y SUGERENCIAS DE RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A....................................................... 77 2.9.1 Comentario 113 ........................................................................................................................................... 77 2.9.2 Comentario 114 ........................................................................................................................................... 77 2.9.3 Comentario 115 ........................................................................................................................................... 78 2.9.4 Comentario 116 ........................................................................................................................................... 79 2.9.5 Comentario 117 ........................................................................................................................................... 79



vii

2.9.6 Comentario 118 ........................................................................................................................................... 80 2.9.7 Comentario 119 ........................................................................................................................................... 80 2.9.8 Comentario 120 ........................................................................................................................................... 81 2.9.9 Comentario 121 ........................................................................................................................................... 81 2.9.10 Comentario 122 ........................................................................................................................................... 82 2.9.11 Comentario 123 ........................................................................................................................................... 82 2.9.12 Comentario 124 ........................................................................................................................................... 83 2.9.13 Comentario 125 ........................................................................................................................................... 84 2.9.14 Comentario 126 ........................................................................................................................................... 84 2.9.15 Comentario 127 ........................................................................................................................................... 86 2.9.16 Comentario 128 ........................................................................................................................................... 86 2.9.17 Comentario 129 ........................................................................................................................................... 87 2.9.18 Comentario 130 ........................................................................................................................................... 88 2.9.19 Comentario 131 ........................................................................................................................................... 88 2.9.20 Comentario 132 ........................................................................................................................................... 89 2.9.21 Comentario 133 ........................................................................................................................................... 90 2.9.22 Comentario 134 ........................................................................................................................................... 91 2.9.23 Comentario 135 ........................................................................................................................................... 92 2.9.24 Comentario 136 ........................................................................................................................................... 93 2.9.25 Comentario 137 ........................................................................................................................................... 93 2.9.26 Comentario 138 ........................................................................................................................................... 94 2.9.27 Comentario 139 ........................................................................................................................................... 94 2.9.28 Comentario 140 ........................................................................................................................................... 95 2.9.29 Comentario 141 ........................................................................................................................................... 96 2.9.30 Comentario 142 ........................................................................................................................................... 97

2.10 COMENTARIOS Y SUGERENCIAS PRESENTADAS A OTRAS NORMAS CUYOS CONTENIDOS TIENEN RELACIÓN CON EL ALCANCE DEL PROYECTO DE NORMA ................................................................................................... 98

2.10.1 Comentario 143 ........................................................................................................................................... 99 2.10.2 Comentario 144 ........................................................................................................................................... 99 2.10.3 Comentario 145 ......................................................................................................................................... 100 2.10.4 Comentario 146 ......................................................................................................................................... 101 2.10.5 Comentario 147 ......................................................................................................................................... 101 2.10.6 Comentario 148 ......................................................................................................................................... 102 2.10.7 Comentario 149 ......................................................................................................................................... 103 2.10.8 Comentario 150 ......................................................................................................................................... 104 2.10.9 Comentario 151 ......................................................................................................................................... 105 2.10.10 Comentario 152 ......................................................................................................................................... 105 2.10.11 Comentario 153 ......................................................................................................................................... 106 2.10.12 Comentario 154 ......................................................................................................................................... 107

3. CONCLUSIONES ............................................................................................................................... 109

4. ANEXO A FORMATOS DE DEMANDA ........................................................................... 110


Análisis de los comentarios y sugerencias al Proyecto de Norma "Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”

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1. Introducción

Mediante Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, publicado el 17 de mayo de 2007 se modificó, entre otros, el Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, en el cual se establecen los lineamientos para fijar las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”).

Por otro lado, de acuerdo con la Primera Disposición Transitoria del Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, las Tarifas y Compensaciones de los SST y SCT, que se fijen aplicando el Artículo 139º, se aplicarán a partir del 1 de mayo de 2009.

Para cumplir con el plazo a que se refiere el considerando precedente, es necesario llevar a cabo un procedimiento de fijación de tarifas de los SCT y SST de larga duración que involucra las etapas previstas en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; asimismo, antes del inicio de dicho procedimiento, también es necesario establecer la norma de criterios y metodología, con base en la cual los titulares de los SST y SCT, deberán elaborar sus respectivas propuestas tarifarias.

Con fecha 03 de octubre de 2007, mediante la Resolución OSINERGMIN N° 580-2007-OS/CD, se publicó el proyecto de norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (en adelante “Proyecto de Norma”), a fin que en un plazo de 20 días calendarios las empresas titulares e interesados presenten sus opiniones y sugerencias a dicho proyecto, sin que ello tenga carácter vinculante ni de lugar a procedimiento administrativo.

Hasta el 23 de octubre de 2007, se recibieron mediante carta los comentarios y sugerencias de las siguientes empresas:

Empresa N° de Comentarios

Edecañete S.A. 7

Edegel S.A.A. 5

Electroandes S.A. 3

Electrocentro S.A. 6



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Empresa N° de Comentarios

Electro Sur Este S.A. 30

Enersur S.A. 13

Luz del Sur S.A.A. 29

Redesur S.A. 19

Red de Energía del Perú S.A. 30

Comentarios presentados a otras prepublicaciones relacionadas al Proyecto de Norma

12

Del conjunto de comentarios, se destacan los siguientes temas:

• Que la proyección de la demanda de los Usuarios no se realice de manera desagregada por cada tipo de consumidor (residencial, comercial, alumbrado público), sino de manera agregada por área de demanda.

• Que los titulares que tienen instalaciones de transmisión en una misma área de demanda presenten sus Estudios de fijación tarifaria de manera individual y no obligatoriamente en forma agrupada.

• Que para el cálculo del Costo Medio Anual (en adelante “CMA”) de las instalaciones SST asignadas exclusivamente a la demanda (en adelante “SSTD”) no se considere la demanda del periodo anual agosto 2005 y julio 2006, sino otro periodo anual posterior.

• Que se incluyan, en la fijación tarifaria, las inversiones realizadas entre la última fijación tarifaria y la fecha de entrada en vigencia de la Ley 28832 (23 de julio de 2006).

• Que en la fórmula de actualización del CMA, para las instalaciones distintas a los SSTD, no se consideren los índices asociados al Cobre y al Aluminio.

• Que se precise la forma de cómo se determina el Sistema Eléctrico a Remunerar (en adelante “SER”), el Plan de Inversiones y el Sistema Económicamente Adaptado, dado que para las instalaciones SSTD y SCTLN1 no se emplean los mismos criterios que para los demás tipos de instalaciones de transmisión

• Que la proyección de la demanda sea realizado por el Comité de Operación Económica del Sistema (en adelante “COES”).

El siguiente capítulo contiene el resumen de los comentarios y sugerencias, el análisis de los mismos y las conclusiones.

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



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2. Análisis de Comentarios y Sugerencias Recibidas

2.1 Comentarios y Sugerencias de Edecañete S.A.

En la presente sección se realiza el análisis de los comentarios y sugerencias presentadas por Edecañete S.A. (en adelante EDECAÑETE) con fecha 23 de octubre de 2007.

2.1.1 Comentario 1

a) Comentario EDECAÑETE manifiesta que el Proyecto de Norma corresponde a una norma principal en la determinación de las tarifas y compensaciones y que debe ser analizada conjuntamente con las normas complementarias correspondientes a las Resoluciones OSINERGMIN Nº 484-2007-OS/CD, OSINERGMIN Nº 485-2007-OS/CD, OSINERGMIN Nº 526-2007-OS/CD, OSINERGMIN Nº 581-2007-OS/CD y OSINERGMIN Nº 582-2007-OS/CD. Asimismo, señala que al observarse la norma principal, también son observables las normas complementarias.

Sustento Señala que según el texto de la parte considerativa del proyecto de resolución, la norma se constituye en un procedimiento de fijación de tarifas de los sistemas de transmisión, donde se establece los criterios y metodología para la determinación de las tarifas y compensaciones de los SST y SCT, dejando en calidad de dependientes a las resoluciones mencionadas. Asimismo, señala que al observarse la norma principal, también son observables las normas complementarias, y que estas deben ser analizadas conjuntamente.



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b) Análisis de OSINERGMIN Se debe señalar que la norma materia del presente análisis tiene como objetivo establecer los criterios y metodología para la elaboración de los estudios que sustenten las propuestas de determinación de peajes y compensaciones de los SST y SCT. Este alcance es diferente al de las normas contenidas en las resoluciones prepublicadas a que se refiere el comentario de EDECAÑETE, las mismas que aunque se refieren a la aplicación del marco regulatorio para los SST y SCT tratan de temas que se analizan de manera independiente uno de otro.

Además de lo mencionado, se debe indicar que los plazos para recibir los comentarios a los proyectos publicados, relacionados con las normas mencionadas por EDECAÑETE, vencieron en fecha posterior a la fecha en que EDECAÑETE ha presentado este comentario.

Por las razones expuestas, no es posible considerar, en el presente análisis, comentarios específicos a los demás proyectos de norma a que hace referencia EDECAÑETE.

c) Conclusión No se acoge el comentario.

2.1.2 Comentario 2

a) Comentario Señala que el Proyecto de Norma debe asegurar que la aplicación de la Ley 28832 y del Decreto Supremo Nº 027-2007-EM sea coherente con normas relacionadas o de mayor jerarquía.

Sustento Mientras no se apruebe el Proyecto de Norma, los administrados no disponen de elementos de juicio que permitan interponer algún recurso contra la Ley 28832 y el Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, en tanto se vulneren o sean contrarias a normas de mayor jerarquía.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe señalar que el contenido del Proyecto de Norma ha sido desarrollado en estricto cumplimiento de la Ley 28832, el Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento.

Por otro lado, cabe mencionar que el objeto del comentario de EDECAÑETE se refiere a observar la Ley 28832 y al Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, las mismas que no son materia de la norma en análisis y que incluso son normas de mayor jerarquía; razón por la cual, el procedimiento de aprobación del Proyecto de Norma no es la vía apropiada para recurrir contra la Ley N° 28832 ni el Decreto Supremo N° 027-2007-EM.




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2.1.3 Comentario 3

a) Comentario En relación al numeral 2.1 del Proyecto de Norma referido a presentar en conjunto un único estudio por área de demanda donde los peajes serán los mismos, menciona que deben ser complementadas con los criterios y procedimientos para que las empresas puedan distribuir sus ingresos equitativamente en función a su correspondiente Costo Medio Anual (en adelante “CMA”).

Asimismo, menciona que en el caso de la distribución de ingresos, es necesario se defina un procedimiento similar al FOSE, por el que las empresas de la misma área de demanda liquiden mensualmente sus ingresos y se hagan las correspondientes transferencias.

Por otro lado, manifiesta que para el estudio de demanda debe habilitarse en forma adecuada formularios para cada empresa eléctrica integrante de la misma área.

Sustento Menciona que el Proyecto de Norma se complemente con los criterios y con los procedimientos adecuados, para que las empresas puedan distribuir sus ingresos equitativamente en función a su CMA y que en conjunto se pueda hacer la liquidación anual. Asimismo, sugiere definir un procedimiento similar al FOSE a fin de evitar efectos financieros negativos de liquidaciones y transferencias anuales.

Respecto de la sugerencia de habilitar formularios en forma adecuada, sostiene que tiene como fin el hecho de poder cotejar la información de ventas de energía que las empresas presentan a los diversos organismos.

b) Análisis de OSINERGMIN En relación al primer y segundo párrafo del comentario, se debe indicar que el alcance del Proyecto de Norma no es establecer procedimientos para la distribución de los ingresos. No obstante, OSINERGMIN tomará en cuenta el comentario planteado a fin de considerar las precisiones que correspondan efectuar en su oportunidad.

Con respecto al tercer párrafo del comentario, se debe mencionar que en el numeral 5.3 del Proyecto de Norma, ya se prevé que, además de los formatos establecidos se deben adjuntar los documentos físicos y electrónicos que sustenten los valores presentados en tales formatos, razón por la cual no es necesario establecer formatos adicionales.

c) Conclusión No se acoge el comentario para ser incluido en este Proyecto de Norma.

2.1.4 Comentario 4

a) Comentario En relación al numeral 2.4.4 del informe técnico Nº 0312-2007-GART, donde se señala que el criterio de confiabilidad se ha extendido para las mayores ciudades, tomando como referencia a la ciudad del Cusco, cuya máxima demanda está en el orden de los 30 MW, manifiesta que el criterio de selección de demandas mayores a la potencia de 30MW no es el adecuado. En este sentido, menciona que el



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criterio N-1 debiera extenderse para los sectores típicos 1 y 2 de acuerdo a la normativa existente, en lugar de crear una clasificación en paralelo por nivel de demanda, toda vez que ello resulta subjetivo y discriminatorio.

Sustento Manifiesta que uno de los motivos principales para la aplicación del criterio N-1, es el cumplimiento de los estándares de la NTCSE, el cual establece los mismos estándares de calidad de servicio para los sectores típicos 1 y 2. En este sentido, menciona que la NTCSE no determina los estándares de calidad por ubicación geográfica ni por el tamaño de la demanda, sino por sectores típicos.

Por otro lado, a manera de ejemplo cita el caso de la ciudad de Cañete, el cual a pesar de no llegar a tener la demanda del Cusco, también pertenece al sector típico 2, siendo en este caso aplicable los mismos estándares de calidad del servicio eléctrico. Por lo indicado, concluye que resultaría discriminatorio y oneroso que se otorgue al Cusco el criterio de confiabilidad N-1 y a Cañete no.

b) Análisis de OSINERGMIN Si bien es cierto, la NTCSE establece indicadores de calidad del suministro, el numeral del Proyecto de Norma observado por EDECAÑETE, establece criterios de confiabilidad, los cuales no tienen el mismo fin de los mencionados indicadores. En ese sentido, para los criterios de confiabilidad no necesariamente se debe aplicar la misma clasificación de los criterios de calidad establecidos en la NTCSE. Además, en el numeral 13.2.1 del Proyecto de Norma, se dispone que no se debe exceder las tolerancias de calidad del producto y suministro establecidas en la NTCSE, con lo cual, se toma en cuenta plenamente esta norma.

Cabe precisar, en relación con la confiabilidad, que las ciudades con mayores demandas tienen como agentes activos necesarios para el desarrollo y sostenimiento de la ciudad, a los industriales, comerciales, entidades gubernamentales, hospitales, usuarios, entre otros. En este sentido, y en forma similar al caso de Lima, es razonable que las ciudades con demandas mayores a 30 MW cuenten con el criterio de confiabilidad N-1.


2.1.5 Comentario 5

a) Comentario El procedimiento para la determinación de los CMA es antitécnico e ilegal, y no prevé los mecanismos que asegura a las empresas una adecuada remuneración de sus inversiones. En este sentido, presenta las siguientes observaciones:

1. No reconoce las inversiones desde el año 2003 al año 2006.

2. El modelo planteado considera un peaje que deriva en un ingreso anual menor al CMA que le dio origen.

3. Ilegalidad del modelo.

Recomienda lo siguiente:



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1. El CMA debe considerar la demanda del séptimo año después de la regulación donde se fijó el correspondiente peaje, a fin que los ingresos sean efectivamente iguales al CMA.

2. Todas las instalaciones o refuerzos efectuados con posterioridad, deben ser consideradas dentro del Plan de Inversiones a evaluar en la regulación del año 2009.

3. Dejar sin efecto la Tercera Disposición Transitoria del Decreto Supremo N° 027-2007-EM (en adelante “DS027”), dado que contraviene a normas de mayor jerarquía.

Por otro lado, señala que el Proyecto de Norma debe asegurar que el DS027, sea coherente con normas de mayor jerarquía.

Sustento La remuneración de los actuales SSTD no será en base a un costeo de sus instalaciones, sino que se asumirá que el CMA es igual a los ingresos generados por la aplicación de peajes al 31 de marzo 2009, considerando una demanda de energía correspondiente al periodo agosto 2005 – julio 2006. En este sentido, señala que el procedimiento es antitécnico e ilegal agregando las siguientes razones:

1. No reconoce las inversiones desde el año 2003 al año 2006.

Las empresas han realizado inversiones en este periodo según sus necesidades técnicas, sin considerar el SEA tarifario. Señala que las empresas requieren que se actualicen las tarifas en base a las inversiones que vienen efectuando. Con el modelo planteado en el Proyecto de Norma, se estaría perennizando los peajes pasados y se estarían desconociendo las inversiones efectuadas en los últimos años.

2. El modelo planteado considera un peaje que deriva en un ingreso anual menor al CMA que le dio origen.

Señalan que en la actual regulación, recién a partir del séptimo año, se podría asumir que los ingresos generados en aplicación del peaje son equivalentes al CMA, antes de dicho año, los ingresos son menores al CMA. Asimismo, señala que para ninguna empresa los peajes aplicados en el periodo agosto 2005 – julio 2006 tienen una antigüedad de 7 años, por tanto, los ingresos en dicho periodo son menores al CMA. Concluye que el modelo planteado reconoce un CMA menor al reconocido por la actual regulación, lo que resulta oneroso, antitécnico e ilegal.

3. Ilegalidad del modelo.

Al respecto, señala que el modelo contraviene a las siguientes normas:

• Ley de concesiones eléctricas; en cuanto no garantiza el recupero de las inversiones con tasa del 12%.

• Ley marco para el crecimiento de la inversión privada; en cuanto el cambio del modelo tarifario implica inversiones realizadas que no tendrán reconocimiento tarifario.

• Ley del procedimiento administrativo general; en cuanto atenta contra el principio de legalidad y del debido proceso.

Por otro lado, manifiestan que parte del proyecto “SET Cantera” no están incluidos en la tarifa correspondiente del año 2004, mostrando un listado de



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instalaciones que según señalan, tienen sustento técnico y normativo. En este sentido, mencionan que de aprobarse el esquema tarifario propuesto, todas esas inversiones quedarían sin el correspondiente reconocimiento.

b) Análisis de OSINERGMIN En relación al primer extremo (no se reconoce inversiones) y tercer extremo (ilegalidad del modelo) de este comentario, se debe mencionar que exceden al alcance del Proyecto de Norma, debido a que el procedimiento de cálculo del CMA de los SST, que es objeto del comentario de EDECAÑETE, ha sido establecido en el numeral I) del literal b) del Artículo 139º del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”), razón por la cual, no es materia de revisión en el presente Proyecto de Norma, conforme al análisis y conclusión contenido en el numeral N° 2.1.2 anterior.

Sin perjuicio de lo mencionado en el párrafo precedente, se debe señalar que el marco regulatorio en vigencia antes de la publicación de la Ley 28832, establecía que la determinación de las tarifas y compensaciones de los SST se realice mediante un Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”) y no con las inversiones realizadas por los titulares. Sobre este particular, cabe señalar además que la última revisión del SEA de EDECAÑETE se realizó el año 2004, con un horizonte de 15 años y el peaje unitario que se fijó en ese entonces reconoce los costos correspondiente del SEA para satisfacer la demanda en dicho horizonte.

Con respecto al segundo extremo del comentario de EDECAÑETE, referido a que en el cálculo del CMA de los SST se emplee la demanda del año siete a partir de la última fijación tarifaria, se debe recordar lo mencionado en el informe N° 0312-2007-GART2:

“a. El CMA estará conformado por los ingresos de peajes y de ingreso tarifario, en ese sentido se deben especificar los valores de peajes unitarios (para el cálculo del peaje), factores de pérdidas marginales y Precios en Barra (para el cálculo de ingresos tarifarios), así como, el periodo anual para la demanda con la que se calcule los ingresos.

b. Al respecto, el CMA que se determine de este modo remunera a las instalaciones tipo SSTD, las mismas que son las que entraron en operación hasta el 23 de julio de 2006. Por otro lado, el periodo que comprenda el primer Plan de Inversiones se inicia a partir de la vigencia de la Ley Nº 28832, es decir a partir del 24 de julio 2006. Por ello, si se considera datos de demanda para un periodo anual posterior a julio de 2006 se estaría reconociendo de manera duplicada los costos de las instalaciones posteriores al 23 de julio de 2006, tanto a través del CMA del SSTD como en el Plan de Inversiones.”

Asimismo, sin perjuicio de lo anterior, se debe señalar que no es exacto lo planteado por EDECAÑETE, en el sentido que recién en el año número siete el producto del peaje unitario por la demanda se iguala al CMA. En efecto, para el caso particular de EDECAÑETE el producto del peaje unitario por la demanda, que en promedio ha crecido en 11% (como se observa en el cuadro siguiente), ha permitido que el CMA se alcance antes del año siete.

2 Informe que forma parte de la Resolución OSINERGMIN 580-2007-OS/CD que publicó el Proyecto de Norma



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Cuadro N°1 Ingresos vesus CMA de Edecañete

AÑO Demanda Real (MWh)(1)

Peaje MT (2) (ctm S/./KWh)

Ingresos Mil US$ (3)

CMA MilUS$ (4)

% ingresos sobre el

CMA Ago 2005-Jul 2006 80 370 2,0652 520 515 101%

(1) Extraído del Anuario estadístico OSINERGMIN. (2) Resolución OSINERG Nº 141-2004-OS/CD. (3) Incluye los ingresos por peaje e ingreso tarifario. (4) Correspondiente a los peajes fijados en la resolución OSINERG Nº 141-2004-OS/CD.


2.1.6 Comentario 6

a) Comentario Debe corregirse en el Artículo 25º del Proyecto de Norma, el periodo de estudio de 10 a 5 años.

Sustento El numeral 2.8.1 del Informe Técnico Nº 0312-2007-GART, correspondiente al “periodo de flujos de CMA para cálculo de peaje” hace mención que el periodo considerado para el cálculo de peajes sea de cinco años, mientras que el numeral 25.1 del Proyecto de Norma “cálculo del peaje” hace referencia a un periodo de 10 años.

b) Análisis de OSINERGMIN Habiéndose revisado el Artículo 25º del Proyecto de Norma y el numeral 2.8.1 del informe técnico Nº 0312-2007-GART, se verifica que, por omisión se ha considerado diferentes números de años para el horizonte de estudio que se utiliza en el cálculo de peaje, debiendo corresponder únicamente al periodo de 5 años, por las razones que se exponen en el Informe Técnico Nº 0312-2007-GART. En este sentido, es procedente el comentario de EDECAÑETE.

c) Conclusión Se acoge el comentario y se recomienda modificar el numeral 25.1 del Proyecto de Norma, y la definición “n” contenida en dicho numeral, debiendo redactarse de la siguiente manera:

“25.1. Para cada Área de Demanda el CMA se recupera mediante el PU determinado para cada nivel de tensión, como el cociente del valor presente del flujo de CMA-IT anuales y demandas mensuales para un horizonte de 5 años. Se calcula mediante la siguiente expresión:”

“n : Horizonte para cálculo de peaje, equivalente a 5 años”



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2.1.7 Comentario 7

a) Comentario En los módulos estándares de inversión faltan mecanismos para valorizar los refuerzos. Asimismo, menciona que falta establecer los mecanismos para la actualización del COyM.

