norma “tarifas y compensaciones para sistemas secundarios ... · organismo supervisor de la...

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA

Resolución OSINERGMIN Nº 0023-2008-OS/CD

Norma

“Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas

Complementarios de Transmisión”

Lima, enero de 2008

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA OSINERGMIN N° 0023-2008-OS/CD

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERIA

OSINERGMIN N° 0023-2008-OS/CD

Lima, 10 de enero de 2008

CONSIDERANDO:

Que, con fecha 23 de julio del año 2006, se publicó la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (en adelante “Ley N° 28832”), la cual tiene como objetivo, entre otros, el de perfeccionar el marco legal para la regulación de los sistemas de transmisión eléctrica establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada mediante el Decreto Ley N° 25844; Que, el 17 de mayo de 2007, se expidió el Decreto Supremo N° 027-2007-EM, con el cual se aprobó el Reglamento de Transmisión; y se modificaron los Artículos 127°, 128° y 139°, se complementó el Artículo 135° y se derogaron los Artículos 132° y 138°, del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Con ello, se reglamentó la Ley N° 28832 en lo referente a la transmisión eléctrica y se armonizó el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas con lo dispuesto en la citada Ley N° 28832;

Que, de acuerdo con la Primera Disposición Transitoria del Decreto Supremo Nº 027-2007-EM, las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”), que se fijen aplicando el Artículo 139º conforme ha sido modificado por dicho Decreto Supremo, se aplicarán a partir del 1 de mayo de 2009;

Que, para cumplir con el plazo a que se refiere el considerando precedente, es necesario que el Organismo Regulador de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”) apruebe la norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, cuya finalidad es establecer los criterios y metodología para la determinación de los Peajes y Compensaciones por el servicio de transmisión de los SST y SCT;

Que, mediante Resolución OSINERGMIN N° 0580-2007-OS/CD, publicada el 03 de octubre de 2007, en cumplimiento del Artículo 25° del Reglamento General de OSINERGMIN, se dispuso la prepublicación en el Diario Oficial el Peruano y en la página Web de OSINERGMIN, del proyecto de resolución que aprueba la norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, con la finalidad de garantizar la transparencia y predictibilidad de las acciones que el organismo regulador adopte para la fijación de las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas de Transmisión;

Que, el Artículo 2° de la Resolución OSINERGMIN N° 0580-2007-OS/CD otorgó un plazo de veinte (20) días calendario contados a partir del día siguiente de su publicación, a fin de que los interesados remitan, a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (en adelante “GART”) del OSINERGMIN, sus comentarios y sugerencias al proyecto de resolución y al proyecto de norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”;

Página 2 de 154


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

Que, asimismo, debe dejarse sin efecto la norma “Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión”, aprobada mediante Resolución OSINERG N° 0165-2005-OS/CD, debido a que el marco regulatorio sobre el cual se sustentaba fue modificado mediante la Ley N° 28832 y el Decreto Supremo Nº 027-2007-EM;

Que, en este sentido, se han emitido los Informes N° 406-2007-GART y Nº 0006-2008-GART de la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN y N° 0429-2007-GART, de la División de Generación y Transmisión Eléctrica de la GART, los mismos que complementan la motivación que sustenta la decisión del OSINERGMIN, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el numeral 4 del Artículo 3° de la Ley del Procedimiento Administrativo General; y,

De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas; en la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas; en el Decreto Supremo N° 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones; en el Decreto Supremo N° 027-2007-EM; en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; y, en la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus normas modificatorias, complementarias y conexas.

SE RESUELVE: Artículo 1°.- Aprobar la norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.

Artículo 2°.- Derogar la norma “Criterios, Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión”, aprobada mediante Resolución OSINERG N° 0165-2005-OS/CD.

Artículo 3°.- Publicar la presente Resolución y la norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” en el Diario Oficial El Peruano y consignarlas conjuntamente con los Informes N° 0406-2007-GART, N° 0429-2007-GART y Nº 0006-2008-GART, en la página Web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe.

ALFREDO DAMMERT LIRA Presidente del Consejo Directivo

Página 3 de 154


EXPOSICIÓN DE MOTIVOS El 23 de julio del año 2006, se publicó la Ley Nº 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, la cual en su Capítulo Quinto reforma el marco legal para la transmisión eléctrica, creando el Sistema Garantizado de Transmisión y el Sistema Complementario de Transmisión, los cuales, por disposición de su Artículo 22°, constituyen las instalaciones del sistema de transmisión cuya entrada en operación se produce en forma posterior a la vigencia de dicha Ley; mientras que las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión y Sistema Secundario de Transmisión, cuya puesta en operación fue anterior a la vigencia de la misma, son calificadas como tales por la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento.

Además, la citada Ley señala en el numeral 27.2 del Artículo 27°, que las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión, se regulan considerando los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

Seguidamente, producto de la reformas ejecutadas por la Ley N° 28832, mediante el Artículo 2° del Decreto Supremo N° 027-2007-EM se modificaron diversos artículos del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo N° 009-2003-EM, entre ellos el Artículo 139°, donde se establecen los criterios con los cuales se calculan las compensaciones y tarifas de transmisión a que se refieren los Artículos 44° y 62º de la Ley de Concesiones Eléctricas (sobre los Sistemas Secundarios de transmisión); así como, las compensaciones y tarifas del Sistema Complementario de Transmisión a que se refiere el Artículo 27° de la Ley N° 28832.

Antes de la emisión de la Ley Nº 28832, para completar el marco normativo y cubrir de transparencia, cognoscibilidad y predictibilidad a la actividad regulatoria del OSINERGMIN, mediante Resolución OSINERGMIN N° 165-2005-OS/CD, se aprobó la norma “Criterios, Metodología y Formularios para la Presentación de Propuestas de los Sistemas Secundarios de Transmisión”, cuyo objetivo, según su Artículo 1º, fue establecer los criterios y metodología para la elaboración de los estudios que sustenten las propuestas de determinación de los Peajes y Compensaciones por el servicio de los Sistemas Secundarios de Transmisión.

En consecuencia, al haberse producido cambios sustanciales en el régimen normativo, introducidos por la Ley Nº 28832 y el Decreto Supremo N° 027-2007-EM, resulta necesario dejar sin efecto la norma mencionada en el párrafo anterior y aprobar una nueva norma que establezca los criterios y metodologías para la determinación de los peajes y compensaciones por el servicio de transmisión de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión, objeto del presente proyecto de norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.

En este sentido, mediante la Resolución OSINERGMIN N° 0580-2007-OS/CD, publicada el 03 de octubre de 2007, se dispuso la prepublicación en el Diario Oficial el Peruano y en la página Web de OSINERGMIN, del proyecto de resolución que aprueba la norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, con la finalidad de garantizar la transparencia, así como, de recibir los comentarios y sugerencias de los interesados, habiéndose acogidos aquellos que contribuyen al logro de los objetivos de la norma. Con base en lo anterior,

Página 4 de 154


mediante la presente Resolución, se publica la Norma “Tarifas y Compensaciones para los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”.

Página 5 de 154


ANEXO

NormaTarifas y Compensaciones para los Sistemas

Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión

CONTENIDO

TITULO I DISPOSICIONES GENERALES

TITTULO II CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS “SST” Y “SCT”

CAPITULO PRIMERO Asignación de Responsabilidad de Pago

CAPITULO SEGUNDO Proyección de la Demanda

CAPITULO TERCERO Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar

CAPITULO CUARTO Costos de Inversión

CAPITULO QUINTO Costo Estándar de Operación y Mantenimiento (COyM)

CAPITULO SEXTO Determinación de los Factores de Pérdidas Medias e Ingresos Tarifarios

CAPITULO SEPTIMO Determinación de CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización

TITTULO III FORMATOS Y MEDIOS

CAPITULO PRIMERO Generalidades

CAPITULO SEGUNDO Formatos de Información General

CAPITULO TERCERO Formatos de Demanda

CAPITULO CUARTO Formatos para el Sistema Eléctrico a Remunerar

CAPITULO QUINTO Formatos de Costos de Inversión

CAPITULO SEXTO Formatos de Costos de Operación y Mantenimiento

CAPITULO SEPTIMO Formatos de Tarifas y Compensaciones

Anexo 1: Formatos de Información General

Anexo 2: Formatos de Demanda

Anexo 3: Formatos del Sistema Eléctrico a Remunerar

Anexo 4: Formato de Costos de Inversión

Anexo 5: Formato de Costos de Operación y Mantenimiento

Anexo 6: Formatos de Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización

Página 6 de 154


TITULO I DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1º.- Objetivos y Alcance 1.1. Establecer los criterios y metodología para la elaboración de los

estudios que sustenten las propuestas de determinación de los Peajes y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión.

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

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”

Artículo 2º.- Base Legal - Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la

Generación.

- Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”)

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

- Reglamento de Transmisión aprobado por Decreto Supremo Nº 027-2007-EM,

- Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 775-2007-OS/CD..

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

- Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos.

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

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

Página 7 de 154


- Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.

- Ley Nº 28611, Ley General del Ambiente.

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

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

- Código Nacional de Electricidad-Suministro, aprobado por Resolución Ministerial N° 366-2001-EM/VME.

- Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, aprobada por Decreto Supremo N° 020-97-EM.

- Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados, aprobada por Resolución Directoral N° 014-2005-EM/DGE.

- Reglamento Nacional de Edificaciones, aprobado por Decreto Supremo Nº 011-2006-VIVIENDA.

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

Artículo 3º.- Definiciones Para efectos de la presente norma todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular y que empiezan con mayúscula, tienen los significados que se indican a continuación o los que se definen en la LCE y su Reglamento; la Ley Nº 28832; y el Decreto Supremo Nº 027-2007-EM:

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

3.2. Barra: Es aquella parte de las instalaciones de una subestación desde donde puede entregarse y/o retirarse energía eléctrica.

3.3. Barra de Referencia de Generación: Son las barras del SEIN para las cuales se han fijado Precios en Barra de energía1. Por tanto, son aquellas en donde se conocen explícitamente los precios de barra.

3.4. CMA: Costo Medio Anual

3.5. Costos Estándares: Corresponden a los costos de inversión de los Módulos Estándares.

1 Artículo 128º del Reglamento de la LCE: Para la fijación de los Precios en Barra de energía, a que se refiere el Artículo 47° de la Ley, el sistema de transmisión a considerar comprenderá todas aquellas instalaciones del SEIN hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven en forma exclusiva a la demanda y hasta el límite donde se inician las instalaciones que sirven de forma exclusiva a la generación.

Página 8 de 154


3.6. COyM: Costo anual estándar de operación y mantenimiento.

3.7. 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.

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

3.9. Factor de Contribución a la Punta (FCP): Es la relación entre la potencia de una carga a la hora de máxima demanda de la SET y la máxima demanda de potencia de dicha carga:

maxPPFcp HP

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

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

maxPPmediaFc

3.12. FPMd: Factor de Pérdidas Medias

3.13. IT: Ingreso Tarifario

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.

3.15. Pérdidas Medias de Transmisión de Energía: Pérdidas estándares de energía determinadas mediante análisis de flujos de potencia para las condiciones de máxima demanda del Sistema Eléctrico y con la expresión empírica de los factores de pérdidas.

