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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA * AV. CANADA N° 1460 - SAN
BORJA ( 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491 |
Informe OSINERG-GART/RGT N° 042-2002 |
Estudio para la Fijación de
Tarifas y Compensaciones en el SST de ETECEN S.A.
Regulación de 2002
Lima, 03 de julio de 2002
INDICE
1.1 Proceso de
Regulación Tarifaria
1.3 Principales
Modificaciones a las Propuestas de los Titulares de Transmisión
2. Aspectos
Metodológicos y Regulatorios
3. Proceso
de Regulación Tarifaria
3.1 Propuesta
Inicial de ETECEN
3.1.1 Compensación
por el uso de una celda de 138 kV de transformación en la S.E. Chimbote 1
3.1.2 Redistribución
de Costos de la S.E. Ventanilla
3.3 Observaciones
a la Propuesta de ETECEN
3.5 Absolución
de las Observaciones y Propuesta Final de ETECEN
3.6.1 Compensación
por el uso de una celda de 138 kV de transformación en la S.E. Chimbote 1
3.6.2 Redistribución
de Costos de la S.E. Ventanilla
3.6.5 Tarifas
y Compensaciones por el Uso de Celdas en S.E. Paragsha II
4. Conclusiones
y Recomendaciones
Anexo A Resumen del Análisis de las
Observaciones
Anexo B Diagrama Unifilar de la S.E.
Chimbote 1
Anexo C Diagrama Unifilar de la S.E.
Ventanilla
Anexo D Modelos para el Peaje Secundario
CBPSL y CBPST (Resolución N° 008-99 P/CTE)
El siguiente informe contiene el estudio realizado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (en adelante “OSINERG”), para la fijación de tarifas y compensaciones por el uso del Sistema Secundario de Transmisión (en adelante “SST”) de la Empresa de Transmisión Eléctrica Centro Norte S.A. (en adelante “ETECEN”) correspondiente al Proceso de Regulación del año 2002.
Para la elaboración del referido informe se ha considerado el estudio técnico económico presentado por dicho titular del SST de acuerdo con el procedimiento establecido en el Anexo B de la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobado mediante Resolución OSINERG N° 0003-2002-OS/CD y complementada con la Resolución OSINERG N° 0424-2002-OS/CD; así como los estudios propios desarrollados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG (en adelante “GART”) sobre el particular.
Los principios y los procedimientos mediante los cuales se regulan las tarifas de electricidad en el Perú, se encuentran establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”), el Reglamento de la LCE y en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”.
El estudio determina los cargos de transmisión, definidos en los Artículos 44° y 62° de la LCE[1], y en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE[2]. Estos están constituidos por los peajes y compensaciones por el uso de las instalaciones que conforman los SST.
El proceso de fijación de tarifas y compensaciones para los SST se inició antes del 16 de marzo de 2002 con la presentación de los “Estudios Técnico Económicos con las Propuestas de Tarifas y Compensaciones”, preparados por los titulares de los SST y remitidos al OSINERG para su evaluación. De acuerdo con el procedimiento aprobado, las referidas propuestas, dentro de las cuales se encontraba la de ETECEN, fueron consignadas en la página WEB de OSINERG el 24 de marzo de 2002.
Como parte del proceso regulatorio se convocó la realización de dos audiencias públicas, la primera de las cuales se llevó a cabo el día lunes 15 de Abril de 2002. En esta audiencia los titulares de SST tuvieron la oportunidad de sustentar sus propuestas de fijación de tarifas, recibieron los comentarios y observaciones de los asistentes y dieron una primera respuesta a las observaciones recibidas.
Posteriormente, el 29 de abril de 2002, el OSINERG remitió a los titulares de los SST los informes correspondientes con las observaciones encontradas a los estudios técnico económicos señalados anteriormente.
La segunda audiencia pública se realizó el 06 de mayo de 2002; en ésta correspondió al OSINERG exponer los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el análisis de los estudios técnico económicos elaborado por los titulares de transmisión y que se utilizarán, además, para la regulación tarifaria. Asimismo, se expuso en esta audiencia el contenido de las observaciones encontradas por el OSINERG a cada una de las propuestas tarifarias formuladas por las empresas propietarias de los SST.
Las observaciones señaladas fueron revisadas y respondidas por los titulares de transmisión con fecha 13 de mayo de 2002.
En la preparación del presente informe se ha tomado en cuenta toda la información recolectada a lo largo del proceso descrito, incluidos los resultados de los estudios encargados por el OSINERG a consultores especializados sobre temas específicos de la regulación de la transmisión secundaria.
En el siguiente cuadro se presenta un resumen con la Compensación Mensual que la empresa DUKE ENERGY INTERNATIONAL EGENOR S.A. (en adelante “DEI EGENOR”) deberá pagar por el uso de la celda en 138 kV del Autotransformador N° 2, ubicada en la S.E. Chimbote 1, perteneciente a ETECEN:
Cuadro No. 1.1
Los valores mostrados en el cuadro anterior han sido determinados con un Tipo de Cambio igual a 3,511S/./US$, que corresponde al 30 de junio de 2002.
Asimismo, se ha determinado el costo medio de inversión de las celdas de las instalaciones L.T. 220 kV Zapallal-Ventanilla (L-242 y L-243) y L.T. Ventanilla-Chavarría (L-244, L-245 y L-246) como resultado de la redistribución de costos en la S.E. Ventanilla, el mismo que será empleado en el estudio que efectuará el OSINERG sobre las tarifas y compensaciones del SST de generación-demanda:
Cuadro No. 1.2
Finalmente, se dispone la elaboración y posterior prepublicación del Proyecto de Norma de procedimientos para la recuperación del ingreso tarifario esperado de las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión.
Los resultados anteriores se obtuvieron a partir de la propuesta final de ETECEN con las modificaciones efectuadas por el OSINERG. La siguiente relación describe los principales cambios incorporados:
(a) La determinación del costo medio de inversión de las instalaciones en la S.E. Chimbote 1 y en la S.E. Ventanilla utilizando módulos estándares de costos con diseños optimizados para sus condiciones operativas.
(b) Los costos de terreno de las SS.EE. Chimbote 1 y Ventanilla se han determinado sobre la base de considerar áreas optimizadas a las dimensiones de los equipos que conforman las subestaciones.