Sustento No podrán ser valorizados los refuerzos como indica el Proyecto de Norma de altas y bajas, toda vez que ello correspondería a los nuevos materiales. Asimismo, señalan que los refuerzos requieren de mayores costos en mano de obra y estudios, además de la mano de obra en el retiro de los materiales a reemplazar, de ser el caso. Por otro lado, en relación a la valorización del COyM, manifiesta que falta establecer los mecanismos necesarios para su actualización.

b) Análisis de OSINERGMIN El comentario de EDECAÑETE excede el alcance del Proyecto de Norma, debido a que las observaciones presentadas, son objeto de otras normas que fueron prepublicadas con anterioridad.

En efecto, el comentario está referido a las normas de Altas y Bajas y de Porcentajes para determinar el Costo Anual Estándar de Operación y Mantenimiento, las que fueron prepublicadas mediante las resoluciones OSINERGMIN Nº 581-2007-OS/CD y Nº 526-2007-OS/CD respectivamente. En este sentido, la etapa para la recepción de comentarios y sugerencias de las normas señaladas, vencieron el 18 de octubre para la primera y el 03 de setiembre para la segunda. Por lo indicado, al presentarse el comentario el 23 de octubre, cuya fecha es posterior a la etapa de comentarios de ambas normas, no procede el análisis respectivo por estar fuera del plazo.

No obstante, a modo de aclaración, se debe mencionar que, la valorización del incremento de capacidad de las instalaciones de transmisión existentes, conforme se señala en el proyecto de norma de Altas y Bajas, se determina como la diferencia de los costos de los módulos estándares correspondientes, donde cada instalación de transmisión incluye los respectivos costos de campamentos, movilización y desmovilización, gastos de ingeniería, costos administrativos de la empresa, utilidades del contratista, entre otros. En este sentido, la diferencia de los módulos señalados, cubre con amplitud el costo de desmontaje del componente de la instalación a reforzarse. Por otro lado, respecto del mecanismo para la actualización del porcentaje COyM, se aclara que la fórmula de actualización del CMA incluye la actualización del COyM. Por otro lado, el análisis correspondiente al numeral 2.4.63 del informe técnico 0359-2007-GART que sustenta la resolución

3 Análisis del numeral 2.4.6 del informe 0359-2007-GART: De acuerdo al marco normativo vigente, la próxima actualización de los porcentajes COyM tendrá vigencia a

partir del año 2015, por esta razón, la elaboración del mecanismo a seguir para la actualización de dichos porcentajes, viene siendo desarrollado con la holgura de tiempo necesario, a fin de permitir la inclusión de aspectos técnicos que mantengan la señal de eficiencia a futuro de los porcentajes COyM. El correspondiente procedimiento será sometido a consideración de los agentes, en la oportunidad de la publicación del proyecto respectivo.



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OSINERGMIN Nº 635-2007-OS/CD, detalla la forma en que se actualizará el porcentaje para calcular el COyM.


2.2 Comentarios y Sugerencias de Edegel S.A.A.

En la presente sección se realiza el análisis de los comentarios y sugerencias presentadas por Edegel S.A.A. (en adelante EDEGEL), con fecha 23 de octubre de 2007.

2.2.1 Comentario 8

a) Comentario Sugieren que OSINERGMIN realice una presentación pública del Proyecto de Norma.

Sustento Sugieren que se realice una presentación pública sobre el Proyecto de Norma, con el fin de que se aclaren los criterios empleados.

b) Análisis de OSINERGMIN El marco normativo que rige el accionar de OSINERGMIN, no obliga a dicho organismo a realizar presentaciones sobre temas vinculados a las normas y procedimientos regulatorios, quedando dicha decisión a facultad del regulador. Por otro lado, a fin de que las nuevas tarifas y compensaciones entren en vigencia en mayo de 2009, tal como lo establece el DS027, es necesario que el Proyecto de Norma se aprueba de la manera más célere posible. En este sentido, considerando que el Proyecto de Norma ha sido prepublicado y se han recibido los comentarios y sugerencias sobre temas puntuales, OSINERGMIN considera que no es necesario efectuar una presentación pública sobre el Proyecto de Norma.


2.2.2 Comentario 9

a) Comentario En el segundo párrafo del numeral 10.1.1, no se especifica si el sustento de las capacidades se refiere a los grupos generadores o de los SST o SCT. Asimismo, menciona que se debe aclarar cuánto de la capacidad de transmisión corresponde a la capacidad de generación y cuánto al requerimiento del sistema.



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EDEGEL sugiere que se establezca un acotamiento en la asignación de capacidades que están vinculadas a los grupos generadores y al resto asignarla a la demanda.

Sustento Manifiesta que si se trata de las capacidades de los sistemas de transmisión vinculados exclusivamente a grupos de generación, las mismas deberían sustentarse con las capacidades máximas de los grupos generadores. Asimismo, debería diferenciarse del caso de SST o SCT cuyas capacidades sean determinadas por requerimientos especificados en los estudios de precios en barra, estudio de conexión del SEIN, planes de expansión, proyectos de inversión.

Por otro lado, señala que la capacidad total de transmisión a que se refiere el numeral 10.1.2 no se condice con el numeral 10.1.1, razón por la cual, señala que la capacidad total de la transmisión podría no depender solamente de capacidades efectivas, sino de factores externos o del SEIN.

Respecto de la sugerencia, menciona que el monto de la asignación de pago está determinado por la capacidad total, el cual puede ser superior a la capacidad de los grupos generadores vinculados al sistema de transmisión, debiendo existir un acotamiento de capacidades.

b) Análisis de OSINERGMIN De la revisión del texto del numeral 10.1.1 del Proyecto de Norma, se observa que, efectivamente se requiere especificar que dicho numeral está referido a las capacidades de los grupos de generación.

En relación al primer y segundo párrafo del comentario, se debe mencionar que de acuerdo al numeral II) del literal c) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, para la remuneración de los SSTG y SSTGD, se debe tomar en cuenta la configuración de un SEA. En ese sentido, para el caso del SSTG, el SEA debe estar adaptado al requerimiento de la generación, mientras que, para los SSTGD, el SEA debe tomar en cuenta la capacidad requerida tanto para la generación como para los Usuarios (consumidores). Por lo indicado, resulta necesario hacer las precisiones respectivas en el Proyecto de Norma.

Con respecto al tercer párrafo del comentario, se debe señalar que el monto de la asignación de pago entre los Generadores y Usuarios, no está determinado por la capacidad total, sino, por el uso y/o beneficio económico que cada instalación les proporciona. También se debe tener en cuenta que de acuerdo a la Sexta Disposición Complementaria Final, cada instalación existente a la fecha de entrada en vigencia de la Ley 28832 se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se venía pagando a dicha fecha y se mantendrá invariable y permanente, mientras dichas instalaciones formen parte del SEA. En ese sentido, no se puede preestablecer un factor de participación de Usuarios o de Generadores, sino que resulta del análisis mencionado.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar la segunda viñeta del numeral 10.1.1 del Proyecto de Norma, debiendo redactarse de la siguiente manera;

“10.1.1

…



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- El sustento de las capacidades de los grupos de generación debe efectuarse mediante: 1) los Estudios de Fijación de Precios en Barra vigentes, 2) los estudios de conexión al SEIN supervisados o conducidos por el COES-SINAC, 3) los planes de expansión de las empresas Generadoras, o 4) los proyectos de inversión conducidos por el Estado Peruano u otras entidades.”

Asimismo, se recomienda agregar el numeral 12.8 en los términos siguientes:

“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.”

2.2.3 Comentario 10

a) Comentario Opina que el método del SEA es práctico solamente para los casos de los SSTD. Asimismo, manifiestan que los sistemas que integran el SEIN se deben planificar en conjunto, sin diferenciar los esquemas a ser empleados tal como el SEA para los SSTG, SSTGD y SCTLN. En este sentido, proponen que los sistemas de transmisión a remunerar, deben corresponder a aquellas configuraciones que anualmente tienen los sistemas, los mismos que evolucionan conforme a la planificación establecida.

Sustento Respecto del SEA, señalan que en diversas conferencias se ha discutido este tema en el sentido de abolir su aplicación. Asimismo, manifiestan que están de acuerdo con los criterios empleados para los SSTPT, SCTPI y SCT059, mientras que para los SSTG, SSTGD y SCTLN no se explican por qué se debe establecer el SEA. En este sentido, mencionan que todos los sistemas en conjunto se deben planificar y estar plasmado en el Plan de Transmisión. Complementan su observación, señalando que no sería correcto establecer sistemas de transmisión distintos a los que se planifican para ser llevados a la realidad solamente con el propósito de recortar el sistema a remunerar.

b) Análisis de OSINERGMIN El establecimiento del SEA para los SSTG, SSTGD y SCTLN, obedece estrictamente a la aplicación del marco legal vigente. En efecto, el numeral II4 del literal c) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, establece que para el caso de las instalaciones a que se refiere el literal c) del numeral 27.2 del Artículo 27º de la Ley 28832 y de las instalaciones del SST, excepto aquellas a que se refiere el numeral I) del literal b) del Artículo 139º, las cuales corresponden a los sistemas del

4 II) Para el caso de las instalaciones a que se refiere el literal c) del numeral 27.2 del Artículo 27º de la Ley 28832 y de las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, excepto aquellas a que se refiere el numeral I) del literal b) del presente Artículo, el costo de inversión tendrá en cuenta la configuración de un Sistema Económicamente Adaptado.



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tipo SSTG, SSTGD y SCTLN, el costo de inversión tendrá en cuenta la configuración de un SEA. En este sentido, a través de esta norma de OSINERGMIN, no es posible objetar el uso del concepto del SEA para dichos sistemas de transmisión.


2.2.4 Comentario 11

a) Comentario En relación a los Artículos 20º y 21º del Proyecto de Norma, consideran que al requerirse los cálculos de flujo de potencia, deben distinguirse los casos de avenida y de estiaje.

Sustento Señalan la necesidad de distinguir los casos de avenida y estiaje en los cálculos de flujo de potencia, debido a que las unidades de generación que operan en esos periodos en las diversas barras darán lugar a diferentes valores de pérdidas.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe precisar que, de acuerdo al numeral VI) del literal I) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, los Factores de Pérdidas Medias a que se refieren los Artículos 20° y 21° del Proyecto de Norma, se determinan únicamente para la expansión de los Precios en Barra de los SST y SCT, no incluidas en la respectiva fijación de Precios en Barra.

En este sentido, no se requiere calcular factores de pérdidas para los SST y SCT en las condiciones de avenida y estiaje, debido a que la remuneración se efectúa mediante una compensación fija mensual, que no depende de dichos factores.


2.2.5 Comentario 12

a) Comentario Respecto del Artículo 24º, señalan que el CMA debe incluir los costos extraordinarios, tales como, las construcciones de terceros en la faja de servidumbre de las líneas de transmisión.

Respecto del numeral 24.2 del Proyecto de Norma, menciona que la vida útil de 30 años es muy extensa para el caso de los equipos con tecnología actual.

Respecto del numeral 26.2, señala que se debe precisar que el objetivo es remunerar el CMA. Asimismo, sobre el reajuste anual del peaje, indica que no se menciona el reajuste por Ingreso Tarifario (en adelante “IT”).



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Sustento Mencionan que algunas empresas desde la privatización, tienen como problema la existencia de construcciones hechas por terceros dentro de la faja de servidumbre que por su magnitud y antigüedad son de difícil solución y cuyos costos exceden los valores estándares reconocidos, razón por la cual, el CMA debería reconocer estos costos extraordinarios.

Asimismo, respecto del numeral 26.2, señalan que se debería establecer el alcance que pueda tener el procedimiento para el peaje acumulado por nivel de tensión y sus reajustes por liquidación, así como, precisar los balances a cumplir en cuanto a los montos de IT, compensaciones y peajes para cada tipo de sistemas de transmisión.

b) Análisis de OSINERGMIN En relación al primer párrafo del comentario, se debe señalar que, no es factible incluir costos extraordinarios adicionales al SEA, debido a que el esquema de remuneración de los sistemas de transmisión, reconoce costos de eficiencia, tal como lo estipula el Artículo 8° de la LCE. Asimismo, se debe indicar que, los problemas que pudieran haber existido durante la etapa de privatización de las instalaciones de transmisión, han debido ser de conocimiento pleno de las empresas interesadas. En este sentido, el concesionario ganador asume no sólo los bienes, sino también las condiciones en las que se encontraban dichos bienes al momento de la privatización.

En relación al segundo párrafo del comentario, se debe señalar que EDEGEL no presenta argumentos que lo sustenten. No obstante, cabe mencionar que, el numeral II) del literal b) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, establece que el CMA de las instalaciones de transmisión, estará conformado por la anualidad de la inversión para un periodo de recuperación de hasta 30 años. En este sentido, la vida útil a que se refiere el numeral 24.2 del Proyecto de Norma, obedece al mandato del Reglamento de la LCE. Asimismo, se debe mencionar que en base a la revisión de los datos de las instalaciones de transmisión que fueran reportados por las empresas, existen instalaciones con más de 30 años de vida útil, lo que demuestra que el periodo de recuperación considerado es razonable y se ajusta al marco regulatorio vigente.

En relación al tercer párrafo del comentario, debemos indicar que de la revisión al numeral 26.2 del Proyecto de Norma, efectivamente se requiere precisar dicho numeral 26.2, en el sentido que las liquidaciones tengan en cuenta el Ingreso Tarifario. Asimismo, resulta necesario modificar la fórmula del numeral 25.1 del Proyecto de Norma, a fin de que se incorpore en la determinación del PU, el IT respectivo.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar la fórmula del numeral 25.1 y el texto del numeral 26.2 del Proyecto de Norma, en la siguiente forma:

“25.1 Para cada Área de Demanda el CMA se recupera mediante el PU determinado para cada nivel de tensión, como el cociente del valor presente del flujo de CMA-IT anuales y demandas mensuales para un horizonte de 5 años. Se calcula mediante la siguiente expresión:



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( )

( )∑

∑

=

=

+

+

−

=12*

1

1

101

1n

jj

j

n

ii

ii

xD

ITCMA

PU

β

α

…”

“26.2. Este Peaje Acumulado por nivel de tensión debe reajustarse anualmente con la liquidación de los ingresos del año anterior correspondiente al Peaje e Ingreso Tarifario, calculada según el procedimiento establecido por el OSINERGMIN, en el que se tendrá en cuenta las variaciones con respecto al Plan de Inversiones (desvíos en las fechas de puesta en servicio y menor capacidad- calidad, a las previstas en el Plan de Inversión).”

2.3 Comentarios y Sugerencias de Electroandes S.A.

En la presente sección se realiza el análisis de los comentarios y sugerencias presentadas por Electroandes S.A. (en adelante “ELECTROANDES”), con fecha 23 de octubre de 2007.

2.3.1 Comentario 13

a) Comentario Señala que en el numeral 4.2 falta definir los sistemas tipo SCTD, sigla que es empleada en el Proyecto de Norma.

Sustento No presenta sustento.

b) Análisis de OSINERGMIN De la revisión a los numerales 4.2 y 5.1 del Proyecto de Norma, se debe indicar que, efectivamente el término SCTD no está definido en el numeral 4.2. No obstante, y con el fin de no agregar nuevas definiciones al numeral 4.2, dado que estas son suficientes, resulta conveniente modificar el texto del numeral 5.1, empleando las definiciones existentes, debido a que es el único párrafo que contiene el término SCTD en todo el documento del Proyecto de Norma.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar el texto del numeral 5.1 de la siguiente manera:

“5.1. Los titulares de los sistemas tipo SST y SCT asignados a la demanda incluidos los sistemas de pago compartido con la generación, que sirvan en una



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misma Área de Demanda podrán presentar de manera individual o en conjunto, el ESTUDIO que sustente la propuesta de tarifas y compensaciones de los sistemas secundarios y complementarios de transmisión de dicha Área de Demanda. En el caso que, el ESTUDIO se presente en forma conjunta, corresponde a los titulares de las instalaciones de transmisión de una misma área de demanda acordar la responsabilidad de ejecución del ESTUDIO y la asignación de costos que demande.”

2.3.2 Comentario 14

a) Comentario Respecto del numeral 5.1 del Proyecto de Norma, menciona que la presentación de los estudios debe ser por cada titular. Asimismo, señala que se podría precisar que la demanda a emplear sea coordinada entre los titulares de los sistemas tipo SSTD y SCTD que sirven en una misma área de demanda.


b) Análisis de OSINERGMIN Teniendo en cuenta que el texto del numeral V) del literal a) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, estipula que el Plan de Inversiones obedecerá a un estudio de planificación que deberá preparar obligatoriamente cada concesionario, se admite la posibilidad de que el Estudio se presente en forma conjunta por Área de Demanda o de manera individual. Por lo tanto, corresponder modificar el numeral 5.1 del Proyecto de Norma.

Con respecto al tema de precisar en el Proyecto de Norma que la demanda a emplear sea coordinada entre los titulares, resulta necesario precisar lo solicitado en el Proyecto de Norma, a fin de que los titulares puedan realizar sus Estudios.

c) Conclusión Se acoge el comentario y se recomienda modificar el numeral 5.1 del Proyecto de Norma, según lo señalado en las conclusiones del numeral anterior. Asimismo, se recomienda modificar el numeral 7.2.3 (ahora 7.2.4) del Proyecto de Norma, en los términos siguientes:

“7.2.4 Las empresas titulares de los SST y SCT emplearán la información de demanda de aquellas empresas suministradoras cuyos Usuarios se alimenten desde el sistema de transmisión de dichos titulares, para lo cual, las empresas suministradoras deberán facilitar toda la información necesaria en un plazo no mayor de 15 días calendario, contados a partir de la fecha de solicitud de información por parte del titular de transmisión. La información deberá tratar únicamente acerca del consumo histórico de demanda, requeridos en los formatos F-101, F-102, F103, F105, el número de clientes del Formato F-104 y F115; así como, las proyecciones de demanda realizadas o las que se encuentren en ejecución para el estudio tarifario en proceso.”



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2.3.3 Comentario 15

a) Comentario En relación a los numerales 24.1.1 y 24.1.2, considera que para el cálculo del CMA a ser establecida en la fijación tarifaria de mayo 2009, se debe emplear la demanda de energía correspondiente al periodo anual comprendido desde el mes de abril de 2008 hasta marzo de 2009.

Sustento Manifiesta que el numeral I del literal b) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, indica que el CMA de los SST que son remunerados de forma exclusiva por la demanda se fija por única vez. Además, señala que el CMA será igual al IT anual por concepto de peaje e ingreso tarifario y deberá ser actualizado en cada fijación tarifaria. Finalmente, menciona que la Primera Disposición Transitoria del DS027 establece que el peaje e ingreso tarifario, serán los que se encuentren vigentes al 31 de marzo de 2009. En este sentido, considera que para el cálculo del CMA, se debe emplear la demanda de energía correspondiente al periodo anual comprendido desde el mes de abril de 2008 hasta marzo de 2009.

b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral 2.1.5 del presente informe.


2.4 Comentarios y Sugerencias de Electrocentro S.A.

En la presente sección se realiza el análisis de los comentarios y sugerencias presentadas por Electrocentro S.A. (en adelante “ELECTROCENTRO”), con fecha 23 de octubre de 2007.

2.4.1 Comentario 16

a) Comentario Señala que la fijación vigente ha sido determinada considerando las instalaciones del SST existentes al 29 de octubre de 2004. Asimismo, menciona que cuenta con instalaciones que han entrado en servicio entre el 29-10-2004 y el 23-07-2006, los cuales no están reconocidas tarifariamente, por lo que no serán valorizadas, contraviniendo el marco legal establecido en el Artículo 139º.



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Sustento Presenta como sustento la referencia del Artículo 11º del Proyecto de Norma, del numeral 2.1 del informe OSINERG-GART/DGT Nº 012-2005 y del numeral III del literal b) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE.



2.4.2 Comentario 17

a) Comentario En relación al Artículo 13° del Proyecto de Norma, menciona que se debe incluir en el Proyecto de Norma las tensiones de 13,2 y 69 kV, a fin de no ser excluidos las instalaciones de ELECTROCENTRO en la fijación tarifaria.

Sustento Señala que los niveles de tensión de 13,2 y 69 kV continúan siendo utilizados en la zona central del país por sus ventajas técnicas y en concordancia a lo establecido en el numeral 017.A del Código Nacional de Suministro.

Asimismo, menciona que no deben ser excluidos las tensiones de 13,2 y 69 kV, debido a que los componentes del SST en estos niveles de tensión, son más costosos que en los niveles de 10 y 60 kV, respectivamente.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe mencionar que los niveles de tensión de 69 kV y 13,2 kV, no están incluidas en el Código Nacional de Electricidad - Suministro (en adelante “CNE”), como tensiones fase – fase, razón por la cual, no es necesario agregar estos niveles de tensión en el Proyecto de Norma.


2.4.3 Comentario 18

a) Comentario Señala que las configuraciones de las redes MT no necesariamente resultan de los máximos valores de potencia de los alimentadores. Asimismo, considera necesario que el Artículo 12º considere un mayor número de celdas MT que operarán por debajo de su capacidad nominal.



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Recomienda que el texto del numeral 13.1.8.a quede redactado de la siguiente manera:

Para el dimensionamiento y configuración de las instalaciones de transmisión se debe considerar las características de dimensionamiento y configuración de las redes en MT que garanticen a los consumidores mas alejados del suministro dentro de las tolerancias establecidas en la NTCSE.

Sustento Respecto de los numerales 13.1.8.a y 12.5, manifiesta que en la mayoría de los casos las cargas son del tipo urbano rural que se caracterizan por tener bajos valores de potencia, pero localizadas a grandes distancias en forma dispersa. En este sentido, señalan que debido a la topología de las cargas es necesario operar los alimentadores con valores por debajo de su capacidad térmica, a fin de suministrar energía a los consumidores más alejados con los niveles de tensión adecuados. Asimismo, menciona que la ubicación opuesta y de difícil acceso de las cargas, exige incrementar el número de alimentadores a fin de reducir los tiempos de reposición de suministro en caso de fallas. Por lo indicado, concluye que es necesario disponer de un mayor número de celdas MT y propone modificar el texto del numeral 13.1.8.a agregando la parte referida a que las redes MT deben garantizar el suministro a los consumidores más alejados dentro de las tolerancias de la NTCSE.

b) Análisis de OSINERGMIN Para obtener un suministro confiable y que cumpla con las tolerancias establecidas en la NTCSE, se cuenta en la actualidad con una diversidad de soluciones técnicas, no siendo la única solución el considerar un mayor número de celdas y/o conductores de mayor capacidad. En este sentido, la solución para este problema debe corresponder al análisis de alternativas para definir el SER. Asimismo, los numerales 12.5 y 13.1.8.a del Proyecto de Norma, corresponden a los criterios para la determinación del SER, los cuales se complementan con el numeral 13.2.1 que se refiere a no exceder las tolerancias que establece la NTCSE. Por lo tanto, no es necesario agregar el texto sugerido por ELECTROCENTRO.