3.16. Pérdidas Medias de Transmisión de Potencia: Pérdidas estándares de potencia determinadas mediante análisis de flujos de potencia para condiciones de demanda coincidentes con la máxima demanda del SEIN.

3.17. Plan de Transmisión: Definición conforme al Artículo 1º de la Ley 28832.

Página 9 de 154


3.18. Plan de Inversiones: Definición conforme al numeral V) del literal a) del Artículo 139º del Reglamento de la LCE.

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

3.20. Resolución 065: Se refiere a la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD y sus modificatorias.

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

3.22. SER: Sistema Eléctrico a Remunerar.- Sistema eléctrico considerado para determinar el CMA y los Peajes para toda una área de demanda o las Compensaciones a cargo de la generación. El SER debe corresponder a la configuración de mínimo costo de las instalaciones de transmisión, que permita brindar el servicio de transmisión en forma eficiente y cumpliendo las normas técnicas y medioambientales vigentes.

3.23. SEA: Sistema Económicamente Adaptado.

3.24. SET: Subestación de Transmisión cuya mayor tensión es superior a 30 kV.

3.25. SED: Subestación de Distribución cuya mayor tensión es igual o menor a 30 kV.

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

3.27. Usuario Libre: Modo singular de la definición de Usuarios Libres dada en la Ley Nº 28832.

3.28. Usuario Regulado: Modo singular de la definición de Usuarios Regulados dada en la Ley Nº 28832.

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

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

Artículo 4º.- Tipos de Sistemas de Transmisión Para los alcances de la presente Norma los sistemas de transmisión a remunerar se clasifican en los siguientes tipos:

4.1. Para SST:

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

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

Página 10 de 154


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

4.2. Para SCT

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

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.

4.2.3. 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.

4.3. ST059: 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 públicas de infraestructura y de servicios públicos, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 059-96-PCM.

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

incluidos los sistemas de pago compartido con la generación, que sirvan en una 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.

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

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

- Un resumen ejecutivo del estudio que contenga los peajes y compensaciones, propuestos; así como, la propuesta de asignación de responsabilidad de pago conforme al Capítulo Primero del Título II de la presente Norma.

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

- 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.

Página 11 de 154


- Para los ESTUDIOS que involucren sistemas tipo SCTPT, se debe incluir copia de la concesión definitiva otorgada por el Ministerio de Energía y Minas, así como la descripción de las características generales de cada línea o subestación y la fecha prevista para la puesta en operación comercial.

- Información de los sistemas eléctricos de transmisión tipo SCTPT y SCTLN, para los cuales se pide fijación de tarifas, conforme a los formatos previstos en los formularios del Capítulo Segundo del Título III de la presente Norma.

- Proyección de Demanda conforme al Capítulo Segundo del Título II de la presente Norma.

- Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar, conforme al Capítulo Tercero del Título II de la presente Norma.

- Determinación de los Costos de Inversión, conforme al Capítulo Cuarto del Título II de la presente Norma y con base a los costos estándares establecidos por el OSINERGMIN.

- Determinación de los costos anuales estándares de operación y mantenimiento, conforme al Capítulo Quinto del Título II de la presente Norma y calculados con los porcentajes, respecto de la inversión, aprobados por el OSINERGMIN.

- Determinación de los Factores de Pérdidas Medias e Ingresos Tarifarios, conforme al Capítulo Sexto del Título II de la presente Norma.

- Determinación de CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización, conforme al Capítulo Séptimo del Título II de la Presente Norma.

- Todos los documentos físicos y electrónicos (incluidas hojas de cálculo) que sustenten los valores presentados en los formularios.

- Cada una de las secciones anteriores deberá estar acompañada de una memoria que describa: los criterios, la metodología, la información de entrada y los resultados encontrados. Así mismo, se deberá adjuntar una relación de todos los documentos físicos y electrónicos de sustento, con la descripción de su contenido y aplicación.

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

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

Página 12 de 154


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

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.

5.6.2. Luego, se efectúa la proyección de la demanda de potencia y energía para un periodo de 10 años.

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.

5.6.5. Con base en los resultados de los pasos anteriores, se procede a definir el Sistema Eléctrico a Remunerar, para lo cual se analizarán técnica y económicamente diversas alternativas, de manera que el Sistema Eléctrico a Remunerar corresponda a la alternativa de mínimo costo total (Inversión+COyM+Pérdidas) y cumpla con las normas vigentes aplicables durante todo el horizonte de estudio.

5.6.6. Para la determinación del óptimo desarrollo del Sistema Eléctrico a Remunerar, se deberá evaluar en forma conjunta los diferentes componentes del sistema de Muy Alta Tensión (en adelante “MAT”), Alta Tensión (en adelante “AT”) y Media Tensión (en adelante “MT”).

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.

5.6.8. Una vez definido el Sistema Eléctrico a Remunerar, se calculan los costos de inversión de las instalaciones de transmisión, aplicando los costos estándares de inversión vigentes establecidos por el OSINERGMIN. Así mismo, se determina el respectivo costo anual estándar de operación y mantenimiento con base en los porcentajes establecidos por el OSINERGMIN.

Página 13 de 154


5.6.9. Paralelamente al cálculo de los costos de inversión y de operación y mantenimiento, se determinan los Factores de Pérdidas y, cuando corresponda, el Ingreso Tarifario.

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.

Gráfico 1 Flujograma del Proceso de Cálculo de Peajes y Compensaciones

Proyección de la Demanda

Información básica del sistema de transmisión

Costos Estándares de Inversión y Porcentajes para Determinar COYM

Criterios para determinar el

Sistema Eléctrico a Remunerar

Definición del Sistema Eléctrico a Remunerar

Costos de Inversión

Costos estándares de operación y mantenimiento

CMA, Peajes y Compensaciones y

Fórmulas de Actualización

Factores de Pérdidas

Ingresos Tarifarios (Sólo en los casos que la

norma lo establece)

Asignación de Responsabilidad de Pago

Página 14 de 154


TITULO II CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA LA

DETERMINACIÓN DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS “SST” Y “SCT”

CAPITULO PRIMERO Asignación de Responsabilidad de Pago

Artículo 6º.- Asignación de Responsabilidad de Pago 6.1. En el ESTUDIO se deberá determinar los porcentajes de asignación de

pago para cada una de las líneas de transmisión, transformadores, celdas y equipos de compensación reactiva.

6.2. Para el caso de las instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de la Ley Nº 28832, la proporción de pago entre Usuarios y Generadores y el criterio de su distribución al interior del conjunto de Usuarios y Generadores serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley.

6.3. Para el caso de instalaciones del SCT, la asignación de responsabilidad de pago entre la demanda y la generación se determinará por única vez, para lo cual se tendrá en cuenta lo siguiente:

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

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

6.3.3. Para el caso de las instalaciones del SCTPT, del SCTLN y del SCTPI no incluidos en los numerales anteriores, la asignación de la responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, así como la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se realizará con base a lo establecido en el Procedimiento de Asignación de Responsabilidad de Pago de las instalaciones de transmisión que apruebe el OSINERGMIN

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

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

Página 15 de 154


CAPITULO SEGUNDO Proyección de la Demanda

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

7.1. Se deberá realizar la proyección de las ventas de energía a Usuarios, sin incluir las pérdidas en baja tensión ni en media tensión, las que, para el dimensionamiento del Sistema Eléctrico a Remunerar serán agregadas de acuerdo con lo establecido en el numeral 9.1.3.e de la presente norma.

7.2. Los criterios generales a aplicarse para elaborar la proyección de la demanda eléctrica son:

7.2.1. El periodo de proyección es de 10 años a partir del año de vigencia de la fijación de tarifas.

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.

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.

Página 16 de 154


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.

7.2.7. El alcance de las Instalaciones de Transmisión Secundaria y Complementaria, estará restringido al límite del área de concesión de los sistemas de distribución siempre que se encuentren conectados eléctricamente al SEIN. Los proyectos de ampliación de la frontera eléctrica que comprendan el incremento del área de concesión, deberán sustentarse mediante los documentos de las entidades de desarrollo nacional como el Ministerio de Energía y Minas, Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales, entre otros.

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

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

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

8.1.1. El periodo de proyección es de 4 años a partir del año de vigencia de la fijación de tarifas.

8.1.2. La proyección de la demanda se realizará con base a los requerimientos de capacidad de transmisión de las centrales de generación a las cuales se asigna la responsabilidad de pago de dichas instalaciones.

8.1.3. Los titulares de las centrales de generación deberán facilitar a los titulares de transmisión toda la información sobre los requerimientos de capacidad de transmisión para el periodo de proyección.

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.

Página 17 de 154


Artículo 9º.- Etapas para la Proyección de la Demanda para Instalaciones Asignadas a los Usuarios Las etapas a considerar, para la proyección de la demanda se muestran en el Gráfico 2 y son las siguientes:

- Recopilación de información requerida.

- Caracterización espacial de la carga en el área de demanda.

- Proyección de la demanda de energía por nivel de tensión.

- Conversión de la proyección de energía a proyección de potencia.

Gráfico 2

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

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).

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

Recopilación de Información Requerida

Caracterización espacial dela carga en el área de

demanda

Proyección de la demanda de energía

Conversión de la proyección de energía a proyección de potencia.

Página 18 de 154


- 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. Etapa 3: Proyección de la Demanda de Energía

9.1.3.a Usuarios Menores:

- 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 deberán evaluar diversos modelos, con base en los métodos econométrico y/o de tendencias. De preferencia se debe aplicar el método de tendencias. Para los casos en los que no se cuente con suficientes datos históricos se complementará con el método econométrico.

- El método econométrico se efectuará para diferentes combinaciones de las variables independientes consideradas y su correlación con el comportamiento de la demanda.

- Se efectuará la eliminación de datos atípicos, sobre la base del conocimiento de sucesos o situaciones particulares o periódicos que expliquen dichos datos.

- En el análisis se deberá tener en cuenta: 1) la posibilidad de eventos especiales, 2) el desarrollo de nuevas tecnologías que conlleven a la eficiencia energética, 3) la incorporación de

Página 19 de 154


competidores, como el gas, 4) la variación de políticas económicas y 5) fenómenos migratorios.

- 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.

- Los resultados se presentarán de manera desglosada según los formularios que se especifican en el Título III de la presente norma.

9.1.3.b Usuarios Mayores:

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

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

9.1.3.c Demandas Nuevas:

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

- 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

Página 20 de 154


valor equivalente al porcentaje de pérdidas de energía estándares totales en MT.

9.1.3.e Finalmente, se integran las proyecciones de demanda de energía determinadas en los pasos 9.1.3.a, 9.1.3.b, 9.1.3.c y 9.1.3.d por cada área de demanda, sistema eléctrico y nivel de tensión.

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:

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

Donde:

%p: Porcentaje de pérdidas estándares en media tensión y baja tensión. Para clientes con punto de suministro en AT, el %p es igual a cero.

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

FCP: Factor de Contribución a la Punta.

t: Número de horas del año representativo.

- Como resultado se obtendrán los mapas de evolución de la demanda de potencia, tanto para el primer año como para los años intermedios, hasta el año horizonte (año 10), lo cual servirá para los análisis de la distribución de demanda de potencia entre las SET existentes y futuras para el diseño del SER.

- Los resultados se presentarán por cada sistema, SET y nivel de tensión MT, AT y MAT, según los formularios establecidos en el Título III de la presente norma.