(c) El empleo de módulos estándares eficientes para los costos comunes de obras civiles y gastos generales.
(d) La elaboración y posterior prepublicación de una metodología para la recuperación del Ingreso Tarifario Esperado de las Instalaciones del SST que supere las deficiencias técnicas y legales de la propuesta del ETECEN.
El sistema de precios debe ser estructurado sobre la base de la eficiencia económica de acuerdo con lo señalado por los Artículos 8° y 42° de la LCE[3].
Las tarifas y compensaciones correspondientes a la transmisión principal y secundaria, deberán ser reguladas en cumplimiento del literal b) de Artículo 43° de la LCE[4]. En el caso de las tarifas de transmisión, la referida regulación es efectuada por el OSINERG, independientemente de si las tarifas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia. De forma similar el Artículo 62° de la LCE[5] establece que las compensaciones del SST deberán ser reguladas por el OSINERG.
Para cumplir con estos mandatos de la LCE y considerando el principio de transparencia que rige el accionar del regulador, OSINERG aprobó la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, cuyo Anexo B contiene el “Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”.
Por otro lado, para la determinación de las tarifas correspondientes al SST, la LCE ha establecido el reconocimiento del Costo Medio de un Sistema Económicamente Adaptado (en adelante “SEA”); tal como se señala en el Artículo 49° de la LCE[6] y en los Artículos 128° y 139° del Reglamento de la LCE.
El Costo Medio, está definido en el Anexo de la LCE[7] y corresponde a los costos de inversión (en adelante “Costo Medio de Inversión”), operación y mantenimiento (en adelante “COyM”), en condiciones de eficiencia.
El SEA, también se encuentra definido en el Anexo de la LCE[8] y corresponde al sistema eléctrico en el cual existe un equilibrio entre la oferta y demanda.
Con relación a la asignación de los cargos de transmisión, el Artículo 139° del Reglamento de la LCE, en concordancia con la Definición 17° del anexo de la LCE[9], establece el procedimiento a seguir, en los casos en que una generación o una demanda está siendo abastecida por instalaciones exclusivas del SST. Así mismo, prevé las situaciones excepcionales que no se ajustan exactamente a ninguno de los dos casos anteriores, encargando al Regulador resolver las situaciones particulares que pudieran presentarse, indicando para estas únicamente las directrices que deben tomarse en cuenta para su determinación.
Finalmente, siendo el presente un proceso de fijación de precios regulados para los Sistemas Secundarios de Transmisión, no corresponde revisar la actual composición del Sistema Principal de Transmisión (en adelante “SPT”). Dicha revisión, de acuerdo con lo señalado en el Artículo 132° del Reglamento de la LCE[10], solo podrá ser efectuada cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el sistema.
El proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones se llevó a cabo de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N° 25844, LCE y en el Reglamento de LCE, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM. El OSINERG, en aplicación del principio de transparencia contenido en el Artículo 8° del Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, ha incluido audiencias públicas dentro del procedimiento de regulación de las tarifas de generación, transmisión y distribución, con la finalidad de que los usuarios e interesados puedan manifestarse sobre las propuestas tarifarias respectivas. En el siguiente esquema se resume el proceso que se sigue para la Fijación de las Tarifas y Compensaciones para los SST correspondiente al año 2002.
Cuadro No. 3.1
PROCEDIMIENTO DE FIJACIÓN DE TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST – AÑO 2002
Se debe destacar que, inicialmente, la aplicación de este procedimiento se mantuvo en suspenso hasta que se aprobaran las modificaciones del Artículo 51° de la LCE y de los Artículos 119° y 141° del Reglamento de la LCE. Sin embargo, al amparo de lo dispuesto por la Ley N° 27631, mediante Resolución OSINERG N° 0424-2002-OS/CD se dejó sin efecto la suspensión mencionada y se postergó en 60 días, únicamente para el año 2002, las fechas señaladas en el procedimiento original contenido en el Anexo B de la norma "Procedimientos para Fijación de Precios Regulados". Finalmente, mediante Resolución OSINERG N° 1323-2002-OS/CD, se postergó en 30 días naturales la fecha de publicación de la relación de información que sustenta las Tarifas y Compensaciones para los SST, así como las demás fechas establecidas para las siguientes etapas del referido procedimiento.
El esquema ilustrado, que obedece a las disposiciones legales vigentes, establece un ambiente abierto de participación donde pueden expresarse las opiniones de la ciudadanía, y de los interesados en general, a fin de que estas sean consideradas por el regulador antes que adopte su decisión sobre la fijación de las Tarifas y Compensaciones en el SST.
Asimismo, con posterioridad a la decisión regulatoria, se ha previsto la instancia de los recursos de reconsideración donde se pueden interponer cuestionamientos a las decisiones adoptadas.
Este estudio corresponde al análisis del Estudio Técnico – Económico presentado por ETECEN, el mismo que contiene su propuesta de Tarifas y Compensaciones para su SST.
De acuerdo con lo dispuesto por el Ítem a) del “Procedimiento para la Fijación de Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión”, ETECEN presentó, con fecha 15 de marzo de 2002, el Estudio Técnico Económico que sustenta su propuesta inicial de Tarifas y Compensaciones para su SST (en adelante “PROPUESTA INICIAL”).
La PROPUESTA INICIAL de ETECEN involucra lo siguiente:
ETECEN solicita que el OSINERG fije la compensación que deberá pagar la empresa DEI EGENOR por el uso de la celda 138 kV del autotransformador N° 2 en la S.E. Chimbote 1, la misma que viene siendo utilizada por esta empresa desde octubre de 1999.
Al respecto, ETECEN considera “... que las instalaciones materia de análisis son utilizadas exclusivamente por DEI EGENOR para inyectar al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional la energía producida por sus centrales de generación...”.
El peticionario presenta una propuesta de compensaciones que, según manifiesta, ha sido calculada “... sobre la base de los módulos utilizados por el OSINERG para la regulación de otras instalaciones del Sistema Secundario...”. El cálculo mencionado se presenta en el siguiente cuadro:
Cuadro No. 3.2
Concluye ETECEN su propuesta, señalando que la compensación por la celda en mención es de US$ 4 261 mensuales (descontando del monto total calculado para la celda, el pararrayos y el transformador de tensión capacitivo instalados por DEI EGENOR). Adjunta como Anexo de su propuesta un diagrama unifilar de la S.E. Chimbote 1.