2.4.4 Comentario 19

a) Comentario Señala que la norma permite caídas de tensión de hasta 25% contraviniendo los criterios de eficiencia. Asimismo, considera que a fin de limitar las pérdidas, OSINERGMIN deberá fijar los límites de caída de tensión de las líneas de transmisión.

Sustento Respecto del numeral 13.2.1.a del Proyecto de Norma, manifiesta que los niveles de tensión en los casos “sin entrega de suministro” dependerá de los rangos de regulación de los transformadores AT/MT. En este sentido, considerando que los



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rangos de regulación de los transformadores son de hasta +/- 25%, concluye que el Artículo 13º permite caídas de tensión hasta del 25%. Asimismo, señala que este hecho contraviene los criterios de eficiencia establecidos en el Artículo 14º del Proyecto de Norma. Finalmente, considera que a fin de limitar las pérdidas de las líneas de transmisión, OSINERGMIN debe fijar los límites de caída de tensión de dichas líneas.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe señalar que el Proyecto de Norma debe aplicarse en su integridad y no en forma parcial, en ese sentido, el numeral 13.2.1.a del Proyecto de Norma, forma parte de de los criterios para la determinación del SER, en los cuales también se incluye el numeral 12.3, en el que se indica claramente que el referido SER debe corresponder a la alternativa de mínimo costo; por lo tanto, si en la evaluación de alguna alternativa, la caída de tensión ocasiona pérdidas considerables, esta alternativa deberá descartarse por otra que represente una solución de menor costo.

Por lo tanto, no es correcto el comentario de ELECTROCENTRO al referirse que el Proyecto de Norma permite que se presenten niveles elevados de pérdidas contraviniendo los criterios de eficiencia.


2.4.5 Comentario 20

a) Comentario ELECTROCENTRO señala que se debe fijar en el Proyecto de Norma los parámetros de diseño de las líneas (N° de salidas / año / 100 km), de manera que, puedan ser definidas en función de la importancia del suministro.

Sustento Menciona que los parámetros de diseño deben ser definidos a fin de que las líneas de transmisión cumplan los requerimientos de la NTCSE y los indicadores de calidad.

b) Análisis de OSINERGMIN El parámetro de diseño a que se refiere ELECTROCENTRO, constituye en la práctica un parámetro de calidad. Asimismo, dichos parámetros no están dentro del alcance del Proyecto de Norma especificar los parámetros de calidad, la misma que debe corresponder a la NTCSE. En este sentido, no es parte de esta norma, emitir los procedimientos referidos a los indicadores SAIFI y SAIDI. Por lo indicado, se requiere modificar el numeral 13.2.1.b del Proyecto de Norma.

c) Conclusión No se acoge el comentario. Sin embargo, en atención al segundo párrafo del análisis se recomienda modificar el numeral 13.2.1.b, de la siguiente manera:



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“13.2.1.b Calidad del Suministro: Las interrupciones del suministro, tanto en número como en duración, originadas por contingencias ocurridas en las líneas de transmisión y SET, deben estar dentro de las tolerancias que establece la NTCSE.”

2.4.6 Comentario 21

a) Comentario En el numeral 20.3 del Proyecto de Norma debe corregirse la abreviatura “P” por “p” referida a las pérdidas medias totales para la carga total P.


b) Análisis de OSINERGMIN Es correcta la observación. Efectivamente, hay un error de escritura en la definición de las pérdidas medias totales que requiere ser corregido.

c) Conclusión Se acoge el comentario. Se recomienda modificar el numeral 20.3, de la siguiente manera:

p: pérdidas medias totales para la carga total P

2.5 Comentarios y Sugerencias de Electro Sur Este S.A.

En la presente sección se realiza el análisis de los comentarios y sugerencias presentadas por Electro Sur Este S.A. (en adelante “ELSE”), mediante carta G-1211-2007, de fecha 22 de octubre de 2007.

2.5.1 Comentario 22

a) Comentario Respecto de los numerales 3.27 y 3.28, manifiesta que no se encuentra utilidad en la división de las potencias del Usuario Menor y Usuario Mayor.

Sustento Señala que el comportamiento de las cargas correspondientes al Usuario Menor y Usuario Mayor, es independiente del límite de los 2 500 KW establecidos.

b) Análisis de OSINERGMIN El umbral de 2500 kW para la clasificación en Usuario Menor y Mayor, ha sido determinado mediante evaluaciones estadísticas y tomando como base criterios



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análogos a los empleados en la fijación de Precios en Barra. En efecto, para el caso del proceso de fijación de Precios en Barra también se le da un tratamiento diferente a la proyección de demanda de las cargas reguladas al de las cargas especiales. En este sentido, y en forma similar al criterio señalado se ha determinado estadísticamente que los 2500 kW establecidos en el Proyecto de Norma, representa adecuadamente el nivel a partir del cual se requiere analizar la proyección de la demanda de los Usuarios Mayores en forma particular, para los sistemas de transmisión que conforman una determinada Área de Demanda.


2.5.2 Comentario 23

a) Comentario En relación al numeral 9.1.1 del Proyecto de Norma, referente a la información requerida por área de demanda y nivel de tensión, considera suficiente y necesario distinguir las cargas por nivel de tensión (BT o MT) y por rangos de densidad.

Sustento Señala que en la aplicación de los métodos de tendencia y econométrico no es necesario distinguir las ventas históricas de energía por los grupos indicados en el numeral 9.1.1. Asimismo, menciona que es imposible obtener la información requerida, por cuanto el uso de la energía por parte de cada usuario cambia a lo largo del tiempo.

Por otro lado, menciona que en países como Estados Unidos de Norte América se emplea los planos de zonificación para la planificación de sistemas eléctricos y no las tasas de crecimiento anual de demanda. Asimismo, manifiesta que para la demanda espacial se necesita mapas de densidades por rangos, sobre los cuales se determina el dimensionamiento óptimo de subestaciones, conductores, entre otros.

Concluye que, la regulación tarifaria ya no se efectúa por tipo de carga, sino por nivel de tensión y densidad de carga o sector típico.

b) Análisis de OSINERGMIN En vista que son varias las empresas y otros agentes que señalan tener dificultad para obtener toda la información suficiente que permita realizar la proyección de la demanda de manera separada por cada sector (domestico, comercial, industrial y alumbrado público); tanto referido a las variables de energía como a las variables independientes que tratan de explicar la evolución de la energía; además que, dicha proyección de demanda de manera separada podría conllevar a resultados no confiables, se considera que resulta menos riesgoso y con resultados más confiables para los fines del proceso de fijación de tarifas y compensaciones de los sistemas de transmisión, proyectar la demanda global de energía y luego desagregarla por nivel de tensión y subestaciones, para luego obtener la potencia, mediante los factores de FC, FCP, FS, FPHMS y FPMWHS.



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c) Conclusión Se acoge el comentario. Se recomienda modificar el Proyecto de Norma en los numerales 7.2.4 (ahora 7.2.5), 7.2.5 (ahora 7.2.6), 9.1.1, 9.1.2, 9.1.3.a (primera, sexta y séptima viñeta), 9.1.3.c (segunda viñeta), 9.1.3.d, 9.1.4 (primera y segunda viñeta), 29.2 (se elimina la definición “Sector”), Artículos 33° (formatos F-101, F-102, F-103), Artículo 34° (formatos F-105, F-106, F-107, F-108, F-110, F-111, F-112, F-113 y F-114), Artículo 35° (formatos F-118, F-119 y F-120), Artículo 36° (formato F-122, F-123, F-124 y F-125), de la siguiente manera:

“7.2.5. Para el caso de los Usuarios Menores, las demandas de energía y potencia eléctrica deben ser proyectadas para el total de cada área de demanda mediante diversos modelos alternativos. Luego se efectúa la desagregación por cada subestación y nivel de tensión con base a las proporciones del año representativo.”

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

“9.1.1. Etapa 1. Recopilación de información requerida: Se dispondrá de la siguiente información:

- FC, FCP y FS, para Usuarios Menores, por cada nivel de tensión 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 día de máxima demanda del sistema eléctrico, para el día de máxima demanda del SEIN, del año representativo anterior al de fijación de Peajes y Compensaciones y, de ser necesario para el día de máxima demanda de la SET, de acuerdo al Formato F-102

- FPHMS y FPMWHS, para Usuarios Menores, por cada nivel de tensión y cada subestación, para el año representativo anterior, de acuerdo al Formato F-103.

- Información histórica de variables independientes, tales como PBI, número de clientes, población regional, índice de electrificación, entre otras, por Área de Demanda, de acuerdo con el Formato F-104.

- Ventas históricas de energía a Usuarios Menores, por cada nivel de tensión, de acuerdo al Formato F-105.

- Datos de demanda en el año representativo de cada Usuario Mayor (Máxima Demanda, Demanda coincidente con Máxima demanda del SEIN, Energía, FCP, FS), de acuerdo al Formato F-115; así como, las encuestas de evolución de su demanda.

- Demandas nuevas o proyectos de expansión a incorporarse en el sistema eléctrico. (sustentados conforme lo señalado en el numeral 7.2.8 de la presente Norma).”

“9.1.2. Etapa 2: Caracterización espacial de la carga en el área de demanda:

- Se determinará la densidad de carga en cuadrículas de 1 km2 y se identificarán las SET existentes, los Usuarios Mayores y las demandas nuevas, por cada sistema eléctrico, utilizando el formato F-125.”

“9.1.3.a Usuarios Menores:



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- La proyección de demanda de estos Usuarios se tratará en forma global para toda el Área de Demanda, se realizará el análisis de los datos históricos de las áreas de demanda, para establecer tendencias y parámetros estadísticos.

…

- Se seleccionará el modelo de proyección de la demanda por cada Área de Demanda. Para ello se tomarán en cuenta los siguientes criterios: 1) La calidad y cantidad de datos históricos, 2) los indicadores estadísticos que permitan asumir que el modelo es representativo. Se deberá validar los resultados con el comportamiento esperado del mercado, en aspectos tales como: evolución del coeficiente de electrificación, políticas de reducción de pérdidas, fuentes alternativas de energía y cambios notables en las variables econométricas.

- Con base al modelo de proyección seleccionado en el paso anterior, para cada Área de, se proyectará la demanda de energía correspondiente para los próximos 10 años.

…”

“9.1.3.c Demandas Nuevas:

…

- 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 o Gobiernos Locales, entre otros. Para la validación de dichas proyecciones de demanda se deberá considerar su grado de similitud con las tasas de crecimiento del Área de Demanda al que se incorpore.”

“9.1.3.d Integración de pérdidas.- A la proyección global de energía a nivel de BT del Área de Demanda se añade un valor equivalente al porcentaje de pérdidas de energía estándares totales en MT y BT vigentes. Para los usuarios a nivel de MT se añadirá a la proyección de energía un valor equivalente al porcentaje de pérdidas de energía estándares totales en MT.”

“9.1.4. Etapa 4. Conversión de la proyección de energía a proyección de potencia:

- La proyección de la demanda de energía realizada por área de demanda, se separará por sistema eléctrico, SET y nivel de tensión, Usuarios Menores y Usuarios Mayores, considerando las pérdidas estimadas respectivas.

- La transformación de la proyección de la Energía a proyección en Potencia Coincidente a nivel de barras en MT, AT o MAT, según corresponda, en una SET, se realizará a través de los FC y FCP:

…”

“Artículo 33°

…

Formato F-101 Factor de Carga, Contribución a la Punta y Simultaneidad

En este formato se consignan los valores de FC, FCP y FS de cada sistema, subestación y nivel de tensión, correspondientes al año representativo. En el Estudio se debe incluir los criterios, metodología y cálculos empleados para la determinación de los mismos, conjuntamente con los archivos electrónicos de cálculo de sustento.



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Formato F-102 Información de la Carga - Usuarios Menores

En este formato se consigna la potencia activa y reactiva registrada cada 15 minutos, correspondientes al día de máxima demanda anual del sistema eléctrico, del día de máxima demanda anual de la SET y del SEIN, por sistema eléctrico, subestación y nivel de tensión.

Fecha: Consignar la fecha en formato: aaaa/mm/dd.

Hora: Consignar la hora en formato: hh:mm. Las horas deben organizarse desde 00:15 a 24:00 horas.

Registros: Consignar en kW y kVAr, con dos decimales.

Formato F-103 Factores por SET – Usuarios

En este formato se consignan los factores de participación de la carga acumulada en cada nivel de tensión respecto de la máxima demanda del sistema eléctrico (FPHMS) y los factores de participación en energía respecto a la demanda de energía total del area de demanda (FPHMSEIN).

Pmax: Corresponde al máximo valor consignado en la columna "Potencia Activa - PAS" del Formato F-102, por subestación y nivel de tensión.

FPHMS: Factor de participación en potencia a la hora de máxima demanda del sistema eléctrico, determinado como el cociente del Pmax entre la máxima demanda anual del sistema eléctrico.

PSEIN: Corresponde al valor consignado en la columna "Potencia Activa - PAN" del Formato F-102, por subestación y nivel de tensión, a la hora de máxima demanda del SEIN.

FPMWHS: Factor de participación en energía respecto a la demanda de energía total del área de demanda, determinado como el cociente entre el valor de la energía del año típico de cada fila entre la energía del año típico total del Area de Demanda. Se debe cumplir que la sumatoria de esta columna debe ser iguala 1,00.

…”

“Artículo 34°

…

Formato F-105 Ventas Históricas de Energía (MWh) - Usuarios Menores.

En este formato se consignan los datos históricos de la venta de energía global disponible de los últimos 20 años por Área de Demanda, Mercado Libre y Mercado Regulado y nivel de tensión. Todos los valores deben expresarse en MWh con dos (02) decimales.

Formato F-106 Proyección de Ventas Globales de Energía (MWh) de los Usuarios Menores - Método de Tendencias

En este formato se debe presentar el resultado de la proyección de las ventas de energía por el método de tendencias. Se deben mostrar los valores para los diversos modelos analizados.

Se debe incluir la ecuación de la curva de ajuste utilizada, el correspondiente coeficiente de correlación y los valores de las pruebas estadísticas F y t del modelo seleccionado. Adicionalmente se puede incluir el análisis de otros estadísticos que expliquen mejor los modelos y variables explicativas, empleadas.



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En el Estudio se deberá incluir el sustento de la depuración de los datos históricos atípicos.

Ecuación: Ecuación de la curva de ajuste utilizada para cada modelo.

Coeficiente de determinación: Factor de determinación de la ecuación utilizada, con (04) decimales.

Estadístico t y F:

Valor: Valor del estadístico con 2 decimales.

Prob: Valor de la probabilidad del estadístico con 4 decimales.

Formato F-107 Proyección de Ventas Globales de Energía (MWh) de los Usuarios Menores - Método Econométrico

En este formato se debe presentar el resultado de la proyección de las ventas de energía por el método econométrico. Se deben mostrar los valores para los diversos modelos analizados.

Se debe incluir la ecuación de la curva de ajuste utilizada, el correspondiente coeficiente de correlación y los valores de las pruebas estadísticas F y t del modelo seleccionado. Adicionalmente se puede incluir el análisis de otros estadísticos que expliquen mejor los modelos y variables explicativas, empleadas.

En el Estudio se deberá incluir el sustento de las variables explicativas y de los modelos, así como la depuración de los datos históricos atípicos.

Debe tenerse presente las mismas indicaciones dadas para el Formato F-106.

Formato F-108 Proyección de Ventas de Energía (MWh) de los Usuarios Menores - Ajuste Final

En este formato se incluirá la proyección final de las ventas globales de energía, correspondiente a todos los Usuarios Menores de toda el Área de Demanda, luego de efectuar el ajuste final de los resultados obtenidos mediante los métodos de tendencias y econométrico; de acuerdo con los criterios asumidos.

Criterios: Consignar en forma resumida los criterios asumidos para el ajuste de la proyección. Dichos criterios deben ser debidamente sustentados en el Estudio.

…

Formato F-110 Detalle de la Proyección de Demanda de Energía Por Nivel de Tensión – Usuarios Menores (MWh)

Resultado de agregar a las ventas de energía en MT+BT consignadas en el Formato F-108, las pérdidas correspondientes obtenidas con la aplicación de los respectivos porcentajes de pérdidas consignados en el Formato F-109. Para el caso de las ventas en AT no se agregan pérdidas. Se consignará la Información numérica con dos (02) decimales.

Formato F-111 Proyección de la Demanda de Potencia Coincidente a Nivel de Barras MT (MW) – Usuarios Menores

Estos valores se determinan aplicando los FC y FCP consignados en el Formato F-101 y el FPMWHS consignado en el Formato F-103 a los valores de demanda de energía consignados en el Formato F-110. Valores numéricos con dos decimales expresados en MW. Los datos se consignarán por cada nivel de tensión, SET, sistema eléctrico, y por Área de Demanda.



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Formato F-112 Proyección de Demanda de Potencia a Nivel de sistema Eléctrico (MW) por Sector - Usuarios Menores

Estos valores se determinan aplicando los FC y FCP consignados en el Formato F-101 y los FPHMS y FPMWHS consignados en el Formato F-103, a los valores de demanda de energía consignados en el Formato F-110.. Valores numéricos con dos decimales expresados en MW. Los datos se consignarán por cada nivel de tensión, SET, sistema eléctrico, y por Área de Demanda.

Formato F-113 Agregado de proyección de Demanda de Potencia Coincidente a Nivel de Sistema Eléctrico (Mw)

Contiene el agregado de la potencia por coincidente a nivel de sistema eléctrico, por nivel de tensión y año. Los totales deben coincidir con los valores totales del Formato F-112.

Formato F-114 Proyección de Demanda de Potencia Coincidente con la Máxima Demanda del SEIN (MW) – Usuarios Menores

Valores numéricos con dos decimales de la potencia máxima expresada en MW. Estos valores se determinan aplicando los FC, FCP y FS consignados en el Formato F-101 y el FPMWHS consignado en el Formato F-103a los valores de demanda de energía consignados en el Formato F-110. Los datos se consignarán por cada nivel de tensión, SET, sistema eléctrico y por Área de Demanda.”

“Artículo 35°

…

Formato F-118 Proyección de Demanda de Potencia No Coincidente (MW) - Usuarios Mayores

En este formato se consignará la información de la proyección de la máxima demanda de potencia de cada Usuario Mayor, clasificado por sistema, SET y tensión.

Potencia: Valores de la potencia correspondientes a máxima demanda de potencia anual de cada Usuario Mayor, prevista según encuestas, expresado en MW con dos decimales.

Formato F-119 Proyección de Demanda de Potencia Coincidente a Nivel de Sistema Eléctrico (MW) - Usuarios Mayores

En este formato se consignará la información de la proyección de la potencia de cada Usuario Mayor, clasificado por sistema, SET y tensión.

Potencia: Valores de la potencia correspondientes a la hora de máxima demanda anual del sistema eléctrico, expresados en MW con dos decimales. Se determina como el producto de la máxima demanda anual (MW) del Usuario Mayor, prevista según encuestas, por el FCP consignado en el Formato F-115.

Formato F-120 Proyección de la Demanda de Potencia Coincidente a Nivel SEIN (MW) - Usuarios Mayores

Este formato contiene la información de la proyección de la potencia coincidente con la hora de máxima demanda del SEIN por cada Usuario Mayor, clasificado por sistema, SET y tensión.

Potencia Coincidente: Se obtiene aplicando a los valores de potencia del Formato F-118 el FS correspondiente consignado en el Formato F-115.”

“Artículo 36°



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…

Formato F-122 Resumen de la Proyección de la Potencia Coincidente a Nivel de SET, por SET

En este formato se consigna el total de la proyección de la potencia coincidente a nivel de SET, igual a la suma de los valores de los Formato F-111y Formato F-118. Los valores se muestran por sistema eléctrico, SET y nivel de tensión, expresados en MW con dos decimales.

Formato F-123 Resumen de la Proyección de la Potencia Coincidente a Nivel Sistema, por SET

En este formato se consigna el total de la proyección de la potencia coincidente con el sistema eléctrico, igual a la suma de los valores de los Formato F-112 y Formato F-119. Los valores se muestran por sistema eléctrico, SET y nivel de tensión, expresados en MW con dos decimales.

Formato F-124 Resumen de la Proyección de la Potencia Coincidente a Nivel de SEIN, por SET

En este formato se consigna el total de la proyección de la potencia coincidente con el SEIN, igual a la suma de los valores del Formato F-114 y Formato F-120. Los valores se muestran por sistema eléctrico, SET y nivel de tensión, expresados en MW con dos decimales.

Formato F-125 Mapa de Densidad de Carga

En este formato se consigna el mapa de densidad de carga, el cual debe estar dividido en áreas de densidad de carga (MW/km2), en cuadrículas de 1 km2 diferenciadas por colores adecuados. La sumatoria de la demanda de todas las áreas deber ser igual a la demanda de potencia proyectada, consignada en el Formato F-121. Los datos del mapa de densidad, deben comprender la información del año base, año 5 y año 10.

…”

Asimismo, se re recomienda modificar los formatos señalados, conforme se muestran en el Anexo A del presente informe.

2.5.3 Comentario 24

a) Comentario Señala que, en concordancia con la observación precedente, no es necesario utilizar los parámetros FC y FCP por grupo de usuarios, sino por componentes del sistema.





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c) Conclusión Se acoge el comentario.

2.5.4 Comentario 25

a) Comentario Señala que, en concordancia con las observaciones anteriores, no es necesario ni posible obtener el crecimiento del número de usuarios por grupo, debido al cambio de los mismos de un grupo a otro.




2.5.5 Comentario 26

a) Comentario Respecto del numeral 9.1.2, señala que no es necesario, procedente, ni posible efectuar un mapa de configuración espacial de cargas por tipo de consumo.

Sustento Menciona que la configuración espacial de cargas por tipo de consumo, no resultaría precisamente dividido en polígonos, sino en puntos que no llevarían a ninguna conclusión útil.





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2.5.6 Comentario 27

a) Comentario Respecto del numeral 9.1.3.a, menciona que no procede la proyección de demanda de energía de los Usuarios Menores.