Artículo 10º.- Etapas para la Proyección de la Demanda para Instalaciones Asignadas a la Generación

10.1.1. Etapa 1. Recopilación de información requerida: Se dispondrá de la siguiente información requerida por cada SST o SCT:

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

Página 21 de 154


- 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.

10.1.2. Etapa 2. Proyección de la Demanda:

- Con base en la información recopilada, se determinará la capacidad total de transmisión requerida por la generación a la cual se asignará el pago de las instalaciones.

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

CAPITULO TERCERO Determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar

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

siguiente:

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

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

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

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

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

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

Artículo 12º.- Criterios Generales para la Determinación del SER Se deben tener en cuenta los siguientes criterios para realizar la planificación para la determinación del SER:

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

Página 22 de 154


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).

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

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

Costo Total = Valor presente de (Inversión + Operación + Mantenimiento + Pérdidas)

Donde:

Pérdidas: Pérdidas físicas de Potencia y Energía valorizadas a los precios vigentes de las Barras de Referencia de Generación.

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

- Para la determinación del SEA no se toma en cuenta la restricción del nivel de tensión real del punto de alimentación o del mismo sistema; mientras que para la definición del Plan de Inversiones se toma en cuenta la restricción de la tensión en el punto de conexión al SEIN de la nueva instalación.

- Para la determinación del SEA el titular de un sistema de transmisión debe tomar en cuenta la configuración del SEA de los sistemas existentes que inyectan o retiran energía del sistema de transmisión de dicho titular; mientras que para la definición del Plan de Inversiones se parte de la configuración real de los sistemas existentes.

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

12.5. Para el dimensionamiento de los Elementos de un sistema de transmisión se emplearán los máximos valores de potencia, a través de cada componente, resultantes del análisis de flujo de potencia considerando distintas condiciones de operación.

12.6. No se considera como parte del Plan de Inversiones un componente que no constituya como mínimo un módulo estándar definido por el OSINERGMIN.

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

Página 23 de 154


explicando las razones para esta decisión, según lo establecido en la Norma “Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión”.

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.

Artículo 13º.- Criterios Específicos: Para la definición del SER se considerarán los siguientes criterios específicos:

13.1. Criterios básicos de diseño

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

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.

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

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.

13.1.5. Para las líneas de MAT y AT, se considerarán los costos de los módulos estándares establecidos por el OSINERGMIN, según la ubicación geográfica de las instalaciones.

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.

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.

13.1.8. Para instalaciones asignadas a la demanda

13.1.8.a Para el dimensionamiento y configuración de las instalaciones de transmisión se debe considerar las características de dimensionamiento

Página 24 de 154


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.

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

13.1.8.c Los transformadores de potencia se adaptarán de acuerdo a características y tamaños normalizados en los módulos estándares establecidos por el OSINERGMIN.

13.1.8.d Se debe aprovechar las instalaciones mediante la aplicación de medidas alternativas a la construcción de nuevas instalaciones, tales como: rotación de trasformadores, traslado de cargas entre subestaciones, traslado de cargas entre circuitos de transmisión, entre otros; siempre y cuando, se demuestre que se aplica el criterio de mínimo costo.

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

13.2. Criterios de Calidad

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

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

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.

13.3. Criterios de Confiabilidad:

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.

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.

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

Página 25 de 154


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

de planeamiento que sirvan para definir el SER:

- Definición de las tecnologías aplicables que guarden compatibilidad con los módulos estándares publicados por OSINERGMIN.

- Definición de alternativas de expansión del sistema, considerando alternativas de nivel de tensión, módulos de transformación, y secciones de conductor, entre otros.

- Análisis técnico económico y selección de la alternativa de menor costo para el año horizonte y para los años intermedios.

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

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.

14.3. Para las instalaciones que se realicen con base al Plan de Transmisión, éstas deben ser incluidas en el estudio de planeamiento con las demás instalaciones de los SST y SCT del Área de Demanda.

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

CAPITULO CUARTO Costos de Inversión

Artículo 15º.- Criterios 15.1. No se requiere calcular el costo de inversión del sistema tipo SSTD.

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

15.3. El costo de inversión del sistema tipo ST059 se determinará conforme con lo establecido en el respectivo contrato de concesión y, en cuanto estos contratos lo permitan, se aplicarán los criterios establecidos en el presente capítulo según el tipo de sistema que corresponda.

Página 26 de 154


15.4. Los Módulos Estándares deben aplicarse en forma eficiente según las características climáticas, altitud, tipo de terreno, disponibilidad de espacio y zona de ubicación (urbana ó rural).

15.5. En todo el horizonte de análisis, las instalaciones de transmisión se consideran como instalaciones nuevas, por lo que no se aplica ningún factor de depreciación.

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.

Artículo 16º.- Presentación y forma de cálculo de los Costos de Inversión 16.1. Se presentará una base de datos de costos en la que cada registro

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

16.1.1. Los costos de las obras comunes y servicios auxiliares se prorratean entre los Elementos de la respectiva subestación, en proporción a sus costos de inversión.

16.1.2. El costo de inversión de las celdas de acoplamiento se prorratea entre las demás celdas del mismo nivel de tensión de la subestación, en proporción a sus costos de inversión.

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

16.2. Los costos de inversión deberán desagregarse por costos de procedencia nacional, costos de procedencia extranjera, costos del Aluminio y costos del Cobre.

16.3. Se presentará el detalle de la valorización de líneas, subestaciones, centro de control y telecomunicaciones, según lo establecido en el Título III de la presente Norma.

16.4. Se presentará, como resumen, el total de los costos de inversión por titulares de las instalaciones de transmisión, por nivel de tensión y por años.

Página 27 de 154


CAPITULO QUINTO Costo Estándar de Operación y Mantenimiento (COyM)

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

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

17.3. Los porcentajes para la determinación del COyM que se empleen deberán ser los que correspondan a las características de ubicación geográfica y nivel de tensión de cada Elemento. Para el caso de transformadores, se considera el porcentaje correspondiente al nivel de mayor tensión.

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

Artículo 18º.- Forma de presentación del COyM 18.1. La información se debe proporcionar según los formatos establecidos

en el Título III de la presente Norma.

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

18.3. Se presentará la sumatoria total de COyM por cada Área de Demanda o por cada Generador responsable de pago, por titulares de las instalaciones de transmisión de cada Área de Demanda, por nivel de tensión y por años.

CAPITULO SEXTO Determinación de los Factores de Pérdidas Medias e Ingresos

Tarifarios

Artículo 19º.- Criterios para el Cálculo de los FPMd 19.1. Los Factores de Pérdidas Medias (FPMd) a que se refiere el presente

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

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

Página 28 de 154


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

19.4. Se determina un único valor de FPMdP y de FPMdE para el período de vigencia de los Peajes, por cada Área de Demanda y nivel de tensión.

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

- Red de MAT

- Transformación MAT/AT

- Red de AT

- Transformación AT/MT

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

DMT

MAT

AT

MT

DAT

DMAT

pat/mt = pérdidas totales AT/MT

pat = pérdidas totales AT

pmat = pérdidas totales MAT

Retiro AT/MT = DMT

Retiro MAT/AT = Retiro AT + pat

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

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

pmat/at = pérdidas totales MAT/AT

Donde:

DMT = Demanda acumulada en MT

DAT = Demanda acumulada en AT

DMAT = Demanda acumulada en MAT

19.6. Los FPMd se ponderan en función a la demanda de los diferentes sistemas eléctricos del Área de Demanda, para determinar los FPMd promedio aplicables a toda esa Área de Demanda.

Página 29 de 154


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

Artículo 20º.- Procedimiento para determinar los FPMdP Para el cálculo de los FPMdP de un sistema eléctrico se debe seguir el siguiente procedimiento:

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

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

20.3. El FPMdP se determina con la siguiente ecuación:

FPMdP = (1 + p/P)

Donde:

p : pérdidas medias totales para la carga total P

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

Artículo 21º.- Procedimiento para determinar los FPMdE 21.1. Se calculan las pérdidas de potencia de cada sistema eléctrico, para

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

21.2. Se determina el FPMdE mediante la siguiente expresión:

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

Donde:

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

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

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

pe(p.u.) = pérdidas de energía en valores por unidad

fcarga = factor de carga del sistema eléctrico

fperd = factor de pérdidas del sistema eléctrico

Página 30 de 154


21.3. El factor de carga anual, para cualquier año “i”, resulta de:

FCi = Ei / (Pmaxi * T)

Donde:

T = Número de horas del año

Pmaxi = Potencia máxima del año “i”

Ei = Energía del año “i”

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

Artículo 22º.- Cálculo del Ingreso Tarifario (IT) 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.

22.2. El OSINERGMIN fijará el IT de Potencia e IT de Energía, para cada Elemento al que se refiere el numeral anterior y para cada año del periodo de vigencia de tarifas. Para ello, se aplicarán los mismos procedimientos establecidos para el Sistema Principal de Transmisión.

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

CAPITULO SEPTIMO

Determinación de CMA, Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización

Artículo 23º.- Cálculo del Valor Presente (VP) de la Energía 23.1. Por cada Área de Demanda y cada nivel de tensión, se proyectan los

flujos mensuales de demanda de energía para el periodo de 5 años.

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

Feei = E i / E anual

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

Página 31 de 154


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

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

23.4. Los flujos mensuales de demanda de energía en MT incluyen las pérdidas estándar en MT y BT.

23.5. Los flujos de demanda de energía en AT o MAT no incluyen las pérdidas en las redes de AT o MAT o en las transformaciones del sistema de transmisión.

Artículo 24º.- Cálculo del Costo Medio Anual (CMA) 24.1. Para instalaciones tipo SSTD

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

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:

nnnnnnnnn

tSSTDFPMGEFPMGEPEmPPD

fcFPMGPFPMGPPPBDCMA

1

111, 100

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

)(**

Donde:

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

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

Dn : Sumatoria de las demandas de energía aguas abajo de cada nivel de tensión “n”. No incluye las pérdidas en transmisión. Cuando el nivel de tensión es MT incluye las pérdidas en MT y BT. Se expresa en kWh.

Página 32 de 154


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

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

FPMGPn-1 : Factor de pérdidas marginales de potencia acumulado hasta el nivel de tensión “n-1”, vigente al 31 de marzo de 2009.

FPMGEn-1 : Factor de pérdidas marginales de energía acumulado hasta el nivel de tensión “n-1”, vigente al 31 de marzo de 2009.

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

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

PEBFPEBPPEm *65,0*35,0

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

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

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.

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.

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

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

- La valorización de todos los Elementos existentes al 23 de julio de 2006 se realizará, por única vez, con la aplicación de los Costos Estándares establecidos por el OSINERGMIN.

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

Página 33 de 154


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

24.1.7. El CMA de un Elemento a darse de baja se actualizará con la misma fórmula de actualización fijada para el CMA inicial del SSTD.

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

CMA = @CI + COyM

Donde:

@CI : Anualidad del costo de inversión del nivel de tensión “n”,referido al final del año, calculado para una vida útil de 30 años y Tasa de Actualización vigente según el Artículo 79º de la LCE.

COyM : Costo estándar de operación y mantenimiento.

24.3. El CMA de todas las instalaciones, así como el de las Altas y Bajas, se expresan al siguiente 30 de abril de cada año, considerando la Tasa de Actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE.