ETECEN solicita que el OSINERG recalcule las compensaciones establecidas para las instalaciones secundarias de la S.E. Ventanilla (en particular la L.T. 220 kV Zapallal – Ventanilla y la L.T. 220 kV Ventanilla – Chavarría) debido al retiro de las celdas 220 kV asociadas a los grupos 1 y 2 de la C.T. Ventanilla, los mismos que fueron desmontados y retirados de la operación en el COES-SINAC por su propietaria, la empresa de generación ETEVENSA. Al respecto, ETECEN presenta la documentación que certifica haberse dejado sin efecto el acuerdo suscrito con ETEVENSA por el uso de las celdas en mención.
ETECEN considera que con el retiro de estas celdas, en la S.E. Ventanilla “... se debe redistribuir los costos por Servicios Auxiliares, Celda de Acoplamiento y Servicios Comunes entre las demás celdas existentes.”
El peticionario presenta un cálculo del VNR de la S.E. Ventanilla que, según manifiesta, ha sido efectuado “... sobre la base de los módulos utilizados por el OSINERG para la regulación de otras instalaciones del Sistema Secundario...”. El cálculo mencionado se presenta en el siguiente cuadro:
Cuadro No. 3.3
Finalmente, adjunta como Anexo de su propuesta un diagrama unifilar de la S.E. Ventanilla.
ETECEN solicita que se reconsidere la separación de las compensaciones por el uso de celdas de conexión para líneas de transmisión y transformadores del SST asociado a la demanda, la misma que fue establecida mediante la Resolución OSINERG N° 3079-2001-OS/CD.
Al respecto, ETECEN señala lo siguiente: “No nos parece adecuado que los cargos por peaje secundario para las celdas de conexión estén en función de la longitud de la línea (km), cuando es sabido que el costo de la celda solamente está en función del nivel de tensión requerido para la instalación...”. Agrega el peticionario que esta asignación viene ocasionando inconsistencias debido a que se tienen compensaciones totalmente distintas para celdas del mismo nivel de tensión.
ETECEN menciona que los cargos por peaje secundario de las celdas deberían ser montos fijos (tal como lo manifestó en su oficio D-936-2001 del 03.07.02 remitido al OSINERG) ya que, según indica, estos equipamientos son diseñados en función del nivel de tensión y de su ubicación geográfica.
ETECEN solicita que el OSINERG establezca una metodología para que las Empresas de Transmisión de Energía Eléctrica puedan recuperar el ingreso tarifario considerado.
Al respecto, el peticionario manifiesta haber presentado, mediante oficio D-880-2001 del 27.06.2001, una propuesta para que sea evaluada por el OSINERG, la misma que no ha sido aprobada, lo cual origina que ETECEN se mantenga con un déficit respecto al costo medio eficiente de las instalaciones secundarias de transmisión que debería percibir.
El Consejo Directivo del OSINERG convocó a una primera audiencia pública para el 15 de abril de 2002, con el objeto de que ETECEN, al igual que el resto de los Titulares de Transmisión, exponga su propuesta de tarifas y compensaciones para la regulación tarifaria del año 2002.
En concordancia con lo anterior se dispuso la publicación, en la página WEB del OSINERG, de los Estudios Técnico-Económicos presentados por los Titulares de Transmisión con el propósito de que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a los estudios mencionados y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios relacionados con los estudios tarifarios, durante la realización de la audiencia pública.
De esta forma, se logra la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de mayor transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento Administrativo General.
Con fecha 29 de abril de 2002, el OSINERG comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al Estudio Técnico Económico presentado por ETECEN. En este mismo informe se incluyeron las observaciones y/o comentarios emitidos por los interesados durante la primera audiencia pública.
El referido documento corresponde al Informe GART/RGT N° 022-2002, el mismo que ha sido consignado en la página WEB de OSINERG con el propósito de que los agentes del mercado e interesados, al igual que en el caso de la propuesta de los Titulares de Transmisión, tuvieran acceso al documento mencionado y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus comentarios y puntos de vista relacionados con los temas de la audiencia pública.
Las principales observaciones planteadas por el OSINERG fueron las siguientes:
(a) Se solicitó a ETECEN, remitiera el contrato que pudiera existir con DEI EGENOR sobre el uso de la celda en la S.E. Chimbote 1.
(b) Se solicitó el sustento de los cálculos matemáticos efectuados por ETECEN para redistribuir los costos de la S.E. Ventanilla por retiro de las celdas TG-1 y TG-2 en esta subestación así como los documentos que permitiesen certificar la resolución del acuerdo entre ETECEN y ETEVENSA por el uso de estas celdas.
(c) Se solicitó a ETECEN una propuesta detallada para la separación de las compensaciones por uso de celdas de conexión para líneas de transmisión y transformadores de su SST.
(d) Se efectuaron observaciones técnicas a la metodología propuesta por ETECEN para la recuperación de las compensaciones por el ingreso tarifario a los propietarios del SST; asimismo, se solicitó un análisis de los aspectos legales del problema.
El Consejo Directivo del OSINERG dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 06 de mayo de 2002, en la cual el OSINERG expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en el análisis de los Estudios Técnico Económicos presentado por los Titulares de Transmisión para la regulación tarifaria, así como el contenido de las observaciones a las propuestas tarifarias presentadas por los propietarios de las instalaciones de transmisión secundaria.
Los criterios, modelos y metodología señalados son, por extensión, los mismos que se utilizan para la regulación de las Tarifas y Compensaciones por el uso de los SST.
El 13 de mayo de 2002, ETECEN remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por el OSINERG al Estudio Técnico-Económico propuesto y presentó un informe con los resultados modificados de su estudio.
La absolución de ETECEN a las principales observaciones planteadas por el OSINERG fueron las siguientes:
(a) Manifiesta que no existe ningún contrato suscrito con DEI EGENOR sobre el uso de la celda 138 kV de transformación en la S.E. Chimbote 1. Adjunta los archivos magnéticos de su propuesta.