Sustento Manifiesta que no procede el numeral 9.1.3.a, por lo indicado en los comentarios precedentes.



2.5.7 Comentario 28

a) Comentario En relación al numeral 9.1.3.a, manifiesta que no es procedente y tampoco se dispone de información de las variables empleadas en el método econométrico para los distintos tipos de carga.

Sustento Menciona que los métodos de tendencias y econométrico no son excluyentes sino complementarios. Asimismo, señala que teniendo en cuenta que es muy difícil contar con series históricas suficientemente grandes, se debe analizar los resultados de ambos métodos para efectuar el ajuste final, lo que se realiza con métodos subjetivos, según indica, de acuerdo al criterio del analista responsable. Finalmente, menciona que la proyección por tipo de uso, conllevaría a obtener datos atípicos en cantidad, por la constante variación de esta característica en los usuarios.





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2.5.8 Comentario 29

a) Comentario Señala que los criterios para seleccionar el modelo de proyección de demanda, es válido para ventas de energía clasificadas por nivel de tensión y ubicación geográfica, y no por tipos de uso de la energía.




2.5.9 Comentario 30

a) Comentario Respecto del numeral 9.1.4, señala que la fórmula de transformación de la proyección de energía a proyección de potencia, no incluye la variable tiempo. Propone la siguiente fórmula que incluye el factor tiempo (T).

Potencia = ((Ventas de Energía * (1+%p)) / (TxFC)) x FCP

Donde:

T: Número de horas del año.


b) Análisis de OSINERGMIN Efectivamente, en la fórmula del numeral 9.1.4 falta incluir la variable tiempo, por lo que se requiere efectuar la modificación correspondiente.

c) Conclusión Se acoge el comentario y se recomienda modificar la fórmula del numeral 9.1.4, de la siguiente manera:

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



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Donde:

…..

t: Número de horas del año representativo.”

2.5.10 Comentario 31

a) Comentario Solicita que se aclare el numeral 12.6 del Proyecto de Norma, el cual señala que, “no se considera como parte del Plan de Inversiones un componente que no constituya un módulo estándar definido por el OSINERGMIN”.


b) Análisis de OSINERGMIN

Se debe aclarar que el término “componente” a que se refiere el numeral 12.6 del Proyecto de Norma, se refiere a los equipos o materiales que conforman un módulo estándar. Por ejemplo, un pararrayo, un aislador, entre otros, por si mismo, no conforman un módulo estándar.

c) Conclusión

Se aclaró lo solicitado.


a) Comentario Solicita el sustento de los factores de utilización indicados en el numeral 13.1.6, así como, la forma en que se determinará la duración de la condición de contingencia.


b) Análisis de OSINERGMIN De la revisión de la norma IEC 60076-7, se concluye que los niveles de sobrecarga están referidos a criterios operativos, los mismos que no corresponden aplicar a los estudios de planeamiento. Por esta razón, es necesario excluir del Proyecto de Norma estos factores de utilización relacionados a las condiciones de contingencias.



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c) Conclusión Se acoge el comentario y se recomienda modificar el numeral 13.1.6 de la siguiente manera:

“13.1.6. Para las líneas en MAT, AT y las SET, se considera un factor de utilización (f.u.) máximo de 1,0 en operación normal para la condición de máxima demanda.”


a) Comentario En relación al numeral 13.1.8.a del Proyecto de Norma, respecto del dimensionamiento y configuración de las instalaciones, solicita aclarar si se debe efectuar la planificación de las redes MT o si se debe utilizar lo dispuesto en la última fijación del VAD.


b) Análisis de OSINERGMIN No es el objeto del Proyecto de Norma efectuar una planificación en redes MT o emplear los resultados del VAD. Al respecto, es del caso mencionar que el numeral 13.1.8.a está referido a considerar para el dimensionamiento y configuración de las instalaciones de transmisión, aquellas características técnicas relevantes de la red MT. Asimismo, la determinación del VAD tiene un tratamiento diferente, debido a que se basa en un sistema típico de distribución. Sin embargo, para el caso de la transmisión no se emplea un sistema típico, sino, que se evalúa explícitamente cada sistema de transmisión.

c) Conclusión No se acoge el comentario. No obstante, a fin de aclarar este aspecto, se recomienda modificar el numeral 13.1.8.a del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“13.1.8.a Para el dimensionamiento y configuración de las instalaciones de transmisión se debe considerar las características de dimensionamiento y configuración de las redes en MT, tales como, nivel de tensión, longitud de redes entre otros, que influyan en la ubicación y dimensionamiento de la SET.”


a) Comentario En relación al numeral 13.2.1.b del Proyecto de Norma, referente a la calidad del suministro, solicita aclarar el uso de los parámetros indicados en dicho numeral, agregando que para el caso del sector típico 1 se debe aplicar el criterio determinístico (N-1) y no el probabilístico.



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a) Comentario En relación al numeral 13.3, manifiesta que no se justifica el uso de índices de interrupciones al no considerarse redundancias.


b) Análisis de OSINERGMIN En razón que, bajo el supuesto de no considerar redundancias, tal como lo señala el numeral 13.3.2 del proyecto de Norma, es posible que no se cumpla la NTCSE en ciertos casos. En ese sentido, se debe modificar este numeral a fin de que considere redundancias en los casos debidamente sustentados y, solo para fines de cumplir con la NTCSE.

c) Conclusión Se acoge el comentario. Se recomienda modificar el numeral 13.3.2 (ahora 13.3.3), de la siguiente manera:

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


a) Comentario Respecto del numeral 14.1, señala que el análisis para el dimensionamiento de conductores constituye en si mismo una comparación de alternativas. Asimismo, menciona que la configuración óptima se determina para el año horizonte (10 años), mientras que para los años intermedios se debe establecer el equipamiento progresivo para llegar a dicha configuración.



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b) Análisis de OSINERGMIN Si bien es cierto, que la variación de la sección de conductores, constituye en si mismo una comparación de alternativas; no obstante, variar únicamente la sección del conductor, no garantiza que se obtenga una configuración de mínimo costo.

Respecto a no evaluar criterios de optimización en los años intermedios, se debe señalar que, sí se debe realizar esta evaluación, a fin de poder determinar la fecha de entrada en operación de los equipos identificados para el año 10, de modo que, el resultado obedezca al criterio de mínimo costo total. Es decir, el adelanto o retraso de un proyecto influye en el costo total, razón por la cual, es necesario evaluar los años intermedios.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y conforme al segundo párrafo del análisis, se recomienda modificar el numeral 5.6.7 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

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


a) Comentario En relación a los numerales 20.1 y 20.2, ELECTRO SUR ESTE indica que el FPMP debe ser calculado considerando la máxima demanda del sistema (demanda aguas abajo) y no la demanda coincidente con la máxima demanda anual del SEIN. Asimismo, señala que el FPME se efectúa considerando la máxima demanda del sistema, lo cual es coherente con el Artículo 12º del Proyecto de Norma.

Sustento Señala que según el Artículo 12º, el dimensionamiento del SER debe ser efectuado con acuerdo con el principio de adaptación a la demanda, siendo esta demanda la que se encuentre aguas abajo del punto de alimentación del SER. Asimismo, menciona que lo descrito se corrobora en el diagrama unifilar del numeral 19.5 del Proyecto de Norma.



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b) Análisis de OSINERGMIN El FPMP que representa al Factor de Pérdidas Medias de Potencia es empleado para expandir los precios de generación y no para el dimensionamiento del SER. En este sentido, al determinarse los precios de potencia en el momento que ocurre la máxima demanda coincidente con el SEIN, es razonable que los factores de pérdidas asociados, también correspondan a dicha oportunidad.



a) Comentario Solicita se aclare los numerales 16.1, 16.1.1, 16.1.2 y 16.1.3.


b) Análisis de OSINERGMIN Los numerales 16.1, 16.1.1, 16.1.2 y 16.1.3 del Proyecto de Norma, definen claramente el ámbito de aplicación de cada una de ellas. No obstante, se debe indicar que dichos numerales están referidos al tratamiento que se debe dar a la información relacionada con las instalaciones de transmisión, para la presentación y forma de cálculo de los costos de inversión.

El numeral 16.1 establece que los titulares de los sistemas de transmisión deben presentar una base de datos de costos, los cuales deben contener los registros donde cada uno de ellos corresponda a un Elemento del SER. Asimismo, se indica que los costos de las obras comunes deben incluirse en la base de datos de costos, mediante un prorrateo a efectuase entre los Elementos de las instalaciones de transmisión. Asimismo, debe entenderse por “Elemento” a la definición establecida en el numeral 3.75 del Proyecto de Norma.

El numeral 16.1.1, está referido a que los costos de obras comunes y servicios auxiliares, se prorrateen entre los Elementos de la subestación, en proporción a sus costos de inversión.

El numeral 16.1.2 está referido a que los costos de inversión de las celdas de acoplamiento, se prorrateen entre las demás celdas del mismo nivel de tensión que no sean de acoplamiento, en proporción a sus costos de inversión.

El numeral 16.1.3 está referido a los costos de inversión incrementales del centro de control y telecomunicaciones por efecto de la puesta en operación de nuevos Elementos, debiendo estos prorratearse entre los costos de aquellos nuevos Elementos de subestaciones. Por ejemplo, si entra en operación una nueva línea de

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



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transmisión, los costos incrementales asociados al control y telecomunicación para la operatividad de esta línea, se prorratean en proporción a los costos de inversión de los Elementos que conforman este proyecto (celdas y líneas).

c) Conclusión Se ha aclarado el alcance de los numerales 16.1, 16.1.1, 16.1.2 y 16.1.3 solicitados.


a) Comentario Señala que en concordancia con el comentario 2.5.2, el concepto del numeral 29.2 referente a la definición del sector, no debe aplicarse.





a) Comentario Señala que los formatos incluidos en el Proyecto de Norma presentan problemas para el llenado de la información. Adjunta formatos alternativos que según indica, se ajusta de mejor manera a la información disponible. Al respecto, considera que los formatos para los Usuarios Menores deberían ser aplicados a los clientes en AT, MT y BT, mientras que los formularios para los Usuarios Mayores deberían aplicarse a las cargas especiales en AT, no comprendidos en los anteriores formatos.

Asimismo, menciona que OSINERGMIN debe ser flexible en la aplicación de los formatos, dado que pueden existir aún problemas en otros formatos, que se detecten al momento de utilizar los mismos.

Por otro lado, manifiesta que en concordancia con la observación 2.5.1, no resulta necesaria la división de clientes en Usuarios Menores y Usuarios Mayores.




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b) Análisis de OSINERGMIN Con relación a los formatos, ver el análisis contenido en el numeral 2.5.2 del presente informe. Asimismo, en relación a los Usuarios Menores y Mayores, ver el análisis contenido en el numeral 2.5.1 del presente informe.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar los formatos, los cuales se muestran en el Anexo A del presente informe.


a) Comentario Señala que no es posible llenar el formato F-101. Adjunta una propuesta de formato alternativo basado en mediciones de potencia y energía reales.


b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral 2.5.2 del presente informe; así como, los formatos que se presentan en el Anexo A.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario.


a) Comentario Señala que en el formato F-103 la definición del FPHMSEIN no concuerda con el texto del Proyecto de Norma. Asimismo, propone nueva redacción para dicha definición, la cual sería la siguiente:

FPHMSEIN: Factor de participación en potencia a la hora de máxima demanda del SEIN, determinado como el cociente del Pmáx entre la demanda del sistema eléctrico a la hora de máxima demanda del SEIN.




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a) Comentario Señala que no es posible llenar el formato F-105. Propone un formato alternativo.





a) Comentario Señala que para el formato F-106 no proceden las pruebas estadísticas “F” y “t” para el método de tendencias. Propone un formato alternativo.

Sustento Señala que la proyección de ventas de energía por el método de tendencias, tiene como única variable el tiempo.





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a) Comentario Para el formato F-107 propone un formato alternativo, el cual según señala, es coherente con las observaciones realizadas a la organización por grupo de usuarios.











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b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral 2.5.2 del presente informe, así como, los formatos que se presentan en el Anexo A.



a) Comentario Señala que la definición del formato F-123 referente al mapa de densidad de carga, refuerza la conveniencia y necesidad de distinguir rangos de densidad de carga y no por tipo de uso de la energía.





a) Comentario Para el formato F-201, señala que las potencias por SET existentes, deben ser la máxima posible y para las SET nuevas, deben ser la potencia necesaria y suficiente debidamente sustentada.

Sustento Menciona que los métodos conocidos para determinar el dimensionamiento óptimo de un sistema, corresponden a un horizonte de planeamiento de 20 años, teniendo en cuenta que dichos valores óptimos se deben alcanzar en dicho tiempo. Asimismo, señala que considerando un periodo de planeamiento de 10 años, para el cual, el dimensionamiento debe estar ajustado a la demanda, las potencias por SET existentes deben ser la máxima posible y para las SET nuevas, deben ser la potencia necesaria y suficiente que se requieran poner en servicio con el debido sustento. Finalmente, indica que sí se debe analizar las alternativas de potencia y



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cantidad de unidades de transformación, para determinar el mínimo costo del equipamiento progresivo de las SET a lo largo de los 10 años de estudio.

b) Análisis de OSINERGMIN El comentario de ELECTRO SUR ESTE corresponde a uno de los criterios que pueden ser asumidos para la determinación de la capacidad óptima de las SET, el cual podría formar parte del Estudio a ser presentado por la empresa concesionaria, con el debido sustento. No corresponde a la presente norma limitar a un único criterio la determinación del SER, sino, permitir que se analicen diferentes alternativas para seleccionar la capacidad óptima.


2.6 Comentarios y Sugerencias de Enersur S.A. En la presente sección se realiza el análisis de los comentarios y sugerencias presentadas por Enersur S.A. (en adelante “ENERSUR”), con fecha 23 de octubre de 2007.

2.6.1 Comentario 52

a) Comentario Señala que en el primer párrafo de la exposición de motivos, se debe precisar que no aplica a los sistemas de transmisión comprendidos en las concesiones otorgadas al amparo del D.S. 059-96-PCM.

Sustento Señala que su comentario tiene como base a la Sexta Disposición Transitoria de la Ley 28832.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe mencionar que no es correcto lo mencionado por ENERSUR. Al respecto, lo que establece la citada Sexta Disposición Transitoria, es que la Ley 28832 no es aplicable a los ST059, en aquello que se oponga a lo estipulado en los respectivos contratos de concesión. En ese sentido, el Proyecto de Norma si es aplicable a las instalaciones del tipo ST059, en los aspectos que sus respectivos contratos de concesión así lo establezcan o lo permitan.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario. No obstante, a fin de aclarar este aspecto, se recomienda modificar el numeral 1.3 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:



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“1.3. La presente norma es de aplicación a todos los sistemas de transmisión secundarios y complementarios, sujetos a regulación por parte del OSINERGMIN, incluso, en los aspectos que su respectivo contrato lo permita, a los sistemas de transmisión comprendidos en las concesiones otorgadas al amparo del Texto Único Ordenado de las normas con rango de Ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras publicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM.”

2.6.2 Comentario 53

a) Comentario En relación al numeral 3.9, menciona que se debe corregir la definición del Factor de Contribución a la Punta (FCP), debido a que interpreta que dicho factor debe corresponder a la relación de la máxima potencia de una carga en horas punta y la máxima demanda de potencia de dicha carga.


b) Análisis de OSINERGMIN El Factor de Contribución a la Punta (FCP) definido en el numeral 3.9 del Proyecto de Norma, se utiliza para determinar la demanda de potencia coincidente a nivel de SET, es por ello, que está referido a la hora punta de la SET y no a la hora de máxima demanda de la carga.


2.6.3 Comentario 54

a) Comentario Considera conveniente que se publique en la página Web de OSINERGMIN, la información correspondiente a los módulos estándares y a la base de datos estructurada, así como, sus respectivas actualizaciones.


b) Análisis de OSINERGMIN Los módulos estándares y la base de datos estructurada a que se refiere el comentario, fueron prepublicados mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 484-2007-OS/CD, en la página Web de dicho Organismo con fecha 16 de agosto de



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2007, a fin de recabar las opiniones y sugerencias dentro del plazo previsto en dicha Resolución. Asimismo, las actualizaciones de dicha base de datos también se publicará en su oportunidad, en la página Web de OSINERGMIN, en cumplimiento del numeral V) del literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.


2.6.4 Comentario 55

a) Comentario Señala que en la definición del SER, se debe agregar que dicho SER debe permitir brindar el servicio con calidad, confiabilidad y seguridad. Sustento No presenta sustento.

b) Análisis de OSINERGMIN La definición del SER consignada en el numeral 3.20 del Proyecto de Norma, define en forma general el ámbito de su aplicación. Además que, en el Artículo 13º del Proyecto de Norma se establecen los criterios específicos para la determinación del SER, entre ellas, los criterios de calidad consignadas en los numerales 13.2 y 13.3 de dicho proyecto. Por lo indicado, no se requiere agregar en el numeral 3.20 los criterios que señala ENERSUR en su comentario.


2.6.5 Comentario 56

a) Comentario Sugiere que se agregue entre los tipos de SCT, a aquellos sistemas que se construyeron por iniciativa propia, aún cuando no han formado parte del Plan de Transmisión o el Plan de Inversiones aprobado por OSINERGMIN.


b) Análisis de OSINERGMIN En el caso de las instalaciones de SCT asignadas a la demanda, se debe mencionar que el hecho de construir un sistema de transmisión tipo SCT por iniciativa propia que no obedezca a un Plan de Transmisión o al Plan de



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Inversiones aprobado por OSINERGMIN, puede conllevar a que dicho sistema no sea eficiente. Por otro lado, para el caso de los sistemas de transmisión asignadas a la generación, la remuneración viene dado a partir de la configuración de un SEA, el cual ya está contemplado en la definición del SCTPT establecido en el numeral 4.2.1 del Proyecto de Norma.

En este sentido, no es necesario agregar en el Proyecto de Norma el tipo de sistema bajo las condiciones que señala ENERSUR en su comentario.


2.6.6 Comentario 57

a) Comentario Sugiere que en el Artículo 3º se incluya la definición del SCTD, debido a que en el numeral 5.1 se hace mención a dicho SCTD.




2.6.7 Comentario 58

a) Comentario Indica que no queda claro si el procedimiento que menciona el numeral 5.6.1 corresponde al fijado en el Artículo 6º o si se publicará posteriormente dicho procedimiento. Asimismo, sugiere que en el caso el procedimiento corresponda al fijado en el Artículo 6º, se aclare agregando el texto “en el Artículo 6º de la presente norma”.


b) Análisis de OSINERGMIN Se debe aclarar que el procedimiento a que se refiere el numeral 5.6.1, corresponde a lo descrito en el Artículo 6º del Proyecto de Norma. En este sentido, corresponde aclarar este aspecto en el numeral 5.6.1 del Proyecto de Norma.



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c) Conclusión Se acoge el comentario y se recomienda modificar el numeral 5.6.1 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“5.6.1. El ESTUDIO se inicia con la recolección de los datos básicos para la proyección de la demanda y, la propuesta para la determinación de la responsabilidad de pago, conforme al Artículo 6° de la presente norma.”

2.6.8 Comentario 59

a) Comentario Considera que en el numeral 5.6.5 referido al SER, se debe agregar en dicho numeral, los criterios de confiabilidad y seguridad, incluyendo a manera de ejemplo, el costo de la energía no suministrada.


b) Análisis de OSINERGMIN Se debe señalar que, los criterios de confiabilidad y seguridad que señala ENERSUR en su comentario, sí se tienen en cuenta en el Proyecto de Norma en los numerales 13.2 y 13.3. No obstante, no es factible incluir dichos criterios como parte de la fórmula de optimización del costo total, dado que la valorización de los mismos es totalmente incierta y variable. A manera de ejemplo, mencionamos que para un usuario residencial, la energía no suministrada (ENS) no tiene el mismo valor en las diferentes horas del día. Asimismo, el valor de la ENS es diferente para los distintos tipos de usuarios (residencial, comercial, industrial).


2.6.9 Comentario 60

a) Comentario Señala que en el numeral 6.2 se debe precisar que la limitación no aplica a las instalaciones de transmisión del tipo ST059.

Sustento Indica que el comentario tiene como sustento la Sexta Disposición Transitoria de la Ley 28832 y el numeral 6.4 del Proyecto de Norma.




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a) Comentario Considera que por razones de transparencia y claridad, el procedimiento de asignación de responsabilidad de pago que se indica en el numeral 6.3.3, debe estar incluido en el Proyecto de Norma, previa publicación para la etapa de comentarios.


b) Análisis de OSINERGMIN El procedimiento de asignación de responsabilidad de pago que señala el numeral 6.3.3 del Proyecto de Norma, no necesariamente debe estar incluido en el Proyecto de Norma, dado que la asignación de responsabilidad de pago es una actividad que puede desarrollarse de manera separada, la misma que no es limitante para los estudios de demanda y determinación del SER, determinación de costos de inversión, operación y mantenimiento.

Por otro lado, cabe mencionar que para el sistema Garantizado de Transmisión, también es necesario establecer los criterios para la asignación de responsabilidad de pago, los mismos, deberán ser consistentes con el mencionado numeral 6.3.3, en merito del principio de imparcialidad. En ese sentido, OSINERGMIN emitirá posteriormente el procedimiento para la asignación de responsabilidad de pago, a fin de que los interesados emitan sus comentarios y sugerencias. Se debe señalar que actualmente se vienen desarrollando los estudios que sustenten dicho procedimiento.



a) Comentario En relación a los criterios generales para la proyección de demanda, señala que se tiene procedimientos muy restrictivos basados en información histórica que muchas veces es inexistente o incompleta. En este sentido, sugiere hacer más flexible los procedimientos empleados, en función a la información que se disponga.