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

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

24.7. El CMA se calcula en Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica y se expresa en moneda nacional con el tipo de cambio determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros, cotización de oferta y demanda, tipo de cambio promedio ponderado, valor venta, correspondiente al último día hábil del mes de marzo del año de fijación tarifaria, publicado en el diario El Peruano.

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

Página 34 de 154


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.

Artículo 25º.- Cálculo del Peaje (PU) 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:

12*

1

1

101

1n

jj

j

n

iiii

xD

ITCMA

PU

Donde:

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

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

: Tasa de Actualización anual, según el Art. 79° de la LCE o el que la sustituya

: Tasa de actualización mensual calculada con la tasa de actualización anual, obtenida mediante la siguiente expresión:

= (1 + ) 1/12 - 1

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

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

i : Índice de variación del año

j : Índice de variación del mes

25.2. El cálculo anterior se efectúa para cada uno de los siguientes componentes, según el nivel de tensión:

- Red de Muy Alta Tensión (MAT)

- Transformación MAT/AT

- Red de Alta Tensión (AT)

- Transformación AT/MT

Página 35 de 154


Artículo 26º.- Peaje Acumulado por Nivel de Tensión 26.1. El peaje acumulado por cada nivel de tensión, resulta de agregar los

peajes correspondientes según la secuencia de los niveles de tensión en el sentido del flujo de la energía.

Peaje Acumulado MAT = PUMAT

Peaje Acumulado AT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT

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

Donde:

PUMAT Peaje unitario por transporte en MAT

PUMAT/AT Peaje unitario por transformación MAT/AT

PUAT Peaje unitario por transporte en AT

PUAT/MT Peaje unitario por transformación AT/MT

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).

Artículo 27º.- Compensación Mensual (CM) 27.1. Por cada grupo de instalaciones asignadas a un mismo grupo de

Generadores se determina un único monto de compensación.

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

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

CMACM

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

Artículo 28º.- Fórmulas de Actualización de los CMA, Peajes y Compensaciones 28.1. Para cada Área de Demanda se definirá una fórmula de actualización

para los SSTD y otra para los demás tipos de sistemas asignados a la misma Área de Demanda. Asimismo, se definirá una fórmula de actualización por cada grupo de instalaciones asignadas a un mismo grupo de generadores.

Página 36 de 154


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

28.3. A partir de las fórmulas de actualización se determina el Factor de Actualización (FA), los cuales se aplican a los valores fijados en cada Resolución de acuerdo con las condiciones de aplicación señaladas en la misma. La fórmula para determinar el FA es la siguiente:

oo PalPald

PcPcc

IPMIPMb

TcTcaFA

oo

Donde:

FA : Factor de actualización

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.

Pc = Índice del Precio del Cobre, calculado como el promedio del precio medio mensual de los últimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerarán los doce meses que terminan con el tercer mes anterior a aquel en que los CMA resultantes serán aplicados. Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta la cotización de la libra de cobre Londres en ctv. US$/lb, publicado en la Nota Semanal del Banco Central de Reserva del Perú “Cotizaciones CIF de Productos (Datos promedio del periodo)”.

Página 37 de 154


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

Pal = Índice del precio del Aluminio calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las últimas cincuenta y dos (52) semanas en la Bolsa de Metales de Londres. Para estos efectos se considerará las últimas 52 semanas que terminan con la cuarta semana del tercer mes anterior a aquel en que los CMA serán aplicados. Para la obtención de este indicador se tomará en cuenta el valor promedio semanal (week avg.) de la tonelada de aluminio del London Metal Exchange (LME HG Cash) publicado por la revista Platt’s Metals Week.

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

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

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

c : Porcentaje de participación de costos del Aluminio

d : Porcentaje de participación de costos del Cobre

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

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

TITULO III FORMATOS Y MEDIOS

CAPITULO PRIMERO Generalidades

Artículo 29º.- Indicaciones Generales 29.1. Los titulares de los sistemas de transmisión deberán presentar sus

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

Página 38 de 154


29.2. En todos los formatos, deberá tenerse presente los conceptos que se listan a continuación, salvo indicación contraria:

Alternativa: Nombre de la alternativa de configuración analizada para la determinación del Sistema Eléctrico a Remunerar (SER).

Año(s): Año o años comprendidos en el Estudio, según se indique, de la vigencia de los Peajes y Compensaciones, de la proyección de la demanda o de los años considerados para el cálculo de peajes. Se consideran enteros, es decir desde el mes de enero hasta el mes de diciembre. Para el cálculo de Peajes y Compensaciones el año 1 se inicia en el mes de mayo del año en que entra en vigencia la fijación tarifaria.

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

Bloque horario: Punta, media o base

Demanda de Energía: Valor numérico con dos decimales igual a la sumatoria de las ventas de energía y el porcentaje de pérdidas en MT y BT, expresado en MWh.

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

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

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

Nivel de Tensión: Corresponde al nivel de tensión:

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

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

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

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

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

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

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

Página 39 de 154


Subestación o SET: Subestación de transmisión que pertenece al SST o SCT.

Tensión: Valor numérico con un decimal de la tensión nominal de la barra o del punto de alimentación del cliente libre.

Titular: Nombre de la empresa propietaria de la concesión de transmisión.

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

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

29.4. Los Artículos siguientes describen los formatos y la forma de consignar la información.

Artículo 30º.- Descripción Global 30.1. Los formatos se clasifican en seis grupos:

30.1.1. Formatos de Información General: Contiene la información básica de las características del SER y de las instalaciones reales comprendidas en la fijación de Peajes y/o Compensaciones. Está conformado por 3 formatos denominados F-001 a F003, los mismos que se encuentran en el Anexo 1 de la presente norma

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

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

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

30.1.5. Formato de Costo de Operación y Mantenimiento: En el cual se consignarán los datos y resultados de los costos de operación y

Página 40 de 154


mantenimiento de los SER. Está conformado por 1 formato denominado F-401, el que se encuentra en el Anexo 5 de la presente norma.

30.1.6. Formatos de Tarifas y Compensaciones: En los cuales se consignarán los datos y resultados obtenidos en el cálculo de las tarifas, compensaciones, factores de pérdidas marginales y sus respectivas fórmulas de actualización. Está conformado por 23 formatos denominados F-501 al F-523, los que se encuentran en el Anexo 6 de la presente norma.

La tabla siguiente resume la cantidad de formatos:

Tabla 1 Formatos para presentar Propuestas de Tarifas

Grupo de Formatos Formatos Cantidad

Formatos de Información General F-001 3

Formatos de Demanda F-101 al F-126 26

Formatos del Sistema Eléctrico a Remunerar F-201 al F-216 16

Formato de Costos de Inversión F-301 al F-309 9

Formato de Costos de Operación y Mantenimiento F-401 1

Formatos de Tarifas y Compensaciones F-501 al F-523 23

30.2. La lógica de enlace de los formatos es la que se muestra en el gráfico siguiente:

Gráfico 3 ENLACE DE FORMATOS

FORMATOS DEMANDA

FORMATOS SER

FORMATOS INVERSIÓN

FORMATOS TARIFAS Y COMPENSACIONES

FORMATO COyM

FORMATOS INFORMACIÓN GENERAL

Página 41 de 154


CAPITULO SEGUNDO Formatos de Información General

Artículo 31º.- Formatos de Información General

Formato F-001 Información General del Sistema Eléctrico a Remunerar

En este formato se consigna el nombre del SER, los titulares de transmisión que lo componen y los responsables de pago; así como, las longitudes totales de líneas de transmisión y número de subestaciones.

Responsables: Consignar el nombre del Área de Demanda y/o Generadores responsables del pago. Para el caso en que la responsabilidad de pago es asignada mediante el criterio del uso físico, consignar "Generadores SEIN".

Formato F-002 Información de Instalaciones de Líneas de Transmisión Existentes

Se presentará la información reportada en los formatos FL establecidos por el OSINERGMIN.

Formato F-003 Información de Instalaciones de Subestaciones Existentes

Se presentará la información reportada en los formatos FS establecidos por el OSINERGMIN.

CAPITULO SEGUNDO Formatos de Demanda

Artículo 32º.- Formatos de Demanda Los formatos de demanda se agrupan en:

- Formatos de Información Base.

- Formatos para Clientes Regulados y Libres Menores.

- Formatos para Clientes Libres Mayores.

- Formato de Demanda total.

- Formatos para el Análisis Espacial de la Demanda.

Página 42 de 154


Artículo 33º.- Formatos de Información Base En estos formatos se consigna la información histórica de las ventas de energía y de las demás variables que se utilizarán para la aplicación de los métodos de tendencias y econométrico.

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.

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

Página 43 de 154


típico total del Area de Demanda. Se debe cumplir que la sumatoria de esta columna debe ser iguala 1,00.

Formato F-104 Información Histórica de Variables Independientes

En este formato se consigna la información histórica disponible, hasta 20 años, de las variables independientes que se emplearán en el método econométrico. Las variables sugeridas son PBI regional, numero de clientes y población regional. Las empresas podrán reportar otras variables económicas o demográficas que expliquen el comportamiento histórico y futuro de su demanda de energía, señalando la fuente de información. Para todos los casos, se debe adjuntar la fuente de información

PBI Regional: Valor numérico del PBI en millones de Soles, hasta con dos (02) decimales y la tasa porcentual de su crecimiento hasta con dos (02) decimales.

Número de Clientes: Cantidad de clientes en valor numérico entero.

Población Regional: Población regional en valor numérico entero.

Otras: Puede contener uno o varios campos, donde se consigne otras variables económicas que guarden relación con el comportamiento de la demanda.

Tasa de Crecimiento: Debe expresarse con dos (02) decimales. .

Artículo 34º.- Formatos para Usuarios Menores En estos formatos se presenta la información necesaria para efectuar la proyección de la demanda, correspondiente al mercado de los usuarios menores, y el resultado de la misma, de acuerdo con la metodología establecida al respecto. La información debe presentarse para cada sistema eléctrico y nivel de tensión, así como, para cada una de las barras desde las cuales se suministra la energía a los usuarios menores; debiendo existir la debida correspondencia entre esta proyección global y la demanda espacial.

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.

Página 44 de 154


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.

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

Página 45 de 154


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-109 Porcentaje de Pérdidas Estándar de Energía en MT+BT

Se debe consignar el porcentaje de pérdidas estándar de energía para los siguientes 10 años, en las redes de MT+BT.

Porcentaje de Pérdidas: Se indicará en valores porcentuales respecto a las ventas globales, expresado con dos (02) decimales.

El cuerpo del informe debe contener el sustento de los porcentajes asumidos.

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.

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.

Página 46 de 154


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 35º.- Formatos para Usuarios Mayores Estos formatos contienen la información histórica de la demanda correspondiente a los usuarios mayores.

Formato F-115 Información Básica de Usuarios Mayores

En este formato se consigna la información general del Usuario Mayor, así como los datos sobre su demanda correspondiente al último año, registradas a nivel de Punto de Suministro, con base en la información solicitada a los suministradores según se señala en el numeral 9.1.3.b de la presente norma.

Datos para el Año “0”: Información de la demanda anual correspondiente al año anterior al de presentación de propuestas.

Máxima Demanda (MW): Valor numérico con dos decimales de la máxima demanda de potencia del Usuario Mayor.