(b) Adjunta, asimismo, los archivos magnéticos de su propuesta para redistribuir los costos de la S.E. Ventanilla por retiro de las celdas TG-1 y TG-2 en la S.E. Ventanilla y presenta los documentos que certifican la resolución del acuerdo con ETEVENSA por el uso de las celdas de las unidades TG-1 y TG-2.
(c) Presenta propuesta (en medio impreso y magnético) para la separación de las compensaciones por uso de celdas de conexión para líneas de transmisión y transformadores, la misma que se muestra en los siguientes cuadros:
Cuadro No. 3.4
Cuadro No. 3.5
(e) Solicita se agregue en su pedido la regulación de las tarifas y compensaciones por el uso de las celdas L-703 y L-704 en la S.E. Paragsha II.
Con relación a este nuevo pedido, señala que ETECEN ha solicitado mediante oficio D-059-2001 del 25.09.2001, adjuntado como Anexo 4 de su absolución, la determinación de las tarifas y compensaciones de estas celdas que conectan líneas de propiedad de ELECTROANDES y por las cuales no recibe ninguna compensación.
Se hace
presente que ETECEN no absolvió las observaciones técnicas del OSINERG a la
metodología propuesta por ETECEN para la recuperación de las compensaciones por
el ingreso tarifario a los propietarios del SST, circunscribiéndose solamente a
cumplir con la presentación de un Análisis Legal del problema.
Al respecto, el Análisis Legal concluye que “...
para el Sistema Secundario de Transmisión
ni la Ley de Concesiones Eléctricas ni su Reglamento exigen se defina dentro
del concepto de compensaciones al Ingreso Tarifario...”. En este sentido
sugiere que el OSINERG, en aplicación de su función normativa, considere que
resulta de aplicación dicho concepto para las compensaciones del Sistema
Secundario de Transmisión para que, en consecuencia, disponga la aplicación de
una metodología que permita asegurar la recuperación del ingreso tarifario por
el transmisor.
En la absolución de las observaciones por parte de ETECEN se tiene como resultado que éste se ratifica en los pedidos de su propuesta inicial.
En el caso de las observaciones al Estudio Técnico-Económico de ETECEN que no fueron absueltas a satisfacción del OSINERG, correspondió a este Organismo Regulador establecer los valores finales y fijar las Tarifas y Compensaciones dentro de los márgenes que se señalan en la Ley.
El OSINERG ha evaluado las premisas y cálculos efectuados por ETECEN tanto en su estudio inicial como en el informe remitido en respuesta a las observaciones formuladas a su Estudio Técnico Económico para la fijación de las Tarifas y Compensaciones para los SST. A raíz del análisis que se indica se ha elaborado el presente informe que contiene el resultado de los estudios realizados.
El marco legal vigente establece, por medio del Artículo 62° de la LCE que las compensaciones por el uso de las redes del SST deben ser reguladas por el OSINERG. Por su lado, el Artículo 139° del Reglamento de dicha ley, en concordancia con la Definición 17° de la LCE, establece el procedimiento a seguir para la fijación de dichas compensaciones para los casos en que una generación o una demanda está siendo abastecida por instalaciones exclusivas del SST. Asimismo, prevé las situaciones excepcionales que no se ajustan exactamente a ninguno de los dos casos anteriores, encargando al regulador resolver las situaciones particulares que pudieran presentarse sobre la base del uso y/o del beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios.
Corresponde al regulador, entonces, determinar las compensaciones haciendo uso del análisis del régimen de uso tal como lo exige la LCE, y sólo cuando este criterio no es de aplicación directa debido a la imposibilidad de determinar como usuario de un SST ya sea únicamente a la generación o a la demanda, puede apoyarse en el criterio de beneficio económico. Es bajo estos considerandos que el OSINERG procedió a analizar el régimen de uso de la instalación motivo de la petición.
Así, en el caso de los dos (2) Autotransformadores de Potencia de 220/138/13,8 kV – 120 MVA cada uno, es claro que permiten a la C.H. Huallanca (Cañón del Pato) conectarse e inyectar su energía al SPT en la barra Chimbote 1 hacia la S.E. Paramonga Nueva, por lo cual es de uso exclusivo de dicha central y, por tanto, corresponde a una instalación de generación por lo que sus costos deben ser asumidos por DEI EGENOR, empresa propietaria de esta central. Por otro lado, si bien es posible que cuando la C.H. Huallanca no se halle operando se retire energía del SPT para atender los servicios auxiliares de dicha central, ello no puede ser considerado argumento para sostener que la instalación pertenezca a los casos excepcionales, puesto que sería el mismo DEI EGENOR quien haría el retiro para atender sus servicios auxiliares por lo cual seguiría siendo él, el responsable por las compensaciones de dichas instalaciones. Todo lo anterior definitivamente sustenta la calificación de los Autotransformadores en cuestión como de uso exclusivo de generación[11].
Al respecto, se presenta la evolución de los flujos de potencia y energía esperados en estas instalaciones a lo largo del tiempo, que como era de esperarse durante los próximos años se mantendrán como parte de un sistema secundario de generación.
Cuadro No. 3.6
El
Reglamento de la LCE establece que, para el caso de los SST de generación, el
generador servido por instalaciones exclusivas del sistema secundario de
transmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual
de la respectiva instalación, el cual se determinó como se indica a
continuación.
El cálculo del Costo Medio
de Inversión se realizó sobre la base de módulos estándares con diseños
optimizados para sus condiciones operativas, así como con costos promedio de
mercado. En este sentido, el Costo Medio de Inversión de la celda de 138 kV[12]
del Autotransformador N° 2 en la S.E. Chimbote 1, cuyo diagrama unifilar se
muestra en el Anexo B del presente estudio, asciende a US$ 494 982,97
(ver siguiente cuadro). Debe señalarse que el monto de inversión propuesto por
ETECEN asciende a US$ 396 242,43 y que la diferencia entre ambos
montos proviene principalmente de la consideración de ETECEN que asume costos
básicos de celdas para un sistema de doble barra y no para un sistema de
interruptor y medio como es el caso de las barras de 220 y 138 kV de la S.E.
Chimbote 1.