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a) Comentario Señala que para los sistemas de transmisión asignados a los generadores, considera que no se requiere efectuar la proyección de demanda, sino considerar el posible crecimiento de las centrales generadoras que hacen uso de las instalaciones, a fin de que se dimensione adecuadamente el sistema de transmisión requerido para evacuar la energía generada.


b) Análisis de OSINERGMIN Al respecto, se debe mencionar que en el Artículo 10° del Proyecto de Norma, el término “demanda” se refiere al requerimiento de capacidad del sistema de transmisión. En ese sentido, la demanda de los generadores está en función de la capacidad de las centrales de generación, tal como se señala en el numeral 8.1.2 y el Artículo 10° del Proyecto de Norma.



a) Comentario En relación al numeral 12.1 del Proyecto de Norma, señala que se debe precisar que para el dimensionamiento de las instalaciones cuya remuneración es asignada a los generadores que conforman el SER, estas deben ser adaptadas a la capacidad de generación existente a dicho momento.


b) Análisis de OSINERGMIN El Artículo 11º del Proyecto de Norma, define claramente que para los sistemas tipo SSTG entre otros, el SER está conformado por el Sistema Económicamente



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Adaptado (SEA). En ese sentido, el sistema adaptado no necesariamente corresponde a la capacidad de generación existente, por el contrario, se debe tener en cuenta el periodo de vigencia de las tarifas, dado que, las compensaciones deben reflejar los pagos que deben efectuar los Generadores presentes en dicho periodo. Por lo tanto, no es factible modificar el numeral 12.1 en los términos que se indica en el comentario.

c) Conclusión No se acoge el comentario. No obstante, a fin de aclarar este aspecto, se recomienda modificar el numeral 12.1 del Proyecto de Norma de la siguiente manera:

“12.1. El dimensionamiento de las instalaciones de transmisión que conforman el SER debe corresponder al principio de adaptación a la demanda para instalaciones cuya remuneración es asignada total o parcialmente a los Usuarios y, adaptadas a la capacidad de generación para instalaciones cuya remuneración es asignada a los Generadores, existentes en el periodo de vigencia de la fijación tarifaria (4 años).”

2.7 Comentarios y Sugerencias de Luz del Sur S.A.A.

En la presente sección se realiza el análisis de los comentarios y sugerencias presentadas por Luz del Sur S.A.A. (en adelante “LUZ DEL SUR”), con fecha 23 de octubre de 2007.

2.7.1 Comentario 65

a) Comentario Señala que el Proyecto de Norma debe asignar la responsabilidad de coordinación para el desarrollo del estudio a un solo agente, así como establecer un mecanismo para el reembolso del costo del estudio.

Sustento Indica que en el Proyecto de Norma no se está considerando las dificultades que puedan generarse debido a la inexistencia de un único coordinador que se encargue de organizar la recopilación de información con los diferentes titulares. Asimismo, señala que el hecho de no establecer un responsable, puede conllevar a que nadie asuma tal responsabilidad con el riesgo de no cumplir con el objetivo de la norma.




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2.7.2 Comentario 66

a) Comentario La información solicitada llega a un grado de detalle innecesario, no resultando razonable para sus objetivos. Asimismo, menciona que de ser el caso, la información solicitada puede ser confidencial, aclarando que sería ilegal exigir que se entregue información a un tercero.

Por otro lado, señala que al no preverse la participación de una entidad pública en la recolección de información, no existe garantía sobre la idoneidad de la información que se entregue.

Finalmente, menciona que no se establece un mecanismo de reembolso de los costos que se generarán para la distribuidora al proveer la información requerida.


b) Análisis de OSINERGMIN Cabe señalar que, de acuerdo al análisis contenido en el numeral 2.5.2 del presente informe, el detalle de la información requerida ha sido simplificado. Por otro lado, respecto al tema de la confidencialidad, se debe indicar que la información requerida para la proyección de demanda, se refiere a registros históricos de demanda y de sus factores asociados, siendo esta información necesaria para efectuar los cálculos de la fijación tarifaria, razón por la cual, es imprescindible que sea de conocimiento de los titulares de transmisión para dichos efectos. Asimismo, la información de demanda de los usuarios regulados no puede tener carácter confidencial, pues corresponde a un negocio que es un monopolio natural. Por lo indicado, no resulta ilegal que se entregue información a un tercero, debiendo ser esta abierta y transparente.

En relación al tema de que una entidad pública se encargue de la recolección de la información para efectos de la fijación tarifaria, no sería eficiente, dado que se invertiría más tiempo en forma innecesaria al remitir la información a la entidad y que ésta lo envíe al transmisor, por esta razón, es recomendable que la información se entregue de manera directa por parte de los distribuidores a los transmisores. Por otro lado, en el caso que la información presentada no sea veraz, OSINERGMIN está facultado a aplicar las sanciones que correspondan. No obstante, se debe aclarar este aspecto en la Norma (ver el análisis del numeral 2.3.2 del presente informe).

En relación al tema del costo adicional, se debe mencionar que, la información de demanda que las empresas entreguen, son las mismas que emplearán para el cálculo de las tarifas de transmisión, por lo tanto, no representa un costo adicional.




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2.7.3 Comentario 67

a) Comentario Señala que debe incorporarse como criterio para la definición del SER, las características técnicas particulares de las instalaciones, tales como, el clima, terreno y medio ambiente, así como, las disposiciones legales dadas por OSINERGMIN o por otras entidades públicas. Asimismo, debe tomarse en cuenta los estándares de la industria.

Sustento Señala que si bien es cierto, el concepto del SER reconoce que debe sujetarse a las normas técnicas y medio ambiente vigentes, dicha precisión no es suficiente. Asimismo, menciona que el SER reconoce una serie de criterios de eficiencia que ponen en evidencia que se trata de un modelo teórico; sin embargo, al momento de su aplicación dicho modelo teórico no puede encontrarse ajeno a la realidad, por el contrario, se debe ajustar a ésta.

b) Análisis de OSINERGMIN En el numeral 3.20 del Proyecto de Norma, se muestra la definición del SER, en el cual se especifica que se debe cumplir las normas técnicas y medioambientales vigentes. En este sentido, dicha definición cubre el alcance del comentario cuando se refiere al clima, terreno y medio ambiente. Cabe indicar que, en los Artículos 11°, 12° y 13° del Proyecto de Norma, se establecen los criterios específicos para la determinación del SER. Razón por la cual, resulta innecesario agregar en el numeral 3.20 del Proyecto de Norma, lo sugerido por LUZ DEL SUR en este alcance.

Respecto de las disposiciones legales emitidas por otras entidades públicas, es necesario que ello se aclare en el numeral 13.1.7 del Proyecto de Norma, a fin de que se tomen en cuenta, de manera complementaria, para la definición del SER mientras no contravenga las normas técnicas de mayor jerarquía.

Respecto de considerar los estándares de la industria, ya han sido consideradas las normas que se establecen en el numeral 13.1.7 del Proyecto de Norma, por lo cual, no es necesario incorporar lo solicitado por LUZ DEL SUR en este alcance.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar el numeral 13.1.7 de la siguiente manera:

“13.1.7. El dimensionamiento del SER deberá tener en cuenta el Código Nacional de Electricidad y, complementariamente, otras normas en el orden de preferencia siguiente: normativas técnicas peruanas vigentes, normas de la Comisión Electrotécnica Internacional, Recomendaciones de la IEEE, Normas de la ANSI, Normas VDE y normas técnicas de organismos internacionales que sean de aplicación a nuestras condiciones geográficas, sociales y económicas; y complementariamente, las disposiciones emitidas por el gobierno central, regional o local en tanto no contravenga el Código Nacional de Electricidad y, normativas técnicas peruanas de mayor jerarquía.”



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2.7.4 Comentario 68

a) Comentario Señala que debe incorporarse como criterio para la definición del SEA, las características técnicas particulares de las instalaciones, tales como, el clima, terreno y medio ambiente, así como, las disposiciones legales dadas por OSINERGMIN o por otras entidades públicas. Asimismo, debe tomarse en cuenta los estándares de la industria.

Sustento Señala que el concepto del SEA reconoce una serie de criterios de eficiencia que ponen en evidencia que se trata de un modelo teórico; sin embargo, al momento de su aplicación dicho modelo teórico no puede encontrarse ajeno a la realidad, por el contrario, se debe ajustar a ésta.

b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral anterior.


2.7.5 Comentario 69

a) Comentario Propone añadir un nuevo numeral 3.29 que contenga la definición del “horizonte de optimización”, el cual señale que el periodo a considerar en la optimización de los componentes del sistema de transmisión, debe corresponder a un horizonte de 20 años.

Sustento Menciona que para el cálculo del CMA de las inversiones, se considera una vida útil de las instalaciones igual a 30 años. En este sentido, la determinación de la capacidad de los equipos debe efectuarse tomando en cuenta un plan de largo plazo de 20 años.

b) Análisis de OSINERGMIN En relación al horizonte de optimización, se debe señalar que LUZ DEL SUR no presenta argumentos que sustenten adecuadamente su comentario. No obstante, se debe mencionar que, el numeral V) del literal b) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, establece que el CMA de las instalaciones de transmisión, establece que el horizonte para el estudio de planificación, debe ser de 10 años. En este sentido, el tiempo establecido obedece al mandato del Reglamento de la LCE. Por lo tanto, no corresponde atender el pedido de LUZ Del SUR en este alcance.



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2.7.6 Comentario 70

a) Comentario Propone añadir un nuevo numeral 3.30, en el cual se precise el horizonte de análisis para el cálculo de peaje por un periodo de 5 años, a fin de evitar las inconsistencias indicadas en los numerales 23.1 (5 años) y 25.1 (10 años).

Sustento El sustento es similar al comentario.



2.7.7 Comentario 71

a) Comentario Señala que se debe indicar la relación de sistemas tipo SSTD y SCTD que conforman cada área de demanda y que elaborarán y presentarán un único estudio.

Sustento No se presenta sustento.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe señalar que mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 634-2007-OS/CD se han aprobado las Áreas de Demanda, en ella se indican los sistemas que integran cada área, las empresas distribuidoras incluidas y los titulares de las instalaciones de transmisión correspondientes; en ese sentido, no es necesario en esta norma incluir lo solicitado.

c) Conclusión No se acoge el Comentario.



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2.7.8 Comentario 72

a) Comentario Propone modificar el texto del numeral 5.6.5, en el sentido de aclarar que el SER corresponde al óptimo al final del horizonte de optimización (año 20) y no para todo el horizonte de estudio.




2.7.9 Comentario 73

a) Comentario Propone modificar el texto del numeral 5.6.7, en el sentido de aclarar que la meta es alcanzar el SER óptimo correspondiente al final del horizonte de optimización (año 20).

Sustento Señala que la forma como está planteado el proceso de planeamiento en el Proyecto de Norma, significaría desarrollar sucesivamente y en forma indefinida en cada fijación tarifaria, procesos de optimización considerando periodos de 10 años que no necesariamente van a converger en un óptimo dado.

b) Análisis de OSINERGMIN Respecto del horizonte de 20 años, ver el análisis contenido en el numeral 2.7.5 del presente informe. Asimismo, respecto del equipamiento progresivo ver el análisis contenido en el numeral 2.5.15 del presente informe.




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a) Comentario Señala que se debe agregar un nuevo numeral 5.6.11, donde se establezca que para la determinación del tamaño óptimo de los transformadores y calibre de los conductores, se debe considerar el horizonte de optimización.

Sustento Señala que el sustento es el mismo del que se muestra en el comentario 69.




a) Comentario Propone modificar el texto del numeral 7.2.4 del Proyecto de Norma, en el sentido de agregar precisiones sobre la separación de demanda por nivel de tensión en base a las proporciones y tendencias históricas registradas en los últimos 10 años.

Sustento Señala que el método de pronóstico de demanda por nivel de tensión no asegura resultados confiables, debido a que la información histórica contiene traspasos de usuarios de un nivel a otro.




a) Comentario Propone modificar el numeral 7.2.5, excluyendo del texto los tipos de carga y agregando que los usuarios en AT sean tratados en forma individual.



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Sustento Señala que el nivel de desagregación planteado es suficiente para efectos de planeamiento de sistemas de transmisión.




a) Comentario Propone modificar el numeral 9.1.1, adecuando el texto de manera tal, que esté condicionado a que se aplique la metodología en caso se disponga de la información de los parámetros que intervienen en la proyección de demanda. Asimismo, señala que la máxima demanda del sistema eléctrico a que se refiere el segundo párrafo del numeral 9.1.1, debe corresponder a la no coincidente.

Sustento Señala que el método más adecuado para efectuar la proyección de demanda, dependerá de las características de su mercado eléctrico y de la información disponible. En este sentido, manifiesta que cada titular debe seleccionar y sustentar el método de proyección de demanda de energía que va a adoptar.




a) Comentario Propone modificar el numeral 9.1.2, excluyendo del texto la configuración espacial por polígonos en la composición de usuarios según tipo de consumo.

Sustento Señala que lo planteado en el comentario es suficiente para efectos de planeamiento de sistemas de transmisión.



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a) Comentario Propone modificar los numerales 9.1.3.a, 9.1.3.b y 9.1.3.c, en el sentido de permitir que los titulares puedan seleccionar su método de proyección de demanda en función a las características de su mercado eléctrico.

Sustento Señala que el método más adecuado para efectuar la proyección de demanda, dependerá de las características de su mercado eléctrico y de la información disponible. En este sentido, manifiesta que la elección del método a emplear resultará de un análisis de la data disponible, así como, de otras variables que expliquen el comportamiento de la demanda.




a) Comentario Propone modificar el numeral 9.1.3.d, precisando que las pérdidas deben corresponder a los estándares en MT y BT y no las reales totales en MT y BT.

Sustento Manifiesta que en los comentarios posteriores se indica que se deben considerar pérdidas estándares.





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a) Comentario Respecto del numeral 9.1.4, señala que en la fórmula de proyección de potencia falta dividir entre el número de horas del año.





a) Comentario Propone modificar el numeral 13.1.2, en el sentido de que sean dos años el tiempo en el cual se toma como base la topología del sistema de transmisión.

Sustento Señala que para cumplir con la fecha de presentación de los estudios, es necesario iniciar el desarrollo de dichos estudios el año anterior al de la presentación.

b) Análisis de OSINERGMIN Para efectos de la fijación tarifaria, se ha considerado en el Proyecto de Norma que la topología del sistema de transmisión corresponda al año anterior al de la entrada en vigencia de los peajes y compensaciones, debido a que, en ese año, la topología de la red es la más actualizada con miras a la fijación tarifaria del año siguiente. El hecho que, la presentación de los Estudios se realice a inicios del año anterior al de la fijación, no implica que el titular desconozca la topología del sistema de transmisión para dicho año, debido a que, para ese año ya son conocidos el Plan de Inversiones y las obras de transmisión que se encuentren en curso.

c) Conclusión No se acoge el comentario. No obstante, a fin de aclarar este aspecto, se recomienda modificar el numeral 13.1.2 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“13.1.2. Se toma como base la topología del sistema existente de transmisión correspondiente al año anterior al de la entrada en vigencia de los Peajes y Compensaciones.”



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a) Comentario Propone modificar el numeral 13.1.6, en el sentido que el factor de utilización (FU) máximo sea de 1 para la operación normal y excluye los FU para los casos de contingencias.

Sustento Señala que de la norma IEC 60076-7 referida a sobrecarga de transformadores, se puede concluir que las sobrecargas constituyen un criterio operativo, que además dependerá del grado de riesgo que el operador vaya a asumir. En este sentido, menciona que la sobrecarga no debe adoptarse como un criterio general de planeamiento.




a) Comentario Propone modificar el numeral 13.1.7, en el sentido de que el dimensionamiento del SER también considere las disposiciones del gobierno central, regional o local, que afecte el dimensionamiento de dicho SER. Asimismo, señala que el numeral 13.1.7 debe considerar al “procedimiento para la supervisión de deficiencias en seguridad en líneas de transmisión y en zonas de servidumbre” aprobada por la resolución OSINERG Nº 264-2005-OS/CD.

Sustento Respecto del procedimiento indicado en el comentario, señala que está vigente y establece plazos definidos para resolver problemas de servidumbres. Asimismo, en relación al dimensionamiento del SER el sustento que presenta es similar al comentario.





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a) Comentario Propone modificar el texto del numeral 13.1.8.a, en el sentido de que el dimensionamiento y configuración de las instalaciones de transmisión consideren las características de las redes MT establecidas en el estudio del VAD.

Sustento Señala que debe existir coherencia entre los estudios tarifarios que se desarrollan para los diferentes componentes de los sistemas eléctricos.




a) Comentario Manifiesta que se deberá emitir lo antes posible el procedimiento que se indica en el numeral 13.2.1.b, a fin de que sea considerado en la presentación de propuestas.



c) Conclusión

No se acoge el comentario.


a) Comentario Propone modificar el numeral 13.3.1, en el sentido de que el texto especifique que se considerará redundancia bajo el criterio N-1 a todas las redes de transmisión del sector típico 1.

Sustento Menciona que en la norma “Criterios” aprobada mediante Resolución OSINERG Nº 165-2005-OS/CD, se establecía que en las redes de transmisión del sector típico 1



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se consideraba redundancia bajo el criterio N-1. En este sentido, considera que debe haber estabilidad jurídica, debiendo mantenerse dicho criterio sin ninguna variación.

b) Análisis de OSINERGMIN Con respecto a los indicadores sistémicos SAIDI y SAIFI, ver el análisis contenido en el numeral 2.1.4 del presente informe. Por otro lado, con relación al alcance del criterio N-1, debido a que el área metropolitana de una ciudad no esta definida explícitamente, se considera no incluir este término en el numeral 13.3.1 del Proyecto de Norma.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar el numeral 13.3.1 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

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


a) Comentario Señala que en el numeral 13.3.2 se debe precisar que para las demás instalaciones no se consideren redundancias, excepto que se presente justificación debidamente sustentada. Asimismo, menciona que previa justificación en el sistema eléctrico se consideren los transformadores de reserva.

Sustento Manifiesta que pueden presentarse casos de cargas especiales que requieran alimentación redundante. Asimismo, menciona que el hecho de no contar con la reserva necesaria de transformadores puede significar racionamientos de energía por tiempos prolongados.

b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral 2.5.14 del presente informe. Asimismo, con respecto a la solicitud que se consideren transformadores de reserva, se debe mencionar que esta es una de las posibles soluciones para la definición del SER, el cual, deberá ser analizado en el proceso tarifario correspondiente, razón por la que, no es necesario incorporar dicha especificación en el numeral 13.3.2 (ahora 13.3.3) del Proyecto de Norma.




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a) Comentario Propone modificar el numeral 14.1, en lo referente a cambiar el texto “alternativas” por “alternativas técnicamente factibles”.

Sustento Señala que cualquier alternativa que se evalúe y eventualmente se recomiende, debe ser técnicamente factible de ejecutar.

b) Análisis de OSINERGMIN El término “alternativas” por definición, corresponden a las opciones viables de solución a determinados problemas. En este sentido, el numeral 14.1 al referirse a “alternativas”, se debe entender que corresponden a aquellas opciones técnicamente factibles de ejecutar, no siendo necesario modificar el texto del numeral 14.1.



a) Comentario Propone modificar los numerales 24.1.2 y 24.1.3, en el sentido que el estudio considere las tarifas vigentes a su fecha de presentación y que OSINERGMIN lo actualice al 2009 cuando disponga de la información. Asimismo, menciona que el precio base para efectos de referirlos al 31 de marzo de 2009, debe corresponder a la barra de referencia del sistema eléctrico que estuvo vigente a julio de 2006.

Sustento Señala que para la fecha de presentación de los estudios, aún no se tendrán los parámetros vigentes a la fecha requerida por OSINERGMIN. Asimismo, menciona que para el caso del Precio en Barra, el precio base debe corresponder a la barra de referencia del sistema eléctrico que estuvo vigente a julio de 2006, por ser este último mes en el cual el sistema eléctrico era íntegramente SST.

b) Análisis de OSINERGMIN Es razonable que los titulares de los sistemas de transmisión, consideren en sus Estudios las tarifas vigentes a la fecha de presentación. No obstante, en el proceso regulatorio existe la etapa de absolución de observaciones, donde el titular presentará su propuesta final incluyendo las tarifas actualizadas a dicha fecha. Asimismo, en la etapa de publicación de las tarifas y compensaciones, OSINERGMIN como parte de su responsabilidad, incluirá las tarifas que estuvieran vigentes al 31 de marzo.

En relación al comentario de emplear la barra de referencia que estuvo vigente a julio de 2006, debemos indicar que es correcta la sugerencia, debido a que los



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tarifas y factores de pérdidas empleados para determinar los precios en barra, corresponden a las configuraciones analizadas en su momento.

c) Conclusión Se acoge el comentario y se recomienda modificar los numerales 24.1.2 y 24.1.3 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“24.1.2. Para este cálculo, se emplean los valores de la demanda de energía correspondiente al periodo anual comprendido desde el mes de agosto de 2005 hasta julio de 2006, así como el Peaje, factores de pérdidas marginales y las Tarifas en Barra vigentes al 31 de marzo de 2009. Para las etapas intermedias del proceso regulatorio, se emplearán de manera preliminar los valores de Peaje, factores de pérdidas 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 expresión:

…

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


a) Comentario En relación al numeral 24.1.8, señala que previo a su aplicación, el CMA obtenido en el numeral 24.1.3 debe afectarse por un factor de ajuste calculado como el cociente entre los factores de actualización FA1 y FA2, donde:

FA1: Factor que está en función del tipo de cambio e IPM, la variación de los precios del Cobre y Aluminio.

FA2: Factor de actualización que toma en cuenta la variación del tipo de cambio e IPM.

Asimismo, manifiesta que ambos factores serán determinados para el periodo de agosto 2003 a marzo de 2009.

Sustento Señala que en el numeral 28.3 se prevé incluir en la fórmula de actualización la variación de los precios del Cobre y Aluminio. Seguidamente, menciona que a la fecha los peajes han sido determinados con precios de agosto 2003, los que han sido actualizados por tipo de cambio e IPM, sin considerar el incremento que se ha tenido en los precios del Cobre y Aluminio. En este sentido, manifiesta que debido a que el numeral 28.3 prevé la fórmula de actualización con los precios del Cobre y Aluminio, y con el fin de ser coherentes, se debe actualizar el CMA considerando la variación de dichos precios en el periodo comprendido entre el 1 de mayo de 2003 y el 23 de julio de 2006.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe mencionar que la Primera Disposición Transitoria del DS027, dispone que para determinar el CMA de los SST, se emplee el Peaje y el ingreso tarifario que se encuentren vigentes al 31 de marzo de 2009. En ese sentido, los peajes y las



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fórmulas de actualización que corresponden aplicar para este fin, son las establecidas en las resoluciones vigentes, las mismas que resultaron como consecuencia de todo un proceso regulatorio que incluye las etapas de audiencias, prepublicaciones y recursos de reconsideración. Por otro lado, cabe aclarar que, conforme lo señala el numeral II) del literal d) del Artículo 139º del DS027, durante la fijación tarifaria también se establecerán las fórmulas para la actualización del CMA, las mismas que tomarán en cuenta la variación de los precios del Cobre y del Aluminio; al respecto, ello ya se ha contemplado en el Artículo 28 del Proyecto de Norma. Por lo tanto, no es procedente agregar un segundo factor de actualización adicional al establecido en dichas resoluciones, porque significaría modificar valores y fórmulas de actualización que se encuentran vigentes.



a) Comentario Propone modificar el numeral 25.1, en lo referente al horizonte de tiempo de 10 años a 5 años.