Demanda de Potencia Coincidente (MW): Valor numérico con dos decimales de la demanda de potencia del Usuario Mayor a la hora de máxima demanda de potencia anual registrada en el SEIN.

Energía (MWh): Valor numérico con dos decimales de la energía anual consumida por el Usuario Mayor. No incluye las pérdidas en el sistema de distribución en MT.

FCP: Valor del factor de contribución a la punta del Usuario Mayor con respecto a sistema eléctrico al que pertenece, expresado con dos decimales.

FS: Valor del factor de simultaneidad del Usuario Mayor con respecto al SEIN, expresado con dos decimales.

Página 47 de 154


Formato F-116 Proyección de la Energía de Usuarios Mayores (MWh)

En este formato se consignará la información de proyección de las ventas de energía a los Usuarios Mayores.

Energía (MWh): Consumos de energía proyectados para los siguientes 10 años, por cada Usuario Mayor. Se debe sustentar con encuestas realizadas a los mismos, las que deberán adjuntarse como anexo al Estudio, con base en la información solicitada a los suministradores según se señala en el numeral 9.1.3.b de la presente norma.

Total: Sumatoria de la energía de Usuarios Mayores de cada sistema eléctrico y Área de Demanda, por nivel de tensión.

Formato F-117 Proyección de la Demanda de Energía de Usuarios Mayores (MWh)

Resultado de agregar a la energía consignada en el Formato F-116, las pérdidas correspondientes obtenidas con la aplicación de los respectivos porcentajes de pérdidas consignados en el Formato F-109. Para el caso de las energías en AT y MAT no se agregan pérdidas. Se consignará la Información numérica con dos (02) decimales

Total: Sumatoria de la demanda de Usuarios Mayores de cada sistema eléctrico y Área de Demanda, por nivel de tensión.

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.

Página 48 de 154


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 36º.- Formatos de demanda total En estos formatos se resumen las proyecciones de la demanda de los clientes regulados y clientes libres.

Formato F-121 Resumen de Proyección de la Demanda Usuarios Menores y Mayores

En este formato se consigna el resumen de la proyección de demanda de energía total de los 10 años siguientes para Usuarios Menores y Mayores, como la sumatoria de los valores totales por nivel de tensión del Formato F-110 y Formato F-117.

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.

Página 49 de 154


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-122. Los datos del mapa de densidad, deben comprender la información del año base, año 5 y año 10.

Formato F-126 Datos de Generación

En este formato se consigna los datos de capacidad de los grupos generadores a los cuales se asigna la responsabilidad de pago de la transmisión. Debe incluirse en el Estudio una sección que contenga el sustento de dichas capacidades conforme con lo señalado en el numeral 10.1.1 de la presente norma.

CAPITULO TERCERO Formatos para el Sistema Eléctrico a Remunerar

Artículo 37º.- Formatos para el SER

Formato F-201 Capacidad Óptima de SETs Urbanas

En este formato se consignan los criterios y resultados de la determinación de capacidad (MVA) óptima de las SET urbanas céntricas y periféricas.

Criterios asumidos: Consignar en forma concreta los criterios asumidos para la determinación de la capacidad óptima de las SET.

Resultados por Potencia: Consignar las alternativas de capacidades (MVA) analizadas, con su respectivo costo total asociado en US$. Dicho costo incluye los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento. Debe ser un valor numérico con dos (02) decimales.

Capacidad óptima (MVA): Valor numérico con dos (02) decimales de la potencia (MVA) de la alternativa de menor costo total.

Formato F-202 Identificación de las Subestaciones Existentes cuya Demanda supera la Capacidad de Diseño

Este formato se empleará sólo para las subestaciones ubicadas en zonas urbanas céntricas y periféricas. Para las demás subestaciones se empleará directamente el Formato F-201.

Se consignará la evolución de la máxima demanda de las SET’s existentes, identificando el año en que la misma supera la capacidad máxima de diseño definida como óptima de acuerdo a los análisis técnicos económicos correspondientes.

Página 50 de 154


Esta información servirá para definir el año en que se requerirá efectuar traspasos de carga entre SET’s existentes o la puesta en servicio de nuevas SET’s.

Máx. Dem.: Valor numérico sin decimales de la máxima demanda de potencia no coincidente (MVA) proyectada para la SET.

P. Instal.: Valor numérico con dos (02) decimales igual a la potencia (MVA) instalada en la SET.

Factor de uso: Valor numérico con dos decimales, igual al cociente de dividir la máxima demanda entre la capacidad de diseño.

Formato F-203 Redistribución de la Máxima Demanda de las SET’s

En este formato se consigna la proyección de la máxima demanda de las SET’s existentes y nuevas, para los 10 años de estudio. Se consignan los valores de potencia (MVA) que resultan luego de los traspasos de carga entre SET’s existentes o hacia las SETs nuevas.

Máx. Dem.: Valor numérico sin decimales de la máxima demanda de potencia no coincidente (MVA) proyectada para la SET.

P. Instal.: Valor numérico con dos (02) decimales igual a la potencia (MVA) instalada en la SET.

Factor de uso: Valor numérico con dos decimales, igual al cociente de dividir la máxima demanda entre la capacidad de diseño.

Formato F-204 Valores P y Q de Proyección de la Máxima Demanda de las SET’s

En este formato se consigna la información de la proyección de potencia en MW y MVAR, correspondiente a la redistribución de cargas en las SETs existentes y nuevas consignadas en el Formato F-203.

Potencia: Valor numérico con dos (02) decimales de la potencia en MW y MVAR, calculados con la máxima demanda del Formato F-203 y el factor de potencia de 0,95.

Formato F-205 Selección de Alternativa Óptima

En este formato se consigna el costo total presente de cada alternativa evaluada. Dichos valores se expresan al inicio del año 1, calculado con la Tasa de Actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE.

Nombre: Nombre del Proyecto.

Descripción Alternativa: Consignar como referencia la sección del Estudio donde se encuentra el desarrollo de la alternativa y el diagrama unifilar correspondiente.

Página 51 de 154


Costos de Inversión: Valor numérico con dos (02) decimales de la inversión en miles de US$.

OYM: Valor numérico con dos (02) decimales de la operación y mantenimiento en miles de US$.

Pérdidas: Valor numérico con dos (02) decimales de la valorización de las pérdidas, en miles de US$.

Costo Total: Sumatoria de los valores presentes para cada alternativa.

Alternativa Óptima: Nombre de la alternativa que posee el menor Costo Total.

Formato F-206 Diagrama Unifilar del Sistema de Transmisión

En este formato se incorporarán los diagramas unifilares por cada alternativa analizada. Los diagramas unifilares se elaborarán para los años 1, 5, 10 y para el año en el que se incorpore un nuevo elemento en el sistema.

Diagramas unifilares de alternativas: Diagramas unifilares de las redes de transmisión, por cada sistema y por cada año analizado, en los cuales se muestre:

- Subestaciones y Líneas de Transmisión.

- Datos básicos de cada componente:

Transformadores: Potencia MVA, Relación de Transformación y Vcc.

Líneas de transmisión: longitud, material y sección de conductor.

Barras: Tensión nominal, celdas y alimentadores

Formato F-207 Parámetros Eléctricos de Líneas de Transmisión y Transformadores

En este formato se consignan los parámetros de las líneas y transformadores que componen el sistema, los que se usarán en los análisis de flujo de potencia.

Líneas de transmisión: Para cada Línea de transmisión se consignarán los siguientes parámetros:

- Nombre de la línea: Nombre de la línea compuesto por el nombre de las subestaciones ubicadas en ambos extremos de la misma.

- Código: Código de la línea asignado por el COES o, si no fuera el caso, el asignado por cada empresa.

- Tensión: Tensión de la línea en kV.

Página 52 de 154


- Número de ternas: 1 para líneas de una sola terna y 2 para líneas de 2 ternas.

- Tipo de Conductor: Especifica el material del conductor, AAAC, ASCR, ACAR o XLPE.

- Sección del Conductor: Valor numérico con dos (02) decimales, de la sección del conductor en mm2.

- Peso unitario del Cu o Al: Valor numérico con dos (02) decimales del peso en kilogramos por metro lineal del conductor sea Cobre o Aluminio.

- Longitud: Valor numérico hasta con tres (03) decimales, de la longitud de la línea en km.

- Capacidad: Valor numérico entero de la capacidad máxima de la línea en MVA, correspondiente al límite térmico de los conductores.

- Resistencia: Valor numérico con dos (02) decimales en Ohm/km.

- Reactancia de Secuencia Positiva: Valor numérico con dos (02) decimales en Ohm/km.

- Conductancia de Secuencia Positiva: Valor numérico con dos (02) decimales en Mhos/km.

- Susceptancia de Secuencia Positiva: Valor numérico con dos (02) decimales en Mhos/km.

- Número de Cables de Guarda: Número de cables de guarda, según la configuración de las estructuras o soportes. Para líneas en zona sierra o selva, de una sola terna, sólo se considera un cable de guarda.

- Tipo Cable de Guarda: Especifica el material del cable de guarda.

- Sección de Cable de Guarda: Valor numérico con dos (02) decimales de la sección del cable de guarda en mm2.

Transformadores de potencia de dos devanados: Para cada transformador se consignarán los siguientes parámetros:

- Código: Código del transformador asignado por el COES o, si no fuera el caso, el asignado por cada empresa.

- SET: Consignar la SET al cual pertenece el transformador.

- Potencia Nominal: Valor numérico entero de la capacidad máxima nominal, en MVA.

- Tensión Nominal Primaria: Valor numérico entero de la tensión nominal del devanado Primario, en kV.

Página 53 de 154


- Tensión Nominal Secundaria: Valor numérico entero de la tensión nominal del devanado Secundario, en kV.

- Grupo de Conexión: Consignar el grupo de conexión del transformador.

- Tensión de Cortocircuito: Valor porcentual con dos (02) decimales.

- PCu%: Pérdidas en el Cobre expresadas en porcentaje, con tres (03) decimales.

- PFe%: Pérdidas en el Fierro expresadas en porcentaje, con tres (03) decimales

- Tipo de Regulación: Se consignará, según sea el caso, “en vacío” o “bajo carga”.

- Peso Total: Valor numérico entero del peso total del transformador en kilogramos.

- Peso del Cobre: Valor numérico entero del peso del cobre del transformador en kilogramos.

Transformadores de potencia de tres devanados: Se consignará los valores correspondientes, de manera similar a lo indicado para los transformadores de 2 devanados.

Formato F-208 Tasas de Avería Utilizadas

En este formato se consigna las tasas anuales estándares de averías utilizadas para determinar la configuración de las instalaciones nuevas.

Si en el estudio se hubiesen tenido en cuenta las fallas en otros componentes o situaciones no incluidas en el formato, deberán incorporarse con sus tasas correspondientes al final del mismo.

Fallas / km-Año: Valor numérico entero de la cantidad de fallas por kilómetro y año de las líneas de transmisión.

Fallas / Año: Valor numérico entero de la cantidad de fallas estándar por año de los equipos por año.

Formato F-209 Tiempos de Interrupción Estándar Utilizados

En este formato se consigna el tiempo promedio en horas de duración de una interrupción, por cada componente. En el caso de disponer de reserva, los valores a incorporar en la tabla corresponderán al tiempo de operación medio estándar de restablecimiento del servicio posible mediante la disponibilidad de guardia móvil (sin telecontrol), si no se dispone de automatismos (telecontrol).