Cuadro No. 3.7
Los
Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) anual de las instalaciones del SST
de ETECEN constituyen un 3,174% del Costo Medio de Inversión reconocido para la
empresa (porcentaje determinado en la fijación de tarifas en barra mayo 2002
como resultado de la revisión del COyM de ETECEN).
Para
percibir el Costo Medio Anual, el Reglamento de la LCE establece que los
generadores servidos por instalaciones exclusivas del SST deberán pagar una
compensación mensual. Dicha compensación ha sido obtenida a partir del Costo
Medio Anual, utilizando además, una tasa de actualización del 12%.
Cuadro No. 3.8
De acuerdo con el análisis realizado, corresponde que DEI EGENOR pague una compensación mensual[13] de S/. 21 421 (Veintiún Mil Cuatrocientos Veintiún y 00/100 Nuevos Soles) a ETECEN por el uso de la celda 138 kV del Autotransformador N° 2 ubicada en la S.E. Chimbote 1.
La compensación
a que se refiere el párrafo anterior corresponde a valores calculados a la
fecha y será actualizada mensualmente, antes de su aplicación, empleando las
siguientes relaciones:
CM1 = CM0 *
FACM
FACM = a *
FTC + b*FPM
FTC = TC/TC0
FPM = IPM/IPM0
Donde:
FACM : Factor de Actualización de la Compensación Mensual.
CM0 : Compensación Mensual determinada en el acápite 1) del presente informe, en Nuevos Soles S/.
CM1 : Compensación Mensual actualizada, en Nuevos Soles S/.
FTC : Factor por variación del Tipo de Cambio.
FPM : Factor por variación de los Precios al Por Mayor.
TC : Tipo de Cambio. Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América, determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la “COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA – TIPO DE CAMBIO PROMEDIO PONDERADO” o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano.
TC0 : Tipo de cambio inicial igual a S/. 3,511 por US Dólar.
IPM : Índice de Precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano.
IPM0 : Índice de Precios al Por Mayor inicial igual a 152,101959.
a : 0,6300
b : 0,3700
La redistribución de costos en la S.E. Ventanilla origina, tal como lo señala ETECEN en su propuesta, que se recalculen los costos de las celdas asociadas a esta subestación, en particular de las celdas de las instalaciones L.T. 220 kV Zapallal-Ventanilla (L-242 y L-243) y L.T. Ventanilla-Chavarría (L-244, L-245 y L-246).
En la fijación tarifaria mayo 2001, las instalaciones mencionadas fueron clasificadas como instalaciones de generación-demanda (previstas en el Artículo 139° del Reglamento de la LCE como casos excepcionales), debido a que no sirven de forma exclusiva a los generadores o a los consumidores, sino que están destinadas a permitir la transferencia de electricidad hacia los consumidores desde una Barra del Sistema Principal y, al mismo tiempo, a permitir la entrega de electricidad de centrales de generación hasta una Barra del Sistema Principal de Transmisión.
La revisión de los costos de inversión, operación y mantenimiento de estas instalaciones se está efectuando en la presente regulación a través de un estudio separado. Es bajo estas premisas que el OSINERG procedió a analizar, previamente a la determinación de las tarifas y compensaciones correspondientes a las instalaciones asociadas a la L.T. 220 kV Zapallal-Ventanilla y a la L.T. Ventanilla-Chavarría, el Costo Medio Anual de las celdas involucradas.
La determinación del costo medio de inversión se realizó sobre la base de módulos estándares con diseños optimizados para sus condiciones operativas, así como con costos promedio de mercado. En este sentido, el Costo Medio de Inversión de cada una de las celdas involucradas con el SST en la S.E. Ventanilla, cuyo diagrama unifilar se muestra en el Anexo C del presente estudio, asciende a US$ 779 375,19 (ver siguiente cuadro). Debe señalarse que el monto de inversión propuesto para cada celda por ETECEN asciende a US$ 783 986,89 y que la diferencia fundamental entre ambos montos proviene de los costos de terreno, que en el caso de ETECEN no considera una adaptación económica de acuerdo con el número de celdas consideradas en la subestación.
Cuadro No. 3.9
La
determinación de las tarifas y compensaciones que correspondan a las
instalaciones L.T. 220 kV Zapallal-Ventanilla (L-242 y L-243) y L.T.
Ventanilla-Chavarría (L-244, L-245 y L-246)
será parte de otro estudio en el cual se incluirá el costo medio de inversión
determinado anteriormente de US$ 779 375,19 para cada una de las
celdas involucradas como resultado de la redistribución de costos en la S.E.
Ventanilla tal como se muestra en el Cuadro N° 3.9.
ETECEN, tal como lo menciona en su propuesta solicitó, mediante Oficio D-936-2001 del 3 de julio de 2001, que OSINERG emitiera una resolución complementaria para la determinación de las compensaciones de la transmisión secundaria que contemplen separadamente los cargos para sus respectivas celdas. Asimismo, en dicho documento ETECEN incluyó una propuesta para efectuar las referidas separaciones, la misma que no fue considerada en virtud que no se trató de fijar nuevas compensaciones sino de publicar explícitamente los valores intermedios del cálculo efectuado en la determinación de los Cargos Base de Peaje Secundario de Transporte y Transformación, CBPSL y CBPST, respectivamente.
Al respecto, considerando que los cargos de peaje secundario correspondientes al mercado regulado, para las líneas y transformadores, con sus celdas de conexión asociadas, fueron fijados a través de la Resolución N° 006-2001 P/CTE del 11 de abril de 2001, se solicitó que el OSINERG especificase explícitamente los cargos en forma separada. Es decir, en el caso del CBPST, por medio del cargo correspondiente a cada una de las celdas de conexión y el que corresponde al transformador para cada uno de los niveles de transformación: de Muy Alta Tensión a Alta Tensión (en adelante “MAT/AT”), de Alta Tensión a media Tensión (en adelante “AT/MT”) y de Muy Alta Tensión a Media Tensión (en adelante “MAT/MT”). En el caso del CBPSL, por medio del cargo correspondiente a cada una de las celdas de conexión y el que corresponde a la línea de transporte para cada uno de los niveles de tensión: 220 kV, 138 kV y AT.