Sustento Manifiesta que debe haber coherencia con lo establecido en el numeral 23.1. Asimismo, señala que al ser mayor el periodo de estudio al periodo de fijación, y ser los ingresos crecientes en el tiempo, el concesionario no recupera en el tiempo los ingresos que le fueron reconocidos en la determinación de su tarifa.




a) Comentario Manifiesta que se debe considerar los factores de actualización a, b, c y d para los SST, mientras que para los SCT señala que sólo debe considerarse los factores a y b.

Sustento Señala que para los SST las tarifas fueron fijadas considerando precios de equipos y materiales electromecánicos que fueron fabricados cuando los precios de los metales estuvieron muy por debajo de los valores actuales. En este sentido,



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menciona que es necesario la inclusión de los factores a, b, c y d a fin de que el CMA sea un valor actualizado.

Con respecto al SCT, señala que la tarifa reconocerá un costo actual que debería ser igual o muy próximo al real, razón por la que no requiere que se considere los factores c y d.

b) Análisis de OSINERGMIN Cabe indicar que el numeral I) del literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, establece explícitamente que para la actualización del CMA de los SST se tome en cuenta los índices de variación de productos importados, precios al por mayor, precio del cobre y precio del aluminio. (a, b, c y d respectivamente), mientras que para los SCT no existe tal obligación explícita. En este sentido, por principio de equidad, OSINERGMIN incluye como criterio para la actualización del CMA de los SCT, los mismos índices. Asimismo, se debe mencionar que el hecho de considerar los mismos índices para ambos tipos de sistemas, no implica que sus valores tengan que ser iguales, dado que, dichos valores serán resultado del análisis que se realicen durante el proceso regulatorio.


2.8 Comentarios y Sugerencias de Redesur S.A.

En la presente sección se realiza el análisis de los comentarios y sugerencias presentadas por Redesur S.A. (en adelante “REDESUR”), con fecha 23 de octubre de 2007.

2.8.1 Comentario 94

a) Comentario Señala que debe incorporarse como criterio para la definición del SER, las características técnicas particulares de las instalaciones, tales como, el clima, terreno y medio ambiente, así como, las disposiciones legales dadas por OSINERGMIN o por otras entidades públicas.

Sustento Señala que si bien es cierto, el concepto del SER reconoce que debe sujetarse a las normas técnicas y medio ambiente vigentes, dicha precisión no es suficiente. Asimismo, menciona que el SER reconoce una serie de criterios de eficiencia que ponen en evidencia que se trata de un modelo teórico; sin embargo, al momento de su aplicación dicho modelo teórico no puede encontrarse ajeno a la realidad, por el contrario, se debe ajustar a ésta.



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2.8.2 Comentario 95

a) Comentario Señala que los criterios expuestos en el comentario precedente, debe incorporarse al concepto del SEA.




2.8.3 Comentario 96

a) Comentario Señala que la obligación de realizar estudios conjuntos debe ser desarrollada por OSINERGMIN o el COES. Asimismo, menciona que en caso contrario, se debe asignar la responsabilidad de coordinación para el desarrollo del estudio a un solo agente, así como establecer un mecanismo para el reembolso del costo del estudio.

Sustento Indica que en el Proyecto de Norma no se está considerando las dificultades que puedan generarse debido a la inexistencia de un único coordinador que se encargue de organizar la recopilación de información con los diferentes titulares. Asimismo, señala a manera de ejemplo, que el COES realiza esta labor para el caso de las tarifas correspondientes al sistema principal de transmisión.

b) Análisis de OSINERGMIN Ver los análisis contenidos en los numerales 2.3.1, 2.3.2 y 2.7.2 del presente informe.



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2.8.4 Comentario 97

a) Comentario En relación al Artículo 5º, menciona que se debe precisar para los casos de los titulares que se encuentran al amparo del Decreto Supremo 059-96-PCM, que el estudio se sujete a los términos del contrato de concesión. Asimismo, señala que las disposiciones del Artículo 5º únicamente resultarán aplicables supletoriamente en aquello que corresponda.




2.8.5 Comentario 98

a) Comentario Menciona que debe precisarse los términos del numeral 5.6.5, a fin de que el análisis para las diversas alternativas técnicas y económicas en la definición del SER, tome en cuenta otros factores, tales como, la realidad geográfica y medio ambiental, entre otros.






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2.8.6 Comentario 99

a) Comentario Menciona que se debe precisar el numeral 5.6.7, en el sentido de que las alternativas técnico económicas adaptadas a la demanda, sean determinadas considerando la realidad de la zona.





a) Comentario En relación al numeral 7.2.3, señala que no hay sustento legal que obligue a las distribuidoras a entregar información a las transmisoras. Asimismo, menciona que el proyecto debe modificarse a fin de que el COES realice la proyección de demanda. Por otro lado, manifiesta que se debe establecer un mecanismo para el reembolso de los costos que se generarán para la distribuidora al proveer la información requerida.

Sustento Indica que no existe sustento legal que ampare la obligación impuesta en el numeral 7.2.3 y que el proyecto no constituye una norma de rango legal para establecer una nueva carga a las empresas concesionarias. Asimismo, menciona que el Reglamento de Transmisión, prevé que el COES es la entidad a cargo de realizar la planificación del sistema de transmisión, concluyendo que el proyecto debe modificarse a fin de que sea el COES la entidad a cargo de realizar las proyecciones de demanda.

Por otro lado, menciona que las distribuidoras pueden negarse legalmente a entregar información confidencial. Asimismo, señala que al no prever la participación de una entidad pública en la recolección y formulación de la información, no existe garantía sobre la idoneidad de la información. Finalmente, señala que no se establece un mecanismo para el reembolso de los costos que se generarán para la distribuidora al proveer la información requerida.

b) Análisis de OSINERGMIN Ver los análisis contenidos en los numerales 2.3.2 y 2.7.2 del presente informe.



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Respecto a la solicitud de que sea el COES la entidad encargada del desarrollo del estudio tarifario, se debe mencionar que para este caso son las empresas transmisoras y distribuidoras locales, las que tienen las mayores ventajas competitivas, para que desarrollen el estudio de planeamiento regional, mientras que el COES es una entidad con un enfoque global del SEIN.

Asimismo, de acuerdo a lo dispuesto en el numeral V del literal a) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, cada concesionario deberá preparar un estudio de planificación.

Por lo indicado, no es factible disponer que el COES se encargue del desarrollo del Estudio.



a) Comentario Señala que se debe precisar el numeral 7.2.4, donde se establezca los criterios a tomarse en cuenta para realizar las proyecciones y el número de modelos alternativos que debe presentarse.

Por otro lado, menciona que la norma debe establecer que será responsabilidad del COES, la obligación de realizar las proyecciones y ponerlas a disposición de los titulares, o en su defecto, establecer con claridad cual será el procedimiento y metodología a seguir y que OSINERGMIN considerará como válidos.

Sustento Señala que el numeral 7.2.4 debe precisarse, debido a que se establece una carga a las empresas transmisoras cuyo estándar de cumplimiento queda a absoluto arbitrio de OSINERGMIN. En este sentido, indica que la Norma debe establecer cuando menos cuales son los criterios a tomarse en cuenta para realizar las proyecciones y el número de modelos alternativos que debe presentarse.

b) Análisis de OSINERGMIN Ver los análisis contenidos en el numeral anterior y en los numerales 2.3.2, 2.5.2 y 2.7.2, del presente informe.



a) Comentario En relación al numeral 7.2.5, reitera la necesidad de que sea el COES la entidad encargada de realizar la proyección de demanda.



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Sustento Señala que de una lectura del numeral 7.2.5 y 7.2.3 se podría concluir que las empresas distribuidoras tengan que elaborar las proyecciones, insistiendo que sea el COES la entidad encargada de realizar tales proyecciones.

b) Análisis de OSINERGMIN Ver los análisis contenidos en los numerales 2.5.2 y 2.8.7 del presente informe.



a) Comentario En relación al numeral 8.1.3, insiste en que debe corresponder al COES el requerimiento de información y la elaboración de las proyecciones de demanda y no ser responsabilidad de las empresas transmisoras.





a) Comentario Respecto del Artículo 9º, reitera la necesidad de que sea el COES la entidad encargada de recopilar la información y elaboración de las proyecciones de demanda.

Sustento El sustento que presenta, contiene similares argumentos a los presentados en los comentarios precedentes, respecto de que el COES asuma la responsabilidad.



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b) Análisis de OSINERGMIN Ver los análisis contenidos en los numerales 2.3.2, 2.5.2, 2.7.2 y 2.8.7 del presente informe.



a) Comentario En relación al Artículo 10º, respecto de las proyecciones de demanda para las instalaciones asignadas a la generación, reitera el pedido de que en este caso, también sea el COES la entidad encargada de recopilar la información y elaboración de las proyecciones de demanda.





a) Comentario En relación a los criterios para la determinación del SER, insiste en que el dimensionamiento de las instalaciones, así como, las diversas alternativas, consideren el recorrido de la línea, la realidad geográfica, las especificaciones técnicas particulares atendiendo a la realidad climática, terreno y medio ambiente, así como, las disposiciones vigentes técnico económicas adaptadas a la demanda, sean determinadas considerando la realidad de la zona. Asimismo, señala que debe tomarse en cuenta los estándares de la industria no debiendo aceptarse que las instalaciones se adapten a la demanda sin tomar en consideración si las instalaciones adaptadas pueden o no ser adquiridas en el mercado.


b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral 2.7.3 del presente.



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a) Comentario Propone que el numeral 13.1.7 contemple la aplicación de cualquier norma del marco legal, así como, las disposiciones de los gobiernos que afecte el dimensionamiento del SER.


b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral 2.7.3 del presente.



a) Comentario Señala que se incorpore en el Artículo 17º un acápite donde el COyM de los sistemas tipo ST059, se determinen conforme lo establece su contrato de concesión.






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a) Comentario Menciona que la forma de presentación de los costos de inversión y COyM, según lo señalado en los artículos 16º y 18º que hacen referencia a los formatos establecidos en el Título III, no son aplicables a los sistemas ST059, o en su defecto, indica que, debe especificarse la forma en que deberán completarse en estos supuestos.

Sustento Manifiesta que los costos de inversión y COyM que establece el Contrato de Concesión, no se han determinado desagregando por costos de procedencia nacional, costos de procedencia extranjera, costos del aluminio, costos del cobre o costos por niveles de tensión, debiendo aclararse que los formatos del Título III establecidos en el Proyecto de Norma, no son aplicables a los sistemas ST059.

b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral 2.6.1 del presente informe. Con respecto a los formatos, los titulares de las instalaciones tipo ST059, deben consignar la información en la medida que su contrato lo permita.



a) Comentario Reitera que los formatos del Proyecto de Norma, deberán ajustarse a los comentarios antes expuestos.


b) Análisis de OSINERGMIN Ver los análisis contenidos en los numerales 2.3.2, 2.5.2, 2.7.2 y 2.8.7 del presente informe, así como, ver los formatos del Anexo A del presente informe.




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a) Comentario En relación al IT a que se refiere el Artículo 22º, interpreta que dicho IT se calcula para transformadores SST que se encuentren conectados entre dos barras para los cuales se han fijado los Precios en Barra. En este sentido, solicita aclarar si dicha interpretación se refiere a todos los SST (SSTG, SSTD y SSTGD), mencionando que, de ser así, se precise la forma de cómo se relaciona el IT de los SSTG y SSTD con la compensación mensual y el peaje.


b) Análisis de OSINERGMIN Con respecto a los peajes, ver el análisis contenido en el numeral 2.2.5 del presente informe. Asimismo, el IT no se toma en cuenta para la determinación de las compensaciones asignadas a los generadores.



a) Comentario Indica que para los SST del tipo ST059, debe precisarse que los ingresos por peaje, IT y compensación mensual, se rigen por su contrato. Asimismo, señala que debe establecerse que el procedimiento de liquidación anual, seguirá siendo aplicado a los sistemas del tipo ST059 con contrato BOOT.






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2.9 Comentarios y Sugerencias de Red de Energía del Perú S.A.

En la presente sección se realiza el análisis de los comentarios y sugerencias presentadas por Red de Energía del Perú S.A. (en adelante “REP”), con fecha 23 de octubre de 2007.


a) Comentario Propone modificar el texto del numeral 1.3 del Proyecto de Norma, en el sentido que se precise que no es aplicable a las concesiones otorgadas al amparo del Decreto Supremo 059-96-PCM.

Sustento Señala que no se considera que el Proyecto de Norma no debería tener alcance a las instalaciones que fueron otorgadas al amparo del Decreto Supremo 059-96-PCM, recomendando modificar el texto del numeral 1.3.




a) Comentario Respecto de las Disposiciones Generales del Proyecto de Norma, solicita una mayor precisión de criterios para los cálculos del CMA, peaje y compensaciones en los sistemas de generación demanda.

b) Sustento No presenta sustento.

c) Análisis de OSINERGMIN Se debe señalar que la determinación del SER para los sistemas tipo generación demanda, resulta del análisis de las capacidades requeridas, tanto para los generadores como para los usuarios. Por otro lado, el cálculo de las compensaciones y peajes, se determinan con los mismos procedimientos establecidos para los demás tipo de instalaciones, tomando en cuenta para cada caso (compensación y peaje), la proporción del CMA asignado tanto a la



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generación como a la demanda, respectivamente. Por lo señalado, es necesario efectuar las precisiones en el Proyecto de Norma.

d) Conclusión Se acoge el comentario y se recomienda modificar el Artículo 7°, los numerales 8.2, 12.8 y 27.3 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera;

“Artículo 7º.- Criterios Generales para elaborar la Proyección de la Demanda para instalaciones asignadas total o parcialmente a los Usuarios

…”

“8.2. Para el caso de las instalaciones asignadas en forma parcial a los Generadores, se deberá tener en cuenta tanto los criterios establecidos en el Artículo 7º y 9º para las instalaciones asignadas a los Usuarios, así como los criterios establecidos en el numeral 8.1 y Artículo 10º.”

“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.”

“27.3. La CM resulta de aplicar al CMA la fórmula de pagos uniformes para un periodo de 12 meses, según la siguiente expresión:

…

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


a) Comentario Solicita se precise si se aplicará un único peaje por área de demanda y por nivel de tensión.

Sustento Señala que para fines de facturación, existe un problema de asimetría de información entre los agentes, debido a que el titular de transmisión solo cuenta con la información de los medidores en los puntos de suministro de su concesión. En este sentido, manifiesta que el transmisor en su mayoría no puede discriminar si los consumos de un determinado cliente son retirados en un nivel de tensión de MAT, AT o MT aguas abajo.

b) Análisis de OSINERGMIN Según lo dispuesto en el numeral 25.1 del Proyecto de Norma, queda claro que el Peaje Unitario se determina para cada área de demanda y nivel de tensión. Asimismo, respecto del problema de la asimetría de información para fines de facturación, se debe indicar que no es el objeto del Proyecto de Norma establecer los criterios de aplicación. No obstante ello, OSINERGMIN tomará en cuenta la



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sugerencia planteada a fin de considerar las precisiones que correspondan efectuar en su oportunidad.



a) Comentario En relación al Artículo 3º del Proyecto de Norma, señala que se debe precisar a qué se refiere los módulos estándares de inversión para sistemas de transmisión.


b) Análisis de OSINERGMIN La definición de módulos estándares contenidas en el numeral 3.14 del Proyecto de Norma, se refiere a los módulos comprendidos en la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”, la misma que ha sido prepublicada mediante la resolución OSINERGMIN N° 484-2007-OS/CD. En ese sentido, es necesario aclarar este aspecto en el numeral 3.14 del Proyecto de Norma.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar el numeral 3.14 del Proyecto de Norma, en la forma siguiente:

“3.14. Módulos Estándares: Módulos estándares de transmisión establecidos según “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión” estructurada y actualizada periódicamente por el OSINERGMIN.”


a) Comentario Respecto del Artículo 3º, en la definición correspondiente a “punto de suministro”, sugiere eliminar el texto “punto”, porque no está definido en el Proyecto de Norma.

Asimismo, menciona que la información clasificada por nivel de tensión y de los consumos, cuyo suministrador es el distribuidor, no está disponible para el transmisor.




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b) Análisis de OSINERGMIN Con respecto al primer párrafo del comentario, es necesario aclarar el término punto, en el sentido que este se refiere a un punto del sistema eléctrico, el cual no necesariamente es una Barra. En relación al segundo párrafo del comentario, ver el análisis contenido en los numerales 2.3.2 y 2.7.2 del presente informe.

c) Conclusión Se acoge en parte y se recomienda modificar el numeral 3.17 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“3.17 Punto de Suministro: Es la Barra o punto del sistema eléctrico donde el Usuario se conecta y se registra la potencia y energía consumida.”


a) Comentario Respecto del Título II, sugiere modificar el texto de definición del SER, eliminando la parte referida a la configuración de mínimo costo.

Sustento Manifiesta que, el concepto del SER varía según el tipo de sistema, en este sentido, señala que no es recomendable limitar ni que se defina de manera única dicho término.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe señalar que, para todos los tipos de sistemas, excepto los del tipo ST059, el SER debe corresponder a la configuración de mínimo costo, ya sea que esta corresponda al Plan de Inversiones o al SEA. Para el caso de los ST059, el numeral 1.3 del Proyecto de Norma, prevé las excepciones del caso, conforme se analiza en el numeral 2.6.1 del presente informe. Por lo señalado, no es necesario efectuar la modificación sugerida por REP.



a) Comentario Sugiere modificar el texto de la definición del SEA, eliminando la parte referida a la demanda, debiendo quedar solamente como Sistema Económicamente Adaptado.

Sustento Señala que el concepto del SEA es aplicable tanto a instalaciones de generación como de demanda, por lo tanto sugiere modificar el texto.



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b) Análisis de OSINERGMIN Es correcta la sugerencia.

c) Conclusión Se acoge el comentario y se recomienda modificar el numeral 3.21 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“3.21. SEA: Sistema Económicamente Adaptado.”


a) Comentario En relación a la definición de Usuario Menor o Usuario Mayor, recomienda clasificar la demanda bajo los mismos criterios empleados en la regulación de Tarifas en Barra, en el cual únicamente se separan las cargas especiales del resto de la demanda.


b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral del 2.5.1 presente informe.



a) Comentario Señala que a fin de mantener la misma secuencia de los SST, recomienda nombrar la abreviatura de los SCT, de la siguiente manera:

SCTD-PT, SCTD-PI, SCT-LN

SCTG-PT, SCTG-PI, SCTG-LN

SCTGD-PT, SCTGD-PI, SCTGD-LN

Donde;

PT: Plan de transmisión

PI: Plan de inversiones

LN: Libre negociación



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b) Análisis de OSINERGMIN Respecto del comentario de REP, se debe mencionar que el hecho de agregar nuevas clasificaciones para las diferentes opciones de los sistemas de transmisión, dificulta la interpretación de los mismos. Asimismo, se considera que el alcance de las definiciones y clasificación dadas para los sistemas de transmisión en el Proyecto de Norma, son suficientes y necesarias, por su sencillez y facilidad de interpretación. Por lo tanto, no es conveniente agregar nuevas clasificaciones en los términos que propone REP en su comentario.



a) Comentario Menciona que en el numeral 5.1 se describe el texto “los titulares de los SSTD y SCTD…”, para el cual manifiesta que el término SCTD no está definido. Asimismo, señala que no se ha establecido cuáles son las condiciones aplicables a las instalaciones del tipo Generación/Demanda.





a) Comentario Señala que falta establecer el procedimiento para el desarrollo y aprobación del Plan de Inversiones a que se refiere el numeral 5.3.



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Sustento Menciona que en el numeral 5.3 se indica que para los estudios que involucren sistemas tipo SCTPI se debe incluir el respectivo Plan de Inversiones y la descripción de las características generales de cada línea o subestación y la fecha prevista para la puesta en operación comercial, sin embargo en el Proyecto de Norma no se establece el procedimiento para el desarrollo y aprobación del Plan de Inversiones, el cual según señala, de acuerdo con el Artículo 139º corresponde estar aprobado por el OSINERGMIN.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe señalar que, el Proyecto de Norma establece los criterios que sirven como base para que los titulares de los SST y SCT, presenten sus Estudios, los cuales deben incluir sus correspondientes Plan de Inversiones. Asimismo, la aprobación de estos planes, se realizará durante el proceso de fijación de tarifas a llevarse a cabo cada 4 años, conforme al procedimiento establecido por OSINERGMIN, el cual fue prepublicado mediante resolución OSINERGMIN N° 621-2007-OS/CD. No obstante, se debe aclarar lo señalado en los numerales 4.2.2 y 14.2 del Proyecto de Norma.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar los numerales 4.2.2, 11.1 (cuarta viñeta) y 14.2 del Proyecto de Norma, en la siguiente forma:

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

“11.1

…

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

...”

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


a) Comentario Señala que en el Proyecto de Norma no se establece el procedimiento para la recolección de información a que se refiere el numeral 5.6.1, y que sólo se señala qué información será la que se deba presentar.

Sustento Señala que en el numeral 5.6.1 se menciona que el estudio se inicia con la recolección de datos para la proyección de demanda y la propuesta para la



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determinación de la responsabilidad de pago, mediante el procedimiento establecido por OSINERGMIN.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe señalar que el procedimiento a que se refiere el numeral 5.6.1 del Proyecto de Norma, está relacionado con la asignación de responsabilidad de pago y no a un procedimiento específico para la recolección de información. Al respecto, es del caso señalar que la recolección de información obedece a procedimientos propios de cada titular, que no corresponde ser establecidas por OSINERGMIN.



a) Comentario Señala que el numeral 5.6.2 indica que la proyección de demanda se realizará para un periodo de 10 años, sin embargo, para los fines de cálculo de los peajes, el horizonte de estudio corresponde a un periodo de 5 años, razón por la que, solicita precisar.


b) Análisis de OSINERGMIN La proyección de la demanda de potencia y energía tal como lo señala el numeral 5.6.2 del Proyecto de Norma, se realiza para un periodo de 10 años en conformidad a lo establecido en el numeral V) del literal a) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE, para efectos de realizar el estudio de planeamiento o la determinación del SER. Por otro lado, para el cálculo del peaje unitario se emplea un horizonte de 5 años, en conformidad a lo dispuesto en el numeral IV) del literal i) del mencionado Reglamento.



a) Comentario Menciona que en los numerales 5.6.5, 5.6.6 y 5.6.7 se establecen los criterios para la determinación del SER, sin embargo, señala que estas no se ajustan a lo establecido en el Artículo 139º, en la cual, el SER depende de la clasificación de la instalación (SST o SCT, generación o demanda). Asimismo, recomienda separar la forma de establecer el SER, SEA y Plan de Inversiones.