Página 54 de 154


Si en el Estudio se consideran las fallas en otros componentes o situaciones no incluidas en este formato, deberán incorporarse, al final del mismo, los tiempos medios de reposición correspondientes.

Horas: Valor numérico hasta con dos (02) decimales, de las horas de interrupción en cada caso.

Formato F-210 Tasas y Tiempos de Interrupciones Programadas

En este formato se consigna, para cada ítem, las frecuencias y los tiempos de interrupción de naturaleza programada, que se consideran en el estudio, los cuales deben corresponder a instalaciones nuevas.

Si en el estudio se consideran interrupciones programadas en otros componentes o situaciones no incluidos en este formato, se deberá incorporar los valores correspondientes, al final del mismo.

Se debe tener presente lo siguiente:

INTERR. / AÑO: Número de interrupciones por año

HORAS / INTERR: Horas de duración promedio por cada interrupción

Formato F-211 Verificación del Cumplimiento de la NTCSE

En este formato se consignan los índices semestrales esperados, que resultan del estudio probabilístico, debidamente sustentado, así como las tolerancias establecidas en la NTCSE para cada situación.

Interrupciones Semestrales: Se consignarán las interrupciones (N) y la duración total (D), indicando hora de inicio y fin de la interrupción.

Tolerancias: Se consignarán las tolerancias establecidas según corresponda a: servicio urbano, servicio rural o red radial, para los índices N y D.

Cumple: Se consignará la confirmación o no del cumplimiento de lo establecido en la NTCSE según corresponda a: servicio urbano, servicio rural o red radial.

Caída de Tensión: Se consignará el nombre de las barras. Deberán incluirse todas las barras en MT de las SET’s en cola y todos los puntos de conexión a clientes libres.

Criterios Empleados: Se consignará, en forma concreta, los criterios empleados para el cálculo probabilístico de las interrupciones (N) y su duración (D).

Página 55 de 154


Formato F-212 Verificación del cumplimiento del SAIFI y SAIDI

En este formato se consignan las tolerancias y los valores calculados del índice de la frecuencia de interrupción media del sistema (SAIFI) y del índice de la duración de interrupción media del sistema (SAIDI) y el cumplimiento de las mismas por cada SER.

Este formato se llenará una vez que el OSINERGMIN apruebe los niveles de tolerancia SAIDI y SAIFI.

Formato F-213 Equipamiento de Subestaciones - MAT/AT(/MT) - AT/MT

En este formato se consigna el tipo y la cantidad de equipamiento en cada año del estudio, para cada SET’s.

Se consignará para cada una de las SET’s las siguientes características

Región: Consignar según corresponda, “Costa”, “Sierra” o “Selva”.

Altitud: Consignar la altitud sobre el nivel del mar sin decimales, expresada en metros.

Zona: Consignar, según corresponda, “Urbana” o “Rural”.

Los tipos de equipamientos a considerar son:

- Celda de línea a (Nombre subestación destino)

- Celda de Transformador

- Celda de Alimentadores

- Celda de Compensador Estático SVC

- Celda de Banco de Capacitores

- Transformador de Potencia

- Compensador Estático

- Banco de Capacitares

- Reactor, etc.

- SS.AA.

- Celda de Acoplamiento

- Obras Civiles Generales

- Edificio de Control

- Red de Tierra Profunda

Página 56 de 154


- Instalaciones Eléctricas al Exterior

Se deberá emplear una línea por cada uno de los equipos. Para cada uno se deberá especificar:

Código: Código del equipo asignado por la empresa.

Tensión: Se consignará sólo para celdas, bancos compensadores, y transformadores.

Tecnología: Se consignará, según corresponda, “convencional”, “encapsulado”, “compacta” o “metalclad”.

Tipo: Se consignará según corresponda “interior” o “exterior”

Tipo de Barra: Se consignará, según corresponda, “simple”, “doble”, “anillo” o “interruptor y medio”.

Código Módulo: Se consignará el código del módulo estándar correspondiente a las características de los equipos.

Formato F-214 Plan de Equipamiento de Líneas de Transmisión

En este formato se consigna las características de las líneas de transmisión a implementarse en el período de estudio.

Nombre de la línea de transmisión: Nombre de línea conformada por el nombre de la SET de envío y SET de recepción.

Código de la Línea: Código que el COES asigna a la línea, de no ser el caso el código que la empresa le asigna.

Titular de la Línea: Consignar el nombre de la Empresa que posee la titularidad de la línea de transmisión.

Tramo: Nombre o número de los tramos en que se subdivide la línea. A cada tramo le debe corresponder un módulo estándar distinto.

Tensión Nominal: Valor numérico en kV sin decimales.

Longitud: Valor numérico, con dos decimales, de la longitud de la línea en km.

Formato F-215 Resumen del Sistema Eléctrico

En este formato, se consigna el resumen de las características del SER para cada uno de los 10 años del estudio y por cada nivel de tensión (MAT y AT).

Número de líneas en MAT: En MAT se incluyen las líneas cuya tensión es de MAT y en AT aquellas cuya tensión es de AT.

Página 57 de 154


Longitud: Valor numérico con dos (02) decimales de la longitud de la línea en kilómetros.

Número de SET’s en MAT: En MAT se incluyen las SET’s cuya tensión primaria es de MAT y en AT aquellas cuya mayor tensión es de MAT.

Potencia total MVA: En MAT se incluyen las SET’s cuya tensión primaria es de MAT y en AT aquellas cuya mayor tensión es de AT.

Formato F-216 Diagrama de Flujos de Potencia

En este formato se incorporarán los diagramas de flujos de potencia por cada sistema y alternativa analizada. Se elaboran para los años 1, 5, 10 y para el año en el que se incorpore un nuevo elemento en el sistema, en los que se muestre:

- Subestaciones y Líneas de Transmisión.

- Datos básicos de cada componente:

Transformadores: Potencia MVA, Relación de Transformación, Vcc, taps de regulación, flujos de potencia (P,Q).

Líneas de transmisión: longitud, material y sección de conductor, flujos de potencia (P,Q).

Barras: Tensión nominal, tensión calculada.

- Cargas en P y Q en cada barra del sistema.

CAPITULO CUARTO Formatos de Costos de Inversión

Artículo 38º.- Líneas de Transmisión En estos formatos se consignan los datos y resultados de valorización de los costos de inversión correspondientes a las líneas de transmisión.

Formato F-301 Valorización de Inversión de Líneas de Transmisión

En este formato se consigna la valorización de cada una de las líneas de transmisión para cada año del estudio, expresados en US$ con dos decimales. Se debe tener en cuenta las indicaciones señaladas en el Formato F-214.

Costo unitario módulo: Costo unitario del módulo estándar, desagregado en costos de procedencia nacional (MN), procedencia extranjera (ME), costos del Aluminio y costos del Cobre.

Página 58 de 154


Valorización: Resultado de la multiplicación de la longitud del tramo de línea por el costo unitario del módulo estándar.

Total Tramo: Sumatoria de la valorización de ME, MN, Aluminio y Cobre.

Formato F-302 Resumen de Valorización de Líneas de Transmisión

En este formato se consigna el resumen de la valorización de las líneas de transmisión de todo el SER, por propietario y nivel de tensión, desagregado por costos de procedencia nacional (MN), procedencia extranjera (ME), costos del Aluminio y costos del Cobre, expresados en US$ con dos decimales. Los resultados se consignan para cada uno de los 4 años del periodo de vigencia de Peajes y Compensaciones.

ME: Resumen de costos de procedencia extranjera de la valorización de líneas de transmisión, sin incluir Cobre ni Aluminio.

MN: Resumen de costos de procedencia nacional de la valorización de líneas de transmisión, sin incluir Cobre ni Aluminio.

Aluminio: Resumen de costos del Aluminio de la valorización de líneas de transmisión.

Cobre: Resumen de costos del Cobre de la valorización de líneas de transmisión de costos.

Subtotal: Sumatoria de los campos MN, ME, Aluminio y Cobre por cada año y nivel de tensión MAT y AT.

Total: Sumatoria de los Subtotales.

Artículo 39º.- Subestaciones Estos formatos contienen los datos y resultados de valorización de los costos de inversión correspondientes a las SET’s.

Formato F-303 Valorización de Inversión en Subestaciones

En este formato se consigna la valorización de cada una de las SET’s, para cada año del estudio. El total de la valorización de la SET está compuesto por los Elementos (celdas, transformadores, compensadores reactivos), servicios auxiliares, celdas de acoplamiento, costos comunes (obras civiles generales, edificio de control, red de tierra profunda e instalaciones eléctricas al exterior) y los costos indirectos (terreno, supervisión, gastos administrativos y gastos financieros). Todos los costos deben estar disgregados por costos de procedencia nacional (MN), costos de procedencia extranjera (ME), costos del Aluminio y costos del Cobre.

Para fines tarifarios se efectúan los siguientes prorrateos a cada Elemento en proporción a su costo básico total:

Página 59 de 154


- Los costos de servicios auxiliares, los costos comunes, y los costos indirectos se prorratean entre las celdas, transformadores y compensadores reactivos.

- Las celdas de acoplamiento se prorratean sólo entre las celdas de igual tensión.

Luego, los valores finales de los Elementos resultan de la sumatoria del costo básico, y el prorrateo de servicios auxiliares, acoplamiento, costos comunes y costos indirectos. Se debe comprobar que la suma de los Elementos así hallados sea igual a la valorización total de la SET resultante de la suma de todos los Costos Básicos.

Descripción: Descripción de los equipos valorizados. A cada Elemento de la SET le corresponde una fila del formato.

Nombre de la Subestación: Nombre asignado por el titular.

Tensión: Valor numérico expresado en kV con un decimal.

Básico: Valor unitario del módulo estándar.

Servicios Auxiliares: Valor numérico expresado en US$ con dos decimales correspondiente al prorrateo de los servicios auxiliares.

Acoplamiento: Valor numérico expresado en US$ con dos decimales correspondiente al prorrateo de las celdas de acoplamiento.

Instalaciones Comunes: Valor numérico expresado en US$ con dos decimales correspondiente al prorrateo de los costos comunes.

Costos Indirectos: Valor numérico expresado en US$ con dos decimales correspondiente al prorrateo de los costos indirectos.

Total Elementos: Sumatoria del Básico, Servicios Auxiliares, Acoplamiento, Costos Comunes y Costos Indirectos.

Total Subestación: Sumatoria de todos los costos básicos o del Total Elementos. Ambas sumatorias deben ser iguales.

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.

Titular: Consignar el nombre de la empresa titular de cada Elemento.

Formato F-304 Costo Incremental del Centro de Control

En este formato se consigna la componente de Centro de Control a adicionarse debido a la implementación de nuevos Elementos.

Página 60 de 154


Componente Adicional: Consignar la componente de Centro de Control a adicionarse.

Valorización: Consignar el costo del componente según costos estándares del módulo de Centro de Control, en el que se incluye el montaje.

Total: Se consigna la sumatoria de los costos en MN y ME.

La evaluación y sustento de estos costos debe incluirse en el Estudio.

Formato F-305 Asignación del Componente Adicional del Centro de Control

En este formato se consigna la asignación del componente Adicional del Centro de Control a las Subestaciones y a los nuevos Elementos que requieren de dicho componente.