Para la separación requerida el OSINERG tomó en cuenta lo dispuesto por las siguientes resoluciones:
·
Resolución N° 008-98 P/CTE, de fecha 13 de abril de 1998, que fijó los
cargos por transmisión secundaria que son aplicables a las instalaciones
pertenecientes a las empresas Electro Norte Medio, Electro Norte, Electro
Noroeste y Electrocentro, de acuerdo, con el Artículo Décimo Tercero de la
Resolución N° 006-2001 P/CTE, de conformidad con lo estipulado en sus
respectivos contratos de compra-venta de acciones de fecha 22 de diciembre de
1998.
·
Resolución N° 008-99 P/CTE, de fecha 21 de mayo de 1999, que aprobó la
publicación del documento “Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra”
correspondiente a la regulación tarifaria del mes de mayo de 1999.
·
Resolución N° 006-2001 P/CTE, del 11 de abril de 2001, que fijó las
tarifas en barra para los suministros a que se refiere el Artículo 43°, inciso
C) de la LCE, que se efectúen desde las subestaciones de generación-transporte.
La Resolución N° 006-2001 P/CTE del 11 de abril de 2001 que fijó las tarifas de transmisión en barra para el período mayo 2001 – abril 2002, establecía que el Cargo Base de Peaje Secundario por Transmisión en Energía CBPSE era el resultado de agregar al Cargo Base de Peaje Secundario por Transformación CBPST el producto del Cargo Base de Peaje Secundario por Transporte CBPSL por la longitud de la línea y por la variable C[14]. Los cargos establecidos remuneraban no solamente el transformador de la subestación, en el caso del CBPST, ó la línea de transmisión propiamente dicha, en el caso del CBPSL, sino también sus respectivas celdas de conexión.
Sin embargo, en varios de los sistemas eléctricos del país, los elementos principales – transformadores o líneas de transmisión – y sus respectivas celdas de conexión no necesariamente pertenecen a la misma empresa concesionaria por lo que existían limitaciones para ponerse de acuerdo y establecer la cantidad que les correspondía a cada uno de ellos del total de dinero recaudado por aplicación de los referidos cargos de transmisión.
Ante la presencia de tales discrepancias y en virtud de las solicitudes presentadas por los agentes propietarios de las instalaciones de transmisión, fue necesario emitir la Resolución OSINERG N° 3079-2001-OS/CD (publicada el 28.12.2002) a fin de efectuar la correspondiente desagregación y publicar en forma separada los cargos correspondientes a los componentes principales – transformadores o líneas de transmisión – y cada una de las celdas respectivas.
Al respecto, cabe señalar que ETECEN no presentó, en su debida oportunidad, recurso de reconsideración contra la Resolución OSINERG N° 3079-2001-OS/CD por lo que lo dispuesto en la misma quedó firme.
En la presente regulación, OSINERG solicitó a ETECEN que presentase en medio magnético y en medio impreso una propuesta con los detalles técnicos que permita al OSINERG examinar, en caso de que se considere conveniente técnicamente, la posibilidad de un perfeccionamiento en la forma para la separación de los cargos materia de este pedido; sin embargo, la propuesta presentada por ETECEN no analiza el problema en su conjunto y postula solamente que los cargos por celdas de conexión sean pagados íntegramente, es decir, para distancias menores que las óptimas se considere la adaptación de la línea propiamente dicha pero no de sus componentes (celdas de conexión). El postulado de ETECEN no es correcto ya que si se da el caso de que la línea no esté adaptada lo mismo deberá suceder con sus celdas y, por consiguiente, el cargo por ambos debe ser afectado en la misma proporción.
Es necesario precisar que los cargos CBPSL y CBPST representan una aproximación a un Sistema Económicamente Adaptado que fue determinado como un modelo representativo de las líneas de transmisión y subestaciones de transformación. En este sentido, la metodología empleada por el OSINERG ha sido utilizada desde las primeras fijaciones tarifarias y sus valores representativos actualizados recientemente en la regulación tarifaria de mayo de 1999 (Ver tablas con datos y cálculos en el Anexo D del presente estudio).
Por lo expuesto, no se considera aceptable el pedido de ETECEN de desagregar los costos de las celdas íntegramente sin considerar una adaptación de las mismas, del mismo modo que se ha determinado para las instalaciones principales (líneas de transmisión y transformadores) a las cuales están conectadas.
Debe señalarse primeramente que la propuesta de metodología presentada por ETECEN para la recuperación del ingreso tarifario del SST fue observada por el OSINERG en varios aspectos técnicos los mismos que no fueron levantados en su documento de absolución de observaciones. Sin embargo, siendo interés del OSINERG establecer la metodología requerida por el peticionario a fin de solucionar las omisiones que con relación a este tema se da en la aplicación de la LCE y su Reglamento, se presenta el siguiente análisis.
Al respecto, OSINERG viene evaluando la metodología requerida para permitir la recuperación de los ingresos tarifarios del SST, encontrando que su aplicación no armoniza con las disposiciones sobre transferencias de energía y potencia establecidas por los Artículos 107°, 108° y 109° del Reglamento de la LCE[15].
En efecto, los artículos mencionados contemplan los aspectos relacionados con la valorización de las transferencias de energía entre los generadores integrantes del COES, no considerando en las transacciones la intervención de las empresas transmisoras.
Sin embargo, el Artículo 139° del Reglamento de la LCE ha establecido la facultad del OSINERG de dictar las disposiciones que sean necesarias para hacer viable el pago de compensaciones a los titulares de los sistemas secundarios de transmisión. Por tanto, el OSINERG se encuentra habilitado para aprobar una metodología y un procedimiento que norme el pago de las compensaciones que deben percibir los titulares de los sistemas secundarios de transmisión y permita resolver el problema del pago de los ingresos tarifarios solicitado por ETECEN.
Es necesario señalar que, conforme lo ordena el Artículo 8° del Reglamento General de OSINERG[16], aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, en cumplimiento del principio de transparencia, toda disposición normativa que dicte el OSINERG, debe ser previamente publicada para recibir las opiniones del público en general. La misma disposición contempla la excepción a tal proceder en el caso de que las disposiciones sean de carácter regulatorio sujetas a procedimientos especiales de aprobación así como en aquellos casos que por su urgencia no pueden quedar sujetos a dicho accionar. Es evidente que las disposiciones complementarias que dictaría el OSINERG en cumplimiento de la parte final del Artículo 139° del Reglamento de la LCE a fin de hacer factible la aplicación de las debidas compensaciones a los titulares de los SST, son normas de carácter regulatorio tendientes a completar el procedimiento especial establecido por el propio Artículo 139° mencionado. Sin embargo, los plazos considerados en el Procedimiento para la Fijación de las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión que se viene llevando a cabo, no posibilitan la prepublicación de la metodología a dictarse.