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Respecto del SER, y de acuerdo con el Título II, Capítulo III del Proyecto de Norma, propone la siguiente clasificación:

• Instalaciones SSTD: instalaciones existentes al 23 de julio de 2006 menos instalaciones dadas de baja.

• Instalaciones SSTG, SSTGD y SCTLN: SEA

• Instalaciones SCTPT: instalaciones que corresponden al Plan de Transmisión.

• Instalaciones SCTPI: instalaciones que corresponden al Plan de Inversiones aprobado por OSINERGMIN.

• Instalaciones SCT059: definido por cada contrato de concesión, o en caso el contrato lo permita, se definirá de acuerdo con los casos anteriores.

Sustento Señala que el Proyecto de Norma no precisa la forma de determinar el SEA o como se establecen las instalaciones que forman parte del Plan de Inversiones. En este sentido, propone separar la forma de establecer el SER, SEA y Plan de Inversiones.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe señalar que para todas las instalaciones, excepto a las del tipo SSTD y SCTPT, la determinación del SER se realiza mediante un análisis de mínimo costo, llámese Plan de Inversiones o SEA. Es decir, el SER puede corresponder a un Plan de Inversiones, a un SEA o ambos. Para los sistemas tipo SSTD no es necesario realizar el análisis de mínimo costo, debido a que su remuneración obedece a un CMA calculado con los peajes e IT vigentes al 31 de marzo de 2009. Por su parte, para los sistemas tipo SCTPT, no es necesario realizar un análisis de mínimo costo, debido a que el SER correspondiente es el mismo que se definió en el Plan de Transmisión. Lo señalado, debe precisarse en el Proyecto de Norma.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar los numerales 5.6.3, 5.6.4 y 11.1 del Proyecto de Norma.

“5.6.3. En forma paralela se especifican los criterios para determinar el Sistema Eléctrico 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 demás tipos de sistema el flujo continúa en el numeral siguiente.”

“5.6.4. Se seleccionan los valores vigentes de los costos estándares de inversión y los porcentajes para determinar los costos estándares de operación 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 demás tipos de sistema el flujo continúa en el numeral siguiente.”

“11.1

…

- Para los sistemas tipo SSTD y SCTPT, no se aplicarán los Artículos 12º, 13º y 14º para determinar la configuración óptima del SER correspondiente.”



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a) Comentario Señala que el numeral 5.6.5 contraviene lo establecido en el Proyecto de Norma referido al establecimiento del SER (Artículo 11º), en el cual se define al SER de acuerdo con el tipo de instalación. En este sentido, propone que se elimine la parte que dice “…para lo cual se analizarán técnica y económicamente diversas alternativas, de manera que el SER corresponda a la alternativa de mínimo costos total y cumpla con las normas vigentes aplicables durante todo el horizonte de estudio”, debido a que no se ajusta a lo establecido en el literal c) del Artículo 139º de la LCE.


b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral anterior.



a) Comentario Señala que no sería posible obtener data de demanda que corresponda a los clientes regulados. Asimismo, indica que se generará una distorsión durante el proceso de liquidación anual.






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a) Comentario Respecto de la información requerida en el numeral 9.1, menciona que dicha información no está a disposición del titular de transmisión. En este sentido, sugiere que el transmisor pueda utilizar el estudio de demanda que elabora el COES para el estudio de Precios en Barra. Asimismo, menciona que en el numeral 9.1 se debe agregar un párrafo donde se señale que las distribuidoras proporcionarán información a los titulares de transmisión dentro de un plazo que debe establecer OSINERGMIN, a fin de que el transmisor pueda desarrollar su estudio correspondiente.

Sustento Es similar al comentario.

b) Análisis de OSINERGMIN Con respecto a la información de demanda a ser proporcionada al transmisor, ver el análisis contenido en el numeral 2.7.2 del presente informe. Por otro lado, en relación al estudio de demanda a nivel nacional, es del caso señalar que cuando se trate del Área de Demanda a nivel nacional (Área de Demanda 15), resulta conveniente emplear los resultados de la proyección de demanda de la fijación de Precios en Barra y del Plan de Transmisión para el corto y largo plazo respectivamente. De manera complementaria, también, se puede emplear la información del Plan Referencial de Electricidad. Por lo tanto, corresponde efectuar las precisiones del caso en el Proyecto de Norma.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar los numerales 7.2.2, 7.2.3 y 9.1 y, agregar el numeral 13.3.2, del Proyecto de Norma, en la forma siguiente:

“7.2.2. Para el caso de las instalaciones de transmisión asignadas total o parcialmente al Area de Demanda 15 (demanda a nivel nacional), la proyección de demanda deberá tener en cuenta los siguientes criterios: Para los primero años, deberá considerar la proyección de demanda de la fijación de Precios en Barra vigente, para el horizonte de largo plazo deberá considerar las tasas de crecimiento de la demanda promedio del Plan de Transmisión y, de manera complementaria, se podrá emplear las tasas de crecimiento promedio del Plan Referencial de Electricidad. No es aplicable para estas instalaciones los numerales siguientes del presente Artículo.”

“7.2.3. Para las demás tipos de instalaciones de transmisión no incluidos en el numeral anterior, se aplicarán los criterios contenidos en este y los siguientes numerales del presente Artículo. Las proyecciones deben ser elaboradas de manera sustentada y documentada mediante métodos y modelos de proyección que tomen en cuenta las estadísticas de consumo histórico de electricidad, la evolución de la población, la evolución del número de clientes y complementariamente aplicarse metodologías que consideren otros valores explicativos como índices macroeconómicos relevantes y de desarrollo urbano y otras variables que expliquen el comportamiento de la demanda eléctrica.”



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“9.1. Descripción de las Etapas: Las etapas que se describen a continuación no serán de aplicación para las instalaciones que son asignadas al área de Demanda 15 (sistema nacional).

…”

“13.3.2. Para las instalaciones que son asignadas al Área de Demanda 15 (demanda nacional), en lo que al tema de confiabilidad concierne, se deberá tomar en cuenta la norma de Criterios y Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión establecida por el Ministerio de Energía y Minas.”


a) Comentario Señala que la clasificación de Usuario Mayor y Usuario Menor genera cantidad innecesaria de información. En este sentido, recomienda que OSINERGMIN emplee el mismo criterio usado en la determinación de los Precios en Barra, en la cual únicamente se considera a las cargas especiales fuera de la proyección de la demanda en base a modelos econométricos.

Sustento Señala que el comportamiento de los usuarios mayores no se diferencia mucho al comportamiento de los usuarios menores. Asimismo, menciona que debido a que la demanda se revisará cada 4 años, la tendencia de dichos consumos se corregirá periódicamente.

b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral del 2.5.1 y 2.9.17 del presente informe.



a) Comentario Respecto del Artículo 11º en lo referente al SER de los SSTD, menciona que se debe precisar si lo señalado en dicho Artículo corresponde a las instalaciones con las características técnicas físicamente existentes o se refiere a las instalaciones existentes con las características reguladas por OSINERGMIN. Asimismo, menciona que se debe corregir la parte que dice SCT059 por ST059.




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b) Análisis de OSINERGMIN Corresponde precisar que lo establecido en el Artículo 11º del Proyecto de Norma, corresponde a las instalaciones existentes con las características reguladas por OSINERGMIN. Al respecto, se debe precisar que para el caso de la remuneración de los SSTD, no se va a configurar un SEA, sino, se va a obtener un CMA que resulte del Peaje e IT vigentes al 31 de marzo de 2009.

Por otro lado, efectivamente se debe corregir en el Proyecto de Norma el término “SCT059” por “ST059”.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario. Se recomienda corregir el numeral 11.1 (quinta viñeta) del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“11.1

…

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

…”


a) Comentario Menciona que se confunde la determinación del SER con la del SEA. Asimismo, recomienda separar lo referente a los criterios para la determinación del SEA al de las instalaciones que formen parte del Plan de Inversiones. En este sentido, señala que se debe establecer un procedimiento para el desarrollo y aprobación del Plan de Inversiones por parte del OSINERGMIN.

Sustento Señala que se está confundiendo la determinación del SER con la del SEA, debido a que el SER está definido en el Artículo 11º del capítulo Tercero, por lo tanto, indica que la descripción señalada en el Artículo 12º no debería corresponder a los criterios para la determinación del SER, sino al del SEA. En este sentido, menciona que el SER puede corresponder a:

• Instalaciones existentes al 23 de julio de 2006

• SEA

• Plan de Transmisión

• Plan de Inversiones

• ST059




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a) Comentario 1. Señala que los criterios del Artículo 13º no deberían corresponder a la definición

del SER sino del SEA.

2. Respecto del numeral 13.1.2, solicita precisar que la topología del sistema corresponde a instalaciones existentes o reguladas.

3. Respecto del numeral 13.1.4, señala que se debe incluir la configuración MAT/MAT y MAT/MT.

4. Indica que en el numeral 13.1.8 falta definir el término “baja carga”.

5. Menciona que en el numeral 13.3, se deberá considerar las políticas y criterios establecidos por el Ministerio de Energía y Minas.(en adelante “MINEM”)

Asimismo, presentan las siguientes propuestas de criterios:

Para los criterios de confiabilidad debería considerarse las políticas y criterios establecidos por el MINEM para la elaboración y actualización del Plan de Transmisión (Artículo 17º del Reglamento de Transmisión).

Se deben considerar los criterios establecidos para la elaboración del Plan de Inversiones.

Para los casos de que los criterios o instalaciones no se contemplan en los casos anteriores, se requiere considerar redundancia bajo el criterio N-1. Asimismo, señala que no se debería limitar el criterio N-1 al área metropolitana de las ciudades.

Sustento El sustento presentado es similar al comentario.

b) Análisis de OSINERGMIN Con respecto al primer comentario, ver el análisis contenido en el numeral 2.9.11 del presente informe.

Con respecto al segundo comentario, se precisa que el numeral 13.1.2 del Proyecto de Norma, se refiere a la topología del sistema existente. Lo indicado, se requiere precisar en el Proyecto de Norma, conforme se muestra en la conclusión del numeral 2.7.18 del presente informe.

En relación al tercer comentario, se debe mencionar que es correcto la sugerencia de REP en este alcance, por lo que se debe incluir en el numeral 13.1.4 del Proyecto de Norma, las relaciones de transformación MAT/MAT, y MAT/MT.

Con respecto al cuarto comentario, se observa que el término “baja carga”, puede conllevar a confusiones en su aplicación y resulta innecesario incorporarlo en el numeral 13.1.8.e del Proyecto de Norma.



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En relación al quinto comentario, ver el análisis contenido en el numeral 2.9.17 del presente informe. Asimismo, se debe mencionar que los criterios de confiabilidad que se establezcan para la elaboración del Plan de Transmisión, no necesariamente se aplican a todos los SST y SCT, debido a que el alcance del Plan de Transmisión6, no incluye a todos estos sistemas. Por otro lado, los criterios para la elaboración del Plan de Inversiones, son las que se establecen en el Proyecto de Norma, no habiendo otro dispositivo emitido por OSINERGMIN para ello.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar los numerales 13.1.4 y 13.1.8.e del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“13.1.4. La configuración de barras de las SET MAT/MAT, MAT/AT, MAT/MT, MAT/AT/MT y AT/MT debe corresponder a la optimización de manera integral del sistema de transmisión en el que se encuentra inmerso.”

“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 configuración distinta a la indicada deberá ser debidamente sustentada.”


a) Comentario Respecto del numeral 15.1, propone que se agregue un párrafo donde se señale que para los SSTD que no hayan sido fijados las inversiones, será establecido por OSINERGMIN en base a criterios aplicables a las demás instalaciones.

Respecto del numeral 15.2, indica que se debe precisar que la actualización en el Proyecto de Norma, se refiere a la aplicación de una fórmula de actualización.

Respecto del numeral 15.4, menciona que se debe precisar que la aplicación de los módulos estándares no está limitada a los criterios de la Norma, sino que dependerá de los criterios considerados en el Plan de Transmisión, Plan de Inversiones o sus respectivos Contratos de Concesión. En este sentido, recomienda ampliar el texto de dicho numeral, a fin de que se contemple el Plan de Transmisión, Inversión o Contrato de Concesión.

Sustento El sustento presentado es similar al comentario.

6 Artículo 14°.- Alcance del Plan de Transmisión El Plan de Transmisión incluye: 14.1 Todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven en forma exclusiva a los Usuarios y hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación. …



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b) Análisis de OSINERGMIN En relación al primer párrafo del comentario, se debe señalar que todas las instalaciones del tipo SSTD cuentan con fijación tarifaria, ya sea en forma específica o mediante los cargos generales. Por otro lado, lo que se requiere para calcular el CMA de estas instalaciones, son los Peajes y Precios en Barra (para determinar el IT), y no, el valor de inversión. En este sentido, no corresponde hacer precisiones según el alcance que señala REP en su comentario.

Respecto del segundo párrafo del comentario, se debe mencionar que la actualización de los costos de inversión a que se refiere el numeral 15.2 del Proyecto de Norma, se realiza de manera implícita con la fórmula de actualización que se fije para el CMA.

En relación al tercer párrafo del comentario, ver el análisis correspondiente al quinto párrafo del numeral anterior.



a) Comentario En relación al numeral 16.1.1 en lo referente al prorrateo de costos de obras comunes y servicios auxiliares, solicita precisar si se aplicará los criterios actuales o si la norma modificará dicho criterio.

Sustento Menciona que en las regulaciones anteriores, los costos de obras comunes y servicios auxiliares se prorrateaban únicamente entre las celdas de la subestación, no incluyendo a los transformadores de potencia. Por lo indicado, recomienda precisar si se aplicará los criterios actuales o si la norma modificará dicho criterio.

b) Análisis de OSINERGMIN En el numeral 16.1.1 del Proyecto de Norma, se establece que los costos de las obras comunes y servicios auxiliares se prorratean entre los “Elementos” de la respectiva subestación, en proporción a sus costos de inversión. Debiendo entenderse por “Elementos” a la definición dada en el numeral 3.7 de dicho Proyecto, en la cual se establece que corresponde a los tramos de líneas, celdas, transformadores, o compensador reactivo, de un sistema eléctrico. En este sentido, la Norma ya precisa adecuadamente el alcance del comentario de REP.




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a) Comentario En relación al numeral 17.1, recomienda tomar en consideración las mismas observaciones presentadas para el Artículo 15º referente a los costos de inversión.


b) Análisis de OSINERGMIN Ver el análisis contenido en el numeral 2.9.22 del Proyecto de Norma.



a) Comentario En relación al capítulo Sexto del Proyecto de Norma, recomienda modificar las siglas de los factores de pérdidas medias de potencia y energía (FPMP y FPME), porque crearía una confusión con la resolución OSINERG Nº 1089-2001-OS/CD. En este sentido, señala que se debe mantener las siglas FPM para señalar las pérdidas marginales de acuerdo a lo que se viene utilizando.

Sustento Señala que dichos factores FPMP y FPME se utiliza en otras normas para abreviar los términos correspondientes a los factores de pérdidas marginales de potencia y energía, lo cual generaría una confusión en el uso de las siglas.

b) Análisis de OSINERGMIN Considerando que la definición de los FPME y FPMP también se presentan en la Resolución OSINERG Nº 1089-2001-OS/CD y que representan a los factores de pérdidas marginales de energía y potencia respectivamente, resulta conveniente modificar la abreviatura de los factores de pérdidas medias de energía y potencia.

c) Conclusión Se acoge el comentario. Se recomienda modificar la abreviatura de los factores de pérdidas medias de energía y potencia, de FPME y FPMP a FPMdE y FPMdP respectivamente, en todos los textos del Proyecto de Norma que contengan a dichos factores.



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a) Comentario En relación al numeral 19.7, recomienda precisar que los FPM de las instalaciones excluidas según lo indicado en dicho numeral, sean determinados en base a los cálculos del proceso de regulación de las Precios en Barra.

Sustento Hace referencia al texto del numeral 19.7, el cual indica que “en el cálculo de los FPM no se incluye el o los elementos de SST y SCT que se encuentren directamente conectados a dos barras para las cuales OSINERGMIN haya fijado Precios en Barra”.

b) Análisis de OSINERGMIN Para efectos de la fijación de Peajes de los SST y SCT señalados por REP en su comentario, no es necesario calcular los factores de pérdidas medias, debido a que dichos factores solo son necesarios para expandir los Precios en Barra en los SST y SCT que no hayan sido incluidos en la fijación de Precios en Barra.



a) Comentario Respecto del numeral 22.1, recomienda señalar lo que establece el Artículo 139º en el literal i) numeral VI), en el sentido que, para instalaciones MAT se utilizarán factores de pérdidas medias, razón por la que el IT se determinará únicamente para aquellas instalaciones MAT.

Asimismo, en relación a los numerales 22.2 y 22.3, recomienda ampliar la descripción de la forma de asignación de responsabilidad de pago de los IT. En este sentido, menciona que se debe precisar cómo se asignará el IT que será determinado únicamente para las instalaciones de demanda, a los consumidores y que como consecuencia de la cadena de pago su suministrador lo traslade al transmisor.

Sustento Menciona que en el numeral 22.1, se establece que el IT se calcula únicamente para las líneas o transformadores de SST o SCT que se encuentren directamente conectados entre dos barras para los cuales se han fijado Precios en Barra.

Respecto de los numerales 22.2 y 22.3, menciona que la recomendación se basa en que el procedimiento aplicado por el COES, para el caso del SPT, la asignación se hace directamente a los generadores en proporción directa a sus ingresos por potencia.



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b) Análisis de OSINERGMIN

Respecto del primer párrafo del comentario, se debe señalar que es correcto precisar que el IT se calculará únicamente para instalaciones de Muy Alta Tensión.

En relación al segundo párrafo del comentario, cabe mencionar que los numerales 22.2 y 22.3 del Proyecto de Norma, especifican adecuadamente la forma de cómo se asigna la responsabilidad de pago de los IT, por las instalaciones a que hace referencia el COES. Por lo tanto, no es necesario transcribir en estos numerales, lo establecido en el Reglamento de la LCE o en los procedimientos del COES, debido a que, en caso se cambien dichos procedimientos, el Proyecto de Norma quedaría desactualizado.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar el numeral 22.1 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“22.1. El IT se calcula únicamente 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.”


a) Comentario En relación al numeral 24.1.2, señala que el CMA que entrará en vigencia el 01 de mayo de 2009, deberá determinarse de acuerdo al Decreto Supremo 027-2007-EM, con el peaje e IT que se encuentren vigentes al 31 de marzo de 2009. Asimismo, menciona que corresponde utilizar los peajes y factores de pérdidas vigentes a dicha fecha, así como, la demanda correspondiente al año representativo definido en el numeral 23.2 del Proyecto de Norma. En este sentido, manifiesta que de mantenerse la propuesta de OSINERGMIN se perjudicaría los ingresos del titular de transmisión, puesto que se estaría determinando el peaje e IT con una demanda menor, que corresponde a más de 3 años antes del periodo regular.

Respecto del numeral 24.1.4 señala que las instalaciones de un mismo titular pueden estar remuneradas por cargos generales o por una regulación específica. En este sentido, propone modificar el texto de dicho numeral de la siguiente manera:

“Para las instalaciones de transmisión tipo SSTD que remuneren mediante cargos generales, se aplicará el mismo criterio del numeral anterior”.

Asimismo, menciona que debería considerarse como excepción que aquellas instalaciones que a la fecha no han sido reguladas y a las cuales no se les aplique tampoco los cargos generales, corresponderá determinar el CMA correspondiente igual que a las demás instalaciones que no forman parte de los SSTD.

Finalmente, sugiere modificar el numeral 24.6 en el sentido de incluir el texto “Plan de Transmisión”.



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Sustento Señala que las instalaciones que conforman los SSTD son aquellas existentes al 23 de julio de 2006 (antes de la entrada en vigencia de la Ley 28832), para el cálculo del peaje e IT la ley no señala que se utilice la demanda de los doce meses anteriores a dicha fecha.

Por otro lado, respecto de la demanda que se utilizaría para determinar el CMA de las instalaciones del SSTD, menciona que no es lógico el sustento de OSINERGMIN descrito en el numeral 2.8.2 del informe 312-2007-GART.

Asimismo, indica que si hasta la fecha de regulación de tarifas (31 de marzo de 2009), las instalaciones SSTD han atendido de manera exclusiva a una demanda, quiere decir que dicha instalación SSTD está en la capacidad de atender la demanda, de lo contrario no hubiese podido atender la demanda posterior al 23 de julio de 2006. Por lo indicado, concluye que no tiene lógica restringir sus ingresos con la aplicación de una demanda menor y desactualizada.

b) Análisis de OSINERGMIN En relación al primer párrafo del comentario, ver el análisis contenido en el numeral 2.1.5 del presente informe, con base al cual, no es posible acoger este alcance del comentario.

Respecto del segundo y tercer párrafo del comentario, es necesario realizar la precisión solicitada por REP, en el numeral 24.1.4 del Proyecto de Norma.

En relación al cuarto párrafo, ver el análisis correspondiente al primer párrafo del numeral 2.9.22 del presente informe, con base al cual, no se acoge este alcance del comentario.

Respecto del quinto párrafo del comentario, luego de revisar el numeral 24.6 del Proyecto de Norma, se considera conveniente excluir el término “Plan de Inversiones”, a fin de que el texto no contenga acotaciones.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario y se recomienda modificar los numerales 24.1.4 y 24.6 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“24.1.4 Para las instalaciones de transmisión tipo SSTD, cuyas tarifas estaban fijadas mediante Cargos Generales (CBPSE = CBPST + CBPSL * L * C), se aplicará el mismo criterio establecido en el numeral 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 operación comercial alguna instalación de tipo SCTPT o SCTPI incluida en la fijación tarifaria anterior; se procederá a descontar el CMA correspondiente a dicha instalación, debidamente actualizado.”


a) Comentario Menciona que según indica el numeral 25.1 “para cada área de demanda el CMA se recupera mediante el PU determinado para cada nivel de tensión, como el



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cociente del valor presente del flujo de CMA anuales y demandas mensuales para un horizonte de 10 años”. Asimismo, señala que el numeral 23.1 del Proyecto de Norma menciona que el valor presente de la energía se calcula para un horizonte de 5 años y no de 10 años como lo señala el numeral 25.1. En este sentido, sugiere que en el numeral 25.1 del Proyecto de Norma, se precise que el horizonte de análisis debe corresponder a un periodo de 5 años y no 10 años.