Componente Adicional: Nombre del componente de Centro de Control a adicionarse.

Subestación: Nombre de las subestaciones que resulten involucradas con la implementación del Componente Adicional.

Elementos: Código de los Elementos de subestaciones, que requieren del Componente Adicional.

Formato F-306 Costo Incremental de las Telecomunicaciones

En este formato se consigna la componente de telecomunicaciones a adicionarse debido a la implementación de nuevos Elementos.

Componente Adicional: Consignar la componente de Telecomunicaciones a adicionarse.

Valorización: Consignar el costo del componente según costos estándares del módulo de Telecomunicaciones, en el que se incluye el montaje.

Total: Se consigna la sumatoria de los costos en MN y ME.

La evaluación y sustento de estos costos debe incluirse en el Estudio.

Formato F-307 Asignación del Componente Adicional de Telecomunicaciones

En este formato se consigna la asignación del componente Adicional de Telecomunicaciones a las Subestaciones y a los nuevos Elementos que requieren de dicho componente.

Componente Adicional: Nombre del componente de Telecomunicaciones a adicionarse.

Página 61 de 154


Subestación: Nombre de las subestaciones que resulten involucradas con la implementación del Componente Adicional.

Elementos: Código de los Elementos de subestaciones que requieren del Componente Adicional.

Formato F-308 Base de datos de los elementos del Sistema a Remunerar

En este formato se consignan las características principales de cada Elemento, el costo del Elemento, la alícuota del costo incremental del Centro de Control, la alícuota del costo incremental de Telecomunicaciones, el código de COyM y el respectivo valor de COyM del Elemento.

Características del Elemento

Nombre Elemento: Consignar el nombre del Elemento

Código Elemento: Consignar el código del Elemento asignado por el COES o en su defecto el asignado por el titular del mismo.

Tipo de Elemento: Tramo de línea, celda, transformador o compensador reactivo.

Instalación: Línea o Subestación

Módulo Estándar: Consignar el código del módulo estándar correspondiente al Elemento

Tensión KV: Consignar la tensión del Elemento expresada en kV con un decimal. En caso de Transformadores de Potencia consignar el valor de la mayor tensión.

Código Nivel Tensión: MAT, AT o MT.

Región: Ubicación geográfica del Elemento (Costa, Sierra o Selva)

Longitud: Consignar sólo para el caso en que el Elemento sea un Tramo de Línea. Expresado en km con dos decimales.

Costos de Inversión: Expresado en US$ con dos decimales.

Costo del Elemento: Se consigna el costo de inversión del Elemento, incluido el prorrateo de los servicios auxiliares, costos comunes, costos indirectos y costos de Acoplamiento.

Alícuota del Costo Incremental de Centro de Control: Se consigna la alícuota del costo incremental del Centro de Control que le corresponde a cada Elemento según el Formato F-305. Esta alícuota es proporcional al Costo del Elemento.

Alícuota del Costo Incremental de Telecomunicaciones: Se consigna la alícuota del costo incremental de Telecomunicaciones

Página 62 de 154


que le corresponde a cada Elemento según el Formato F-307. Esta alícuota es proporcional al Costo del Elemento.

Costo de Inversión Total: Se consigna la sumatoria del Costo del Elemento, la Alícuota del Costo Incremental de Centro de Control y la Alícuota del Costo Incremental de Telecomunicaciones.

Valorización del COyM

Código COyM: Se consigna el código correspondiente a la región geográfica y nivel de tensión, según lo establecido por el OSINERGMIN.

COyM: Se consigna el valor del COyM del Elemento, el mismo que debe ser igual al producto del Costo de Inversión Total por el respectivo porcentaje determinado y aprobado por el OSINERGMIN.

Formato F-309 Resumen de Costos de Inversión por Nivel de Tensión

En este formato se reportan los costos totales de inversión por cada una de las partes del SER y titular, correspondiente a cada mes de los 4 años de vigencia de los Peajes y Compensaciones. Valores determinados a partir de los consignados en el Formato F-308, expresados en US$ con dos decimales.

MAT: Valorización de las líneas y sus respectivas celdas en MAT.

MAT/AT: Valorización de subestaciones de MAT/MAT o MAT/AT/MT, sin incluir celdas de línea.

AT: Valorización de las líneas y sus respectivas celdas en AT.

AT/MT: Valorización de Subestaciones de AT/MT o MAT/MT sin incluir celdas de línea.

Total: Sumatoria de los costos de inversión de las partes.

CAPITULO QUINTO Formato de Costos de Operación y Mantenimiento

Artículo 40º.- Formato de Costos de Operación y Mantenimiento Este formato contiene la valorización de todos los costos de operación y mantenimiento.

Formato F-401 Resumen de COyM

En este formato se reportan los totales de COyM por cada una de las partes del SER y titular, correspondiente a cada mes de los 4 años de vigencia de los Peajes y Compensaciones. Valores determinados a

Página 63 de 154


partir de los consignados en el Formato F-308, expresados en US$ con dos decimales.

MAT: COyM de las líneas y sus respectivas celdas en MAT.

MAT/AT: COyM de subestaciones de MAT/MAT o MAT/AT/MT, sin incluir celdas de línea.

AT: COyM de las líneas y sus respectivas celdas en AT.

AT/MT: COyM de Subestaciones de AT/MT o MAT/MT sin incluir celdas de línea.

Total: Sumatoria del COyM de las partes.

CAPITULO SEXTO Formatos de Peajes, Compensaciones y Formula de

Actualización

Artículo 41º.- Formatos de Factores de Pérdidas Medias e Ingreso Tarifario

Formato F-501 Registros mensuales de energía del año representativo

En este Formato se consignan los valores de energía de cada uno de los doce meses del año representativo, desagregados por sistema eléctrico y nivel de tensión. Se expresa en MWh con dos decimales.

Formato F-502 Factores Estacionales de Energía (Feei)

En este formato se consignan los Feei, calculados de acuerdo a lo señalado en el numeral 23.2, expresados en p.u. con dos dígitos. Se consignarán valores por sistema eléctrico y nivel de tensión.

Los factores estacionales de energía se calculan como:

Feei = E i / E anual

Donde:

Feei: Factor estacional de energía del mes i

E i Energía del mes i

Eannual Energía total anual

Prueba de validación: Fepi = 1,00

Formato F-503 Demanda Mensual de Energía (MW)

En este formato se consignan los valores de Energía Mensual para cada uno de los 5 años considerados para el cálculo del Peaje.

Página 64 de 154


Energía Mensual: Valor numérico con dos decimales, se obtiene de la suma de los valores del Formato F-110 y del Formato F-116, multiplicada por los factores de estacionalidad del Formato F-502.

Formato F-504 Pérdidas de Potencia por Sistemas (MW)

En este formato se consignan los valores de pérdidas fijas y variables de potencia, calculadas mediante flujos de carga, para cada año del periodo de vigencia de Peajes, desagregados por sistema eléctrico y sus partes (MAT, MAT/AT, AT y AT/MT). Se debe adjuntar los cálculos de flujo de carga. Los valores de pérdidas se expresan en MW con tres decimales.

Variables: Pérdidas variables que resultan de las simulaciones de flujo de potencia por cada sistema.

Fijas: Pérdidas Fijas, las cuales no dependen de la magnitud de la demanda. Para las líneas de transmisión se consideran nulas. En el caso de los transformadores este valor representa las pérdidas en el Hierro.

Total: Sumatoria de las pérdidas Fijas y Variables.

Formato F-505 Pérdidas de Energía por Sistema (MWh)

En este formato se consignan los valores de pérdidas fijas y variables de energía, expresados en MWh con dos decimales para cada año del periodo de vigencia de Peajes, desagregados por sistema eléctrico y sus partes (MAT, MAT/AT, AT y AT/MT).

Se calculan a partir de las pérdidas de potencia correspondientes a las condiciones de máxima demanda de cada sistema eléctrico, consignadas en la columna “PERDIDA PARA POT. MAX DE SISTEMA” del Formato F-504. Para lo cual se empleará la expresión definida en el numeral 21.2:

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

Formato F-506 Potencias Retiradas

En este formato se consignan los valores totales de potencia, expresados en MW con dos decimales, que se retiran de cada parte del sistema eléctrico (MAT, MAT/AT, AT, AT/MT).

Estos valores se determinan a partir de los flujos de potencia determinados para cada año de vigencia de los Peajes.

Formato F-507 Resumen Anual de Porcentajes de Pérdidas de Potencia (MW)

En este formato se consigna el resumen de porcentajes de pérdidas de potencia anual determinados para cada uno de los años del periodo de vigencia de Peajes, como el cociente de las pérdidas consignadas en la

Página 65 de 154


columna "COINCIDENTE CON MAX. SEIN" del Formato F-504, entre las potencias retiradas anuales consignadas en el Formato F-506.

Formato F-508 Energías Retiradas

En este formato se consignan los valores totales de energía, expresados en MWh con dos decimales, que se retiran de cada parte del sistema eléctrico (MAT, MAT/AT, AT, AT/MT).

Estos valores se determinan como la suma del Total Anual de demanda de energía del Formato F-503 y del Total Anual de las pérdidas de energía del Formato F-505.

Formato F-509 Resumen Anual de Porcentajes de Pérdidas de Energía (MWh)

En este formato se consigna el resumen de porcentajes de pérdidas de energía anual determinados para cada uno de los años del periodo de vigencia de Peajes, como el cociente de las pérdidas consignadas en el Formato F-505, entre las energías retiradas anuales consignadas en el Formato F-508.

Formato F-510 Factores de Pérdidas Medias

En este formato se consignan los factores de pérdidas medias de potencia (FPMdP) y energía (FPMdE), redondeados con 4 decimales.

Factores Individuales: Valor promedio de los 4 factores anuales, ponderados con las respectivas potencias y energías anuales retiradas, según los criterios establecidos en los Artículos 19°, 20° y 21°.

Factores Acumulados: Se determinan como el producto de los factores individuales correspondientes.

Artículo 42º.- Formatos para Ingreso Tarifario

Formato F-511 Ingresos Tarifarios Mensuales por Potencia US$

En este formato se consignan los ingresos tarifarios por potencia, en forma mensual y total anualizado, de cada línea o transformador conectado directamente a dos barras para las cuales se ha fijado Precios en Barra.

Precio1 y Precio2: Precios de potencia expresados en US$/MW-mes con dos decimales, correspondientes a las barras (1 y 2) a las que se encuentra directamente conectado el Elemento (línea o transformador).

Flujo 1 y Flujo 2: Valores de potencia, expresados en MW con dos decimales, en los extremos del Elemento conectado directamente a las barras (1 y barra 2), los cuales resultan del cálculo de Flujo de Potencia para condiciones de máxima demanda del SER.

Página 66 de 154


IT: Valor numérico con dos decimales, expresado en US$, calculado para cada nivel de tensión, el cual resulta de la fórmula:

IT = Precio 2 x Flujo 2 – Precio 1 x Flujo 1

Total anualizado: Valor numérico que resulta de referir a fin de año los IT mensuales, aplicando la Tasa Mensual.

Totales por titular: Igual a la sumatoria de los IT de todos los Elementos que conforman una misma parte del sistema de transmisión (MAT, MAT/AT, AT o AT/MT) y que pertenecen a un mismo titular.

Formato F-512 Ingresos Tarifarios Mensuales por Energía US$

En este formato se consignan los ingresos tarifarios mensuales por energía y totales anualizados, similar al Formato F-511 pero referido a la energía.

Precio1 y Precio2: Precios de la energía, expresados en US$/MWh con dos decimales, correspondientes a las barras (1 y 2) a las que se encuentra directamente conectado el Elemento (línea o transformador).

Flujo 1 y Flujo 2: Valores de la energía, expresados en MWh con dos decimales, en los extremos del Elemento conectado directamente a las barras (1 y 2), los cuales se determinan mediante el modelo PERSEO.

IT: Valor numérico expresado en US$ con dos decimales, calculado mensualmente, para cada bloque horario, según la siguiente fórmula:

IT = Precio 2 x Flujo 2 – Precio 1 x Flujo 1

El valor total del IT mensual se determina como la sumatoria del IT calculado para cada uno de los tres bloques horarios.

Total anualizado: Valor numérico que resulta de referir a fin de año los IT mensuales, aplicando la Tasa Mensual.

Totales por titular: Igual a la sumatoria de los IT de todos los Elementos que conforman una misma parte del sistema de transmisión (MAT, MAT/AT, AT o AT/MT) y que pertenecen a un mismo titular.

Formato F-513 Ingresos Tarifarios Anualizados por Titular US$

En este formato se consignan los totales de Ingresos Tarifarios Anualizados por titular y por cada parte del sistema de transmisión (MAT, MAT/AT, AT y AT/MT). Todos los valores resultan de la sumatoria de los Totales Anualizados respectivos, contenidos en el Formato F-511 y Formato F-512, para cada año considerado en el cálculo de los Peajes.

VP: Sumatoria de los valores presentes de ingresos tarifarios de cada uno de los 5 años considerados para el cálculo de Peaje, para lo cual se

Página 67 de 154


emplea la Tasa de Actualización anual establecida en el Artículo 79º de la LCE.

Artículo 43º.- Formatos sobre Peaje de Transmisión Secundaria

Formato F-514 Costos Anuales US$

En este formato se determinan, por cada titular y parte del sistema de transmisión, los Costos Medios Anuales sobre la base de los costos de inversión y de operación y mantenimiento, consignados en formatos anteriores, así como el respectivo ingreso tarifario. Todos los valores deben ser expresados en US$ con dos decimales.

Costo de inversión (CI). Sumatoria de los valores mensuales de “INVERSION” consignados en el Formato F-309 llevados a inicio de cada año.

Anualidad del CI: Anualidad del CI calculada con la fórmula de pagos uniformes para una vida útil de 30 años y Tasa de Actualización anual vigente, de conformidad con el Artículo 79º de la LCE.

COyM: Sumatoria de los valores mensuales de “COyM” consignados en el Formato F-401 llevados a inicio de cada año.

Costo Medio Anual (CMA): Suma de la Anualidad del CI más el COyM.

IT total: Valores totales de IT por titular que se extraen del Formato F-513.

La columna VP es la sumatoria de los valores presentes de cada uno de los cinco años considerados para el cálculo de Peaje, para lo cual se emplea la Tasa de Actualización anual vigente.

Formato F-515 Peaje (PU) por Nivel de Tensión

En este formato se consigna el resumen del cálculo de Peajes. Los valores de las columnas de VP CI, VP CoyM y VP IT se obtienen del Formato F-514.

VP energía: Es el valor presente de las demandas mensuales de energía en cada nivel de tensión, consignadas en el Formato F-503. Valor expresado en MWh con dos decimales.

Peaje Anual: Valor expresado en Miles S/. con dos decimales, que resulta de sumar “VP CI” más “VP COYM” más “-VP IT”.

PSU: Valor numérico con cuatro decimales, correspondiente al Peaje, igual a (Peaje Anual) / (VP energía), expresado en ctms S/./kWh.

PSU acumulado: Valor numérico con cuatro decimales, expresado en ctms S/./kWh, correspondiente al valor acumulado del PSU en cada nivel de tensión.

Página 68 de 154


Tipo de Cambio: Corresponde al valor venta con tres decimales, publicado en el diario oficial El Peruano el último día hábil del mes de marzo del año de fijación de tarifas. Para el caso de las etapas anteriores a la publicación de tarifas se empleará el valor venta publicado en el diario oficial El Peruano para el último día hábil del mes anterior al plazo máximo establecido para dichas etapas.

Artículo 44º.- Formatos sobre compensación mensual Estos formatos serán aplicados para aquellas instalaciones cuya responsabilidad de pago es asignada a la generación.

Formato F-516 Compensación Mensual

En este formato se consignan los cálculos y los resultados de las compensaciones mensuales que corresponden a aquellas instalaciones asignadas a los Generadores, de acuerdo a la metodología señalada en el Artículo 27º.-

Instalación: Constituye uno o varios Elementos pertenecientes a un mismo titular, asignados a un mismo grupo de generadores.

aCI : Anualidad del costo de inversión. Valor en miles US$ con dos decimales.

COyM : Corresponde a los valores de costos de operación y mantenimiento extraídos del Formato F-401. Valor numérico con dos decimales.

CMA : Compensación Anual, igual a la sumatoria de aCI y COYM, expresado con dos decimales

CM : Compensación Mensual en Nuevos Soles, redondeada sin decimales.

Formato F-517 Asignación de Compensación Mensual

En este formato se consigna los cálculos y los resultados de la asignación de responsabilidad de pago de las compensaciones mensuales que corresponden a los Generadores.

Responsable de Pago y Porcentajes de Pago: Por cada Instalación se consigna el nombre de los generadores responsables de pago y el porcentaje de pago asignado, respectivamente, conforme a lo dispuesto en el Artículo 6º.- . En el caso que se trate de instalaciones asignadas mediante el criterio de uso físico se consignará “Generadores SEIN”.

Compensación Mensual: Valor en Nuevos Soles, sin decimales, que resulta de multiplicar el “porcentaje de Pago” por la compensación “CM” del Formato F-516.

Página 69 de 154


Artículo 45º.- Formatos sobre Factores de Actualización

Formato F-518 Costos de Procedencia Nacional (Miles US$)

Este formato es similar al contenido del Formato F-514, pero corresponde únicamente a la componente de costos de procedencia nacional sin incluir los costos de Aluminio ni Cobre. Se debe consignar por separado los costos del SSTD.

Para el caso de los sistemas tipo SSTD se consigna únicamente los valores de CMA. Para el caso de los otros tipos de sistemas se consigna la anualidad de inversión y el COyM.

VP: Sumatoria de los valores presentes de los montos de cada uno de los 5 años considerados para el cálculo de Peaje.

Formato F-519 Costos de Procedencia Extranjera (Miles US$)

Este formato es similar al contenido del Formato F-514, pero corresponde únicamente a la componente de costos de procedencia extranjera sin incluir los costos de Aluminio ni Cobre. Se debe consignar por separado los costos del SSTD.

Para el caso de los sistemas tipo SSTD se consigna únicamente los valores de CMA. Para el caso de los otros tipos de sistemas se consigna únicamente la anualidad de inversión.


Formato F-520 Costos de Aluminio (Miles US$)

Este formato es similar al contenido del Formato F-514, pero corresponde únicamente a la componente de costos de Aluminio. Se debe consignar por separado los costos del SSTD.



Formato F-521 Costos de Cobre (Miles US$)

Este formato es similar al contenido del Formato F-514, pero corresponde únicamente a la componente de costos del Cobre. Se debe consignar por separado los costos del SSTD.


Página 70 de 154



Formato F-522 Factores de Actualización de los CMA y Peajes

En este formato se determinan los coeficientes de la fórmula de actualización para el SSTD y de la fórmula de actualización para los otros tipos de sistemas del SER asignados a la demanda.

Valor Presente: Valores expresados en miles US$ con dos decimales, que se extraen de las columnas “VP” del Formato F-518, Formato F-519, Formato F-520 y Formato F-521, correspondientes al total de cada parte del sistema (MAT, MAT/AT, AT, AT/MT).

Coeficientes: Valor redondeado a cuatro decimales, calculado como la división de cada componente (Procedencia Nacional, Procedencia Extranjera, Aluminio y Cobre) entre la suma Total de dichas componentes. La suma horizontal de los coeficientes debe ser igual a la unidad.

Formato F-523 Factores de Actualización de las Compensaciones

En este formato se determinan los coeficientes de la fórmula de actualización de las compensaciones mensuales de las instalaciones asignadas a los Generadores.

Se debe tener en cuenta los mismos criterios establecidos en el Formato F-522.

DISPOSICIÓN 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.

Página 71 de 154


Anexo 1: Formatos de Información General

Página 72 de 154

OSINERGMIN F-001INFORMACIÓN GENERAL DEL SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR

SER(1): Fecha :

km de Líneas Nro Subestaciones

TITULARES(2) MAT AT MAT/AT AT/MT

Titular 1 :

Titular 2 :

…

Titular n :

Total SER :

Ítem RESPONSABLES(3)1 Area de Demanda2 Generador 1… …n Generador n

(1) Consignar el nombre del Sistema Eléctrico a Remunerar(2) Consignar el nombre del titular de la concesión de transmisión(3) Consignar el nombre del Area de Demanda y/o Generadores responsables del pago. Para el caso en que la responsabilidad de pagoes asignada mediante el criterio del uso físico, consignar "Generadores SEIN".

Página 73 de 154


Anexo 2: Formatos de Demanda

Página 74 de 154

OSI

NER

GM

INF-

101

FAC

TOR

DE

CA

RG

A, C

ON

TRIB

UC

IÓN

A L

A P

UN

TA y

SIM

ULT

AN

EID

AD

(1)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

SIST

EMA

ELE

CTR

ICO

1A

TM

T+B

TTO

TAL

SET

FCFC

PFS

FCFC

PFS

FCFC

PFS

Tota

l Sis

tem

a 1

SIST

EMA

ELE

CTR

ICO

2A

TM

T+B

TTO

TAL

SET

FCFC

PFS

FCFC

PFS

FCFC

PFS

Tota

l Sis

tem

a 2

SIST

EMA

ELE

CTR

ICO

3A

TM

T+B

TTO

TAL

SET

FCFC

PFS

FCFC

PFS

FCFC

PFS

Tota

l Sis

tem

a 3

…

SIST

EMA

ELE

CTR

ICO

"n"

AT

MT+

BT

TOTA

L SE

TFC

FCP

FSFC

FCP

FSFC

FCP

FS

Tota

l Sis

tem

a "n

"

Tota

l Are

a (1

) Est

os v

alor

es c

orre

spon

den

a to

do e

l año

repr

esen

tativ

o. D

eber

án s

er s

uste

ntad

os e

n el

Est

udio

y c

orre

spon

der

a

la

info

rmac

ión

repo

rtada

con

el F

orm

ato

F-10

2

Página 75 de 154

OSI

NER

GM

INF-

102

INFO

RM

AC

IÓN

DE

LA C

AR

GA

- U

SUA

RIO

S M

ENO

RES

(1)

Are

a de

Dem

anda

:

En e

l Dia

de

Max

. Dem

Anu

al d

el S

iste

ma

Eléc

tric

oEn

el D

ia d

e M

ax. D

em A

nual

de

la S

ETEn

el D

ia d

e M

ax. D

em A

nual

del

SEI