Teniendo en cuenta lo
expresado anteriormente el OSINERG prepublicará en un plazo no mayor de 60
días, a fin de recibir los aportes de los diferentes agentes del sistema, un
proyecto del procedimiento que establezca una metodología para que las empresas
de transmisión de energía eléctrica puedan recuperar el ingreso tarifario
esperado de sus instalaciones de transmisión.
El Procedimiento para la Fijación de las Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión, que fuera aprobado como Anexo “B” de la Norma de Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, mediante Resolución OSINERG N° 0003-2002-OS/CD, ha señalado cómo se inicia este procedimiento regulatorio. Así, establece que los Titulares de los Sistemas Secundarios de Transmisión presentan los Estudios Técnico-Económicos con las propuestas de tarifas y compensaciones, antes del 15 de enero de cada año (se recuerda que para la presente fijación, como un caso de excepción, el procedimiento se ha iniciado el 15 de marzo de 2002). Es decir, las propuestas de las entidades transmisoras deben contener todo aquello que consideren necesario regular.
Constituiría un incumplimiento a la norma y una razón que podría viciar el proceso, aceptar dentro del procedimiento regular que se lleva a cabo, que dichas empresas efectúen solicitudes en etapas distintas del mismo, más aún teniendo en cuenta que las propuestas de las empresas transmisoras fueron publicadas en la página web del OSINERG el 24 de marzo de 2002 y sometidas a Audiencia Pública que se llevó a cabo el 29 de abril de 2002.
En tal razón, no corresponde aceptar esta nueva solicitud de ETECEN; sin embargo, cabe señalar que dichas instalaciones están siendo revisadas dentro de la solicitud de regulación de los SST presentada por la empresa ELECTROANDES.
Del análisis de la propuesta presentada se puede concluir lo siguiente:
1)
Fijar la Compensación Mensual que la empresa DUKE ENERGY INTERNATIONAL EGENOR S.A. deberá
pagar por el uso de la celda en 138 kV del Autotransformador N° 2, ubicada en
la subestación eléctrica Chimbote 1, perteneciente a ETECEN S.A.
Compensación Mensual
|
DESCRIPCIÓN ELEMENTO |
Compensación Mensual (Nuevos Soles / mes) |
|
Celda en 138 kV del Autotransformador N° 2 en S.E.
Chimbote 1 |
21 421 |
2)
La compensación a que se refiere el párrafo anterior será actualizada
empleando las relaciones señaladas en la sección 3.6.1.
3)
Disponer que, como parte estudio del SST de generación-demanda, las
tarifas y compensaciones que correspondan a las instalaciones L.T. 220 kV
Zapallal-Ventanilla (L-242 y L-243) y L.T. Ventanilla-Chavarría (L-244, L-245 y
L-246), consideren un costo medio de inversión de US$ 779 375,19 para cada
celda involucrada como resultado de la redistribución de costos en la S.E.
Ventanilla.
4)
No aceptar el pedido de ETECEN de separar las compensaciones por el uso
de celdas de conexión para líneas de transmisión y transformadores del SST por
las razones expuestas en el presente informe.
5)
Disponer que, en un plazo no mayor de 60 días, se publique en el Diario
Oficial El Peruano y en la página WEB de OSINERG el Proyecto de Norma de
procedimientos para la recuperación del ingreso tarifario esperado de las
instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, conjuntamente con su
exposición de motivos.
Encargar a la Gerencia
Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERG el acopio, procesamiento y
sistematización de los comentarios que se presenten al Proyecto de Norma, así
como la remisión al Consejo Directivo de sus correspondientes recomendaciones.
A continuación se presentan los anexos al informe. Se adjunta una tabla con la lista de observaciones efectuadas, la absolución de las mismas por parte del ETECEN y la acción tomada por el OSINERG respecto a los puntos observados. Asimismo, se adjuntan los diagramas unifilares de los SST involucrados en el pedido de ETECEN.
Anexo A
Resumen del
Análisis de las Observaciones
Anexo B
Diagrama Unifilar de la S.E. Chimbote 1
Anexo C
Diagrama Unifilar de la S.E. Ventanilla
Anexo D
Modelos para el Peaje Secundario CBPSL y CBPST
(Resolución N° 008-99 P/CTE)
[1] Artículo 44º.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.
(...)
Artículo 62º.- Las compensaciones por el uso de las redes del sistema secundario de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía.
(...)
[2] Artículo 128º.- Para la fijación de los precios en las barras unidas al Sistema Principal de Transmisión, mediante un sistema secundario, a que se refiere el Artículo 49º de la Ley, la Comisión observará el siguiente procedimiento:
(...)
c) Determinará el precio de Potencia de punta en Barra aplicando al precio en Barra de la respectiva barra del Sistema Principal de Transmisión un factor que incluya las pérdidas marginales de potencia. Al valor obtenido se agregará un peaje que cubra el Costo Medio del Sistema Secundario de Transmisión Económicamente Adaptado.
El cálculo del peaje será efectuado de acuerdo a lo señalado en el Artículo 139º del Reglamento.
Artículo 139º.- Las compensaciones a que se refiere el Artículo 62º de la Ley, así como las tarifas de transmisión y distribución a que se refiere el Artículo 44° de la Ley, serán establecidas por la Comisión.
a) El procedimiento para la determinación de las compensaciones y tarifas para los sistemas secundarios de transmisión, será el siguiente:
§ El generador servido por instalaciones exclusivas del sistema secundario de transmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de la respectiva instalación. El pago de esta compensación se efectuará en doce (12) cuotas iguales;
§ La demanda servida exclusivamente por instalaciones del sistema secundario de transmisión, pagará una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de las respectivas instalaciones. Esta compensación que representa el peaje secundario unitario que permite cubrir dicho Costo Medio anual, será agregada a los Precios en Barra de Potencia y/o de Energía, o al Precio de Generación pactado libremente, según corresponda. El peaje secundario unitario es igual al cociente del peaje secundario actualizado, entre la energía y/o potencia transportada actualizada, según corresponda, para un horizonte de largo plazo.
b) Las compensaciones por el uso de las redes de distribución serán equivalentes al Valor Agregado de Distribución del nivel de tensión correspondiente, considerando los factores de simultaneidad y las respectivas pérdidas. El Valor Agregado de Distribución considerará la demanda total del sistema de distribución.
Los casos excepcionales que no se ajusten a las reglas generales establecidas anteriormente, serán tratados de acuerdo con lo que determine la Comisión, sobre la base del uso y/o del beneficio económico que cada instalación proporcione a los generadores y/o usuarios.
La Comisión podrá emitir disposiciones complementarias para la aplicación del presente artículo.
[3] Artículo 8º.- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.
(...)
Artículo 42º.- Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.
[4] Artículo 43º.- Estarán sujetos a regulación de precios:
(...)
b) Las tarifas y compensaciones a titulares de Sistemas de Transmisión y Distribución;
(...)
[5] Artículo 62º.- Las compensaciones por el uso de las redes del sistema secundario de transmisión o del sistema de distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía.
(...)
[6] Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el Costo Medio de dicho Sistema Económicamente Adaptado.
[7] COSTO MEDIO: Son los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia.
[8] SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO: Es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y mantenimiento de la calidad del servicio.
Artículo 48º.- Los factores de pérdida de potencia y de energía se calcularán considerando las Pérdidas Marginales de Transmisión de Potencia de Punta y Energía respectivamente, considerando un Sistema Económicamente Adaptado.
[9] SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISION: Es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal. Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una central de generación hasta una Barra del Sistema Principal de Transmisión.
[10] Artículo 132º. Las condiciones y criterios a considerarse para definir el Sistema Principal de Transmisión serán las siguientes:
a) Deberá comprender instalaciones de alta o muy alta tensión;
b) Deberá permitir el flujo bidireccional de energía;
c) Cuando el régimen de uso de los sistemas no permite identificar responsables individuales por el flujo de las mismas.
Cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el sistema, se evaluarán los sistemas de transmisión calificados como principales y en mérito a las modificaciones que se hubieran presentado se procederá a su redefinición.
[11] Actualmente, en la S.E. Chimbote 1, DEI EGENOR está pagando a ETECEN por la Transformación 1 220/138/13,8 kV (TR1 y sus celdas de conexión) y por las celdas de línea a Huallanca compensaciones mensuales reguladas por la Resolución N° 01-96 P/CTE.
[12] El Autotransformador N° 2 y sus celdas de 220 y 13,8 kV son de propiedad de DEI EGENOR y, por lo tanto, no corresponde en este análisis calcular su compensación.
[13] La compensación mensual incluye todos los equipamientos necesarios para la operatividad de la celda, no habiéndose descontado el pararrayos ni el transformador de tensión capacitivo de propiedad de DEI EGENOR.
[14] Variable dependiente de los MW*km totales retirados de cada línea.
[15] Artículo 107º.- La valorización de las transferencias de energía entre los generadores integrantes, por la operación económica del sistema y que no comprende los contratos previamente establecidos, será efectuada y registrada por el COES en forma mensual, de acuerdo al siguiente procedimiento:
a) Se efectuará la medición y/o los cálculos para determinar las entregas y retiros de energía de cada integrante;
b) La energía entregada y retirada por cada integrante será valorizada multiplicándola por el Costo Marginal de Corto Plazo correspondiente; y,
c) Para cada integrante, se sumarán algebraicamente todas las entregas y retiros valorizados ocurridos en el sistema durante el mes. Las entregas se considerarán con signo positivo y los retiros con signo negativo.
El valor resultante, sea positivo o negativo, constituirá el saldo neto mensual acreedor o deudor de cada integrante.
Artículo 108º.- Cada integrante que obtenga un saldo neto mensual negativo pagará dicha cantidad, dentro de los siete (7) días calendario del mes siguiente a todos los integrantes que tengan saldo positivo, en la proporción en que cada uno de éstos participe en el saldo positivo total del mes.
Adicionalmente, el COES determinará las transferencias de energía reactiva y los correspondientes pagos entre integrantes, según los procedimientos que estipule el Estatuto sobre la materia, considerando criterios de equidad por inversión en equipos de compensación reactiva.
Artículo 109º.- El valor económico de la transferencia de potencia entre los generadores integrantes de un COES será determinado tomando en cuenta:
a) Ingresos Garantizados por Potencia Firme requerida por el Sistema;
b) Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema y;
c) Egresos por Compra de Potencia al Sistema.
El valor económico de la transferencia de potencia es igual al Ingreso por Potencia, constituido por la suma de los ingresos señalados en a) y b), menos los egresos señalado en c). Dicho valor se constituirá en el saldo neto mensual acreedor o deudor de cada integrante.
Todos los cálculos se efectuarán mensualmente y serán definitivos. En aquellos casos que involucren supuestos o variables determinados posteriormente al mes del cálculo, deberán contemplarse procedimientos de recálculo.
Cada integrante que obtenga un saldo neto mensual negativo, pagará dicha cantidad, dentro de los siete (7) días calendario del mes siguiente, a todos los integrantes del que tengan saldo positivo, en la proporción en que cada uno de éstos participe en el saldo positivo total del mes.
El COES propondrá al Ministerio los procedimientos necesarios para llevar a cabo la valorización de las transferencias de potencia.
[16] Artículo. 8º. – Principio de Transparencia.-
Toda decisión de cualquier ÓRGANO DE OSINERG deberá adoptarse de tal manera que los criterios a utilizarse sean conocibles y predecibles por los administrados. Las decisiones de OSINERG serán debidamente motivadas y las disposiciones normativas a que hubiere lugar deberán ser prepublicadas para recibir opiniones del público en general. Se excluye de la obligación de prepublicación las disposiciones de carácter regulatorio sujetas a procedimientos especiales de aprobación según la normatividad vigente y aquellas que por su urgencia no puedan quedar sujetas a dicho procedimiento. De ser pertinente se realizarán audiencias públicas a fin de recibir opiniones.