Sustento Hace referencia al numeral 4.2 del Proyecto de Norma “procedimiento de liquidación anual de los ingresos por el servicio de transmisión eléctrica” (resolución 582-2007-OS/CD), en el cual se define como horizonte de análisis al periodo de 5 años para determinar el valor actualizado del CMA y la demanda de cada área en el cálculo del peaje.




a) Comentario En relación al numeral 28.3, sugiere modificar las definiciones del TC, TCo, IPM e IPMo.

Sustento Presenta propuesta de modificación en los siguientes términos:

TC : Tipo de cambio para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica, calculado por la Superintendencia de Banca y Seguros y AFP del Perú, cotización de oferta y demanda, tipo de cambio promedio ponderado, valor venta, correspondiente al último día hábil del mes anterior al mes del servicio, publicado en el Diario Oficial El Peruano, o el que lo reemplace.

TCo : Tipo de cambio inicial, calculado por la Superintendencia de Banca y Seguros y AFP del Perú, cotización de oferta y demanda, tipo de cambio promedio ponderado, correspondiente al valor venta del último día hábil del mes de marzo del año de entrada en vigencia de los peajes y compensaciones, publicado en el Diario Oficial El Peruano, o el que lo reemplace.

IPM : Índice de precios al por mayor, variable Índice General al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del mes anterior al del servicio, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

IPMo : Índice de precios al por mayor inicial, variable Índice General al Por Mayor, el cual corresponde al mes de marzo del año de entrada en vigencia de los peajes y compensaciones, publicado en el Diario Oficial El Peruano.



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b) Análisis de OSINERGMIN Luego de analizar la propuesta de REP en este alcance, es pertinente hacer las correcciones a las definiciones del TC, TCo, IPM e IPMo, de manera que resulten ser las apropiadas.

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario. Se recomienda modificar el numeral 28.3 del Proyecto de Norma, de la siguiente forma:

“TC : Tipo de cambio para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica, calculado por la Superintendencia de Banca, Seguros y AFP del Perú, cotización de oferta y demanda, tipo de cambio promedio ponderado, valor venta correspondiente al último día hábil del mes anterior al de su aplicación, 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 Perú, cotización de oferta y demanda, tipo de cambio promedio ponderado, correspondiente al valor de venta del último día hábil del mes de marzo del año de entrada en vigencia de los peajes y compensaciones, publicado en el Diario Oficial El Peruano, o el que lo reemplace.

IPM : Índice General al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del mes anterior al de su aplicación, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

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

2.10 Comentarios y Sugerencias presentadas a otras Normas cuyos contenidos tienen relación con el Alcance del Proyecto de Norma

En la presente sección se realiza el análisis de los comentarios y sugerencias relacionados con el objeto del Proyecto de Norma, presentadas en la oportunidad de la etapa de comentarios a los proyectos de normas: "Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión”7 y “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión”8, así como a la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”9. Cabe señalar,

7 Prepublicado con la Resolución OSINERGMIN No.581-2007-OS/CD. 8 Prepublicado con la Resolución OSINERGMIN No.582-2007-OS/CD. 9 Prepublicado con la Resolución OSINERGMIN No.484-2007-OS/CD.



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que los comentarios fueron presentados dentro de los plazos previstos en cada resolución que prepublicó las referidas Normas o Base de Datos.

Comentarios presentados a la Base de Datos de Módulos Estándares


a) Comentario Especificar si los módulos estándares de inversión se aplicarán al SEA regulado y vigente a la fecha de la siguiente regulación, o si el OSINERGMIN establecerá un nuevo SEA para cada sistema de transmisión.


b) Análisis de OSINERGMIN Cabe aclarar que, de acuerdo al numeral II del literal c) del Artículo 139º, sólo para las instalaciones tipo SCTLN, SSTG y SSTGD, el costo de inversión se determinará teniendo en cuenta la configuración de un SEA. Por su parte el numeral I del literal d) del mismo Artículo, señala que estos costos de inversión se establecerán por única vez.

En ese sentido es necesario que para la siguiente fijación tarifaria de SST y SCT, se determine el SEA de las instalaciones SSTG, SSTGD y SCTLN, y no necesariamente se considerará el SEA determinada en las regulaciones tarifarias anteriores, para este efecto, corresponde a los titulares de estas instalaciones presentar sus correspondiente propuestas tarifarias acompañados con los estudios de acuerdo con la norma de “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.



a) Comentario Especificar si los módulos estándares sólo son aplicables a instalaciones que todavía no se encuentran operativas.

Sustento Es necesario se señale si el literal c) numeral I) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE se refiere únicamente a las instalaciones del SCT que aún no se encuentren operativas o también se hará lo mismo para los demás casos, como el SST. Es decir, si también se determinará el valor de la inversión por única vez para la regulación de mayo 2009 y se actualizará en cada fijación del Costo Medio anual.



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b) Análisis de OSINERGMIN Los módulos estándares se aplicarán al SER definido de cada tipo de instalación, no necesariamente el SER corresponde a instalaciones existentes, ni a instalaciones actuales; para el caso de las instalaciones tipo SCTPI incluirá instalaciones que se ejecutarán en los próximos cuatro años, por otro lado para las instalaciones del tipo SCTPT los módulos se aplicarán al SER definido en el Plan de Transmisión, el cual se ejecutará de acuerdo al cronograma previsto en el mismo. Así mismo, para las instalaciones de tipo SSTG, SSTGD y SCTLN se aplicarán al SER que está conformado por el SEA (el cual no necesariamente corresponde a las características de las instalaciones existentes).

c) Conclusión Se acoge en parte el comentario, y se recomienda modificar el numeral 15.2 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“15.2. Para cada tipo de sistema de transmisión, excepto para los SSTD, el costo de inversión se determina por única vez aplicando, a las instalaciones el SER, los Costos Estándares y se actualizará en cada fijación tarifaria”.


a) Comentario Precisar cómo se actualizará el costo de inversión cada 4 años.

Sustento No es muy claro si se aplicará una o dos fórmulas de actualización, ya que el literal d) numeral II) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE señala que el Costo Medio Anual, a fijarse cada 4 años, tendrá su propia fórmula de actualización.

b) Análisis de OSINERGMIN Se debe mencionar que la actualización de los costos de inversión no implican necesariamente que se debe fijar una fórmula de actualización adicional a la del CMA. No obstante, la actualización del CMA, mediante su propia fórmula si implica la actualización del costo de inversión, con lo cual se da cumplimiento al numeral I) del literal d) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE, en la cual se requiere que el costo de inversión se actualice en cada fijación del Costo Medio Anual.

Por lo señalado, es necesario agregar un numeral en el Proyecto de Norma que aclare lo solicitado.

c) Conclusión Se acoge el comentario y se recomienda agregar el numeral 28.5 de la siguiente manera:

“28.5. La actualización de los costos de inversión se entienden implícitos en la fórmula de actualización de los CMA.”



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a) Comentario Es necesario contar con una plantilla mediante la cual se asignen los costos directos e indirectos a los equipos principales de los módulos de subestaciones, así como, con los criterios y la metodología para determinar el valor total de inversión de una subestación. Asimismo, no se están considerando diversos módulos de costos directos e indirectos.

Sustento No se han considerado módulos estándares, porcentajes o criterios para determinar los costos indirectos de una subestación, así como algunos costos directos que si han sido considerados en regulaciones pasadas. Se menciona como ejemplo, que no se están considerando en la Base de Datos los módulos de los siguientes costos directos: sistemas de control propios de la subestación, sistemas de comunicaciones propios de la subestación, movilización y desmovilización, obras provisionales, ingeniería de detalle, pruebas y puesta en servicio y operación experimental; así como los módulos de los siguientes costos indirectos: costo del terreno, ingeniería, supervisión, administración, gastos financieros, gastos generales y utilidades.

b) Análisis de OSINERGMIN La plantilla a que se refiere el comentario se encuentra en el Formato F-303 y su descripción está en el Artículo 39º el Proyecto de Norma. Se debe mencionar que su estructura obedece a los mismos criterios que fueron establecidos en la norma “Criterios” fijada mediante Resolución OSINERG Nº 165-2005-OS/CD.



a) Comentario Para las zonas urbanas, el costo del terreno y la indemnización por daños y perjuicios que deberá pagarse como consecuencia de la imposición de una servidumbre de líneas o subestaciones, debe ser determinado de acuerdo a la valorización efectuada por un perito valuador o por el Cuerpo Técnico de Tasaciones del Perú.

Sustento De acuerdo con el Artículo 112° de la LCE, el Artículo 229° de su Reglamento y al Reglamento Nacional de Tasaciones del Perú, la determinación del valor de la indemnización y del pago por el uso del terreno, que se realiza en el marco de la imposición de una servidumbre eléctrica, debe estar a cargo de un perito valuador o del Cuerpo Técnico de Tasaciones del Perú.



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b) Análisis de OSINERGMIN La valorización del costo del terreno para el caso de las subestaciones está prevista en el Formato F-303. Sin embargo dado el comentario, es preciso aclarar que mediante el D.S. 038-2001-EM fue modificado el texto del Artículo 229º del Reglamento de la LCE que cita el interesado, en el sentido que la valorización del terreno lo efectúe un perito del Cuerpo Técnico de Tasaciones del Perú. En su lugar el Artículo 228º del mencionado Reglamento dispone lo siguiente:

“Artículo 228.- Vencido el plazo para presentar oposición, o resueltas las que se hayan presentado, se procederá a determinar el monto de la compensación y de la indemnización, si fuera el caso, que debe ser pagada por el concesionario, si no ha sido materia de acuerdo entre las partes.

Para tal efecto, la Dirección encargará la valorización de la compensación y de la indemnización, si fuera el caso, por las áreas por ser gravadas, a cualquier Institución especializada, salvo que las partes hayan designado de común acuerdo a quien se encargue de la valorización y lo hayan comunicado a la Dirección dentro del plazo a que se refiere el Artículo 225 del Reglamento. El pago de los honorarios correspondientes a la entidad encargada de la valorización será de cargo del concesionario.”

En ese sentido, es necesario especificar que el costo del terreno para la valorización de las subestaciones, deberá considerarse el valor del terreno que resulte de aplicar lo establecido en el Artículo 112° de la LCE y el Artículo 228º de su Reglamento, lo cual debe ser sustentado de manera documentada, en el caso que no se cuente con dicho acuerdo el costo del terreno debe sustentarse con la valorización efectuada por cualquier institución especializada.

c) Conclusión Se acoge parcialmente el comentario y se recomienda agregar en la descripción del Formato F-303 el siguiente texto:

“Costo del Terreno: Consignar el monto que resulte de aplicar lo establecido en el Artículo 112° de la LCE y en el Artículo 228º del Reglamento de la LCE, lo cual debe ser sustentado de manera documentada, en el caso que no exista acuerdo de partes, el costo del terreno debe sustentarse como el promedio de la valorización efectuada por cualquier institución especializada.”


a) Comentario Se debe definir una estructura de costos para una subestación.

Sustento Luz del Sur presenta a manera de ejemplo, la estructura de costos de una subestación.

b) Análisis de OSINERGMIN La estructura para la valorización de las subestaciones está contenida en el Formato F-303 de la norma “Tarifas y Compensaciones de SST y SCT”, la cual se



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prepublicó el 3 de octubre de 2007 mediante Resolución OSINERGMIN N° 580-2007-OS/CD.

c) Conclusión No se acoge este comentario por ser innecesaria.

Comentarios presentados en la Norma de Altas y Bajas


a) Comentario El Artículo 9º - Disposición Transitoria, dice: Excepcionalmente, para el procedimiento de fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT a iniciarse en el año 2008 las Altas y Bajas que deben ser reportadas son las que corresponden al periodo comprendido entre el 24 de julio de 2006 y el 29 de febrero de 2008.

Se debe corregir las fechas señaladas en el Artículo 9º, Disposición Transitoria, señalando que las Altas y Bajas que deben ser reportadas son las que corresponden al periodo comprendido entre el 24 de julio de 2006 y el 29 de febrero de 2009.

Sustento La fijación de Tarifas y Compensaciones de SST y SCT a iniciarse en el año 2008 entran en vigencia el 01 de mayo de 2009, por los que las Altas y Bajas deben corresponder al periodo comprendido entre el 24 de julio de 2006 y el 29 de febrero de 2009.

b) Análisis de OSINERGMIN Debido a que es factible que en el periodo comprendido entre la entrada en vigencia de la Ley 28832 y el último día de febrero de 2009, se retiren de operación comercial algunas instalaciones de transmisión, es necesario que se tenga en cuenta esta información para la determinación de los Peajes y Compensaciones respectivos. En ese sentido, resulta necesario agregar una disposición de carácter transitorio en el Proyecto de Norma que disponga que para efectos del primer proceso regulatorio las tarifas de transmisión tomen en cuenta las bajas sucedidas en el periodo desde la entrada en vigencia de la Ley 28832 y el último día de febrero de 2009, adicionalmente a las que se prevean en el horizonte de vigencia de la fijación tarifaria (4 años).

c) Conclusión Se acoge el comentario, y se recomienda agregar una disposición transitoria, con el texto siguiente:



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“DISPOSICION TRANSITORIA UNICA: Para efectos de la fijación de tarifas que se aplicarán a partir del 1 de mayo de 2009, las propuestas de tarifas deben incluir las bajas sucedidas en el sistema de transmisión desde la vigencia de la Ley Nº 28832 hasta el último día calendario de febrero de 2009 y las previstas desde el 1 de marzo de 2009 hasta el último día calendario de febrero de 2013. Respecto a las bajas hasta el último día calendario de febrero de 2009, para efectos de las etapas intermedias del proceso regulatorio (tales como la propuesta de tarifas, la prepublicación de peajes y compensaciones, entre otros), se deberá emplear, de manera preliminar, la información prevista.”


a) Comentario En el numeral 5.4 se debe adicionar que el costo de inversión incremental de las instalaciones se determinará con los costos de los módulos estándares de transmisión establecidos por OSINERGMIN, o por las condiciones establecidas en sus respectivos Contrato de Concesión.

Asimismo, la inversión incremental se debe determinar como la diferencia entre el valor del Elemento con el incremento de capacidad y el valor del mismo con las características con las cuales se determinó las compensaciones anteriores.

Sustento Podría interpretarse que se deberá valorizar la instalación con las características anteriores existentes, cuando en realidad no fue reconocida así por el OSINERGMIN.

b) Análisis de OSINERGMIN Debido a que el numeral 5.4 contenido el proyecto de norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión” publicado mediante Resolución OSINERGMIN Nº 581-2007-OS/CD, contiene el procedimiento para la valorización en el caso especial de incremento de capacidad de instalaciones de transmisión existentes, la misma que se emplea para la fijación de Peajes y Compensaciones de los SST y SCT, y teniendo en cuenta que el alcance del presente PROYECTO DE NORMA es de establecer los criterios y metodología para la determinación de dichos Peajes y Compensaciones, es conveniente y necesario que el mencionado numeral 5.4 se consigne en el Proyecto de Norma y no en el “Procedimiento de Altas y Bajas” mencionado.

Por otro lado, con respecto a la sugerencia que se agregue un párrafo que disponga que la valorización de las construcciones adicionales se realicen de acuerdo a lo dispuesto en los respectivos contratos de concesión, se aclara que al inicio de la norma se ha incluido un párrafo que señala que dispone que lo dispuesto en el Proyecto de Norma se aplica a los sistemas tipo ST059, sólo en los aspectos que sus contratos de concesión lo permita, por lo que no es necesario agregar el párrafo sugerido.



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c) Conclusión Se acoge parcialmente el comentario y se recomienda agregar el numeral 15.6 al Proyecto de Norma, en los términos siguientes:

“15.6 Cuando un componente de algún Elemento del sistema eléctrico es sustituido por otro que incrementa la capacidad de dicho Elemento, se considera el costo de inversión incremental, el cual es determinado con los costos de los módulos estándares de transmisión establecidos por OSINERGMIN. Dicha inversión incremental se determina como la diferencia entre el valor del Elemento con el incremento de capacidad y el valor del mismo con las características anteriores.”


a) Comentario Se debe definir que el carácter de esta norma es únicamente para el control de las instalaciones existentes, más no para su valorización.

Sustento Ello debido a que el D.S. N° 027-2007-EM define que en el caso de ampliaciones o refuerzos de los SSTD, se deben valorizar en base al Plan de Inversiones que determine la empresa y apruebe OSINERGMIN, para los próximos 10 años.

Entonces, la valorización de las altas carece de sentido tarifario. Consideramos por ello se debe retirar el numeral 5.4. Por el contrario, se debe especificar los criterios técnicos de valorización que se debe tener en el Plan de Inversiones.

b) Análisis de OSINERGMIN Ver análisis del comentario anterior.

c) Conclusión Ver conclusión del comentario anterior.


a) Comentario Artículo 4°: Se debe definir como "Refuerzo" a los cambios de elementos que incrementan la capacidad del mismo, y prever su correcta valorización, conforme lo establecido en la Ley 28832.

Sustento Lo establecido en la Ley 28832.



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b) Análisis de OSINERGMIN Se debe señalar que de acuerdo la definición de Refuerzo a que se refiere la Ley Nº 2883210, de acuerdo al Artículo 5º de su Reglamento11, está referido únicamente las instalaciones que están incluidas en el Plan de Transmisión. Por su parte debido a la definición del alcance del Plan de Transmisión, dispuesto en el Artículo 14º del Reglamento de Transmisión no es factible que este abarque las instalaciones de los SST y SCT 12 .

Es por ello que no es factible tratar la remuneración de las instalaciones que incrementan la capacidad de las instalaciones existentes como si fuesen los Refuerzos definidos en la Ley 28832. En tal sentido, el Proyecto de Norma ha establecido el mecanismo para la valorización de las instalaciones que representen un incremento de capacidad de instalaciones existentes como la diferencia entre el valor del Elemento con el incremento de capacidad y el valor del mismo con las características anteriores, conforme se concluye en el comentario anterior.



a) Comentario Numeral 5.4: Debe ser redefinido para ser coherentes con la observación 1: OSINERGMIN debe establecer los procedimientos adecuados para valorizar los Refuerzos. Para ello debe mantener una base de datos de costos estándares para refuerzos, que incluyan todas las partidas de costos establecidas en el Plan de Inversiones.


10 26. Refuerzos.- Son las instalaciones realizadas por un concesionario sobre redes y subestaciones en operación, destinadas a mejorar el sistema de transmisión y la calidad del servicio para alcanzar y preservar los estándares de calidad establecidos en las normas aplicables, así como aquellas necesarias para permitir el libre acceso a las redes y las interconexiones. No constituyen Refuerzos aquellas instalaciones que se carguen contablemente como gasto de acuerdo a las normas aplicables o que superen el monto definido en el Reglamento.

11 Artículo 5°.- Instalaciones que constituyen Refuerzos.- Para ser considerada como Refuerzo, una instalación de transmisión debe cumplir con lo siguiente:

5.1 Estar incluida en el Plan de Transmisión; 5.2 Satisfacer lo establecido en la Definición 26 de la Ley; y … 12 Artículo 14°.- Alcance del Plan de Transmisión El Plan de Transmisión incluye: 14.1 Todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven en

forma exclusiva a los Usuarios y hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación.



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b) Análisis de OSINERGMIN El numeral 15.6 agregado al Proyecto de Norma, ya establece el mecanismo para la valorización en el caso que se incremente la capacidad de los Elementos.

Por otro lado conforme se analizó en el comentario anterior no es aplicable de manera general a los SST y SCT la denominación de Refuerzo ni tampoco es procedente aplicar el mecanismo para los Refuerzos establecido en la Ley 28832 y su Reglamento, toda vez que de acuerdo a este marco legal, para ser calificado como Refuerzo, una instalación debe estar contenido en el Plan de Transmisión, hecho que no es factible para todas las instalaciones del SST y SCT.

c) Conclusión No se acoge el comentario por las consideraciones señaladas en el análisis del comentario.

Comentarios presentados en la Norma de Liquidaciones


a) Comentario En el Artículo 5 Criterios Generales, precisar que lo establecido en este Artículo se aplica por concesionario de transmisión y por Área de demanda.


b) Análisis de OSINERGMIN De acuerdo con los formatos de determinación del CMA y peajes, específicamente el Formato F-517 del Proyecto de Norma, los peajes del Área de Demanda se desagregan por cada titular de transmisión de dicha área. No obstante se encuentra necesario que en el cuerpo de la norma se especifique ello.

c) Conclusión Se acoge parcialmente el comentario, y se recomienda modificar el numeral 5.6.10 del Proyecto de Norma, de la siguiente manera:

“5.6.10. Finalmente, se determinan el CMA, Peajes, Compensaciones y las Fórmulas de Actualización. Los Peajes y CMA de cada Área de Demanda se fijarán por total del Área y desagregado por cada titular de las instalaciones de transmisión del área.”



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“24.9. El CMA para el cálculo del Peaje será el que resulte de la sumatoria de los CMA de cada Elemento del Área de Demanda. Se deberá calcular también el CMA total por cada titular de transmisión correspondiente al Área de Demanda”



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3. Conclusiones

• Se han recibido y analizado 142 comentarios y sugerencias de un total de nueve interesados. Así mismo, se han analizado 12 de comentarios y sugerencias relacionados con el objeto del Proyecto de Norma, presentados a los proyectos de normas: "Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión” y “Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión”; así como, a la “Base de Datos de los Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión”.

• Como resultado del análisis, se han acogido diversos comentarios, dentro los cuales destacan los siguientes temas:

Que se simplifique el procedimiento para la proyección de la demanda de manera que no se realice de manera desagregada para cada grupo de usuario (residencial, comercial, industrial, alumbrado público), sino de manera agregada por área de demanda.

Que los titulares de instalaciones dentro de una misma área de demanda, presenten sus Estudios de manera individual o en forma conjunta, en lugar que presente obligatoriamente en forma conjunta.

Que para determinar el SER correspondiente a las instalaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión de Demanda (SSTD) y Sistemas Complementarios de Transmisión de Libre Negociación (SCTLN), no se apliquen los mismos procedimientos de optimización que se aplican a los demás tipos de instalaciones.

Que para las instalaciones asignadas a la demanda conectada a todo el Sistema Interconectado Nacional, se tome en cuenta la proyección de demanda determinada en la fijación de Tarifas en Barra, el Plan de Transmisión y en el Plan Referencial de Electricidad.

En este sentido, se recomienda realizar las modificaciones al Proyecto de Norma, según el contenido en los diversos numerales del capítulo 2 del presente informe.



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4. Anexo A Formatos de Demanda



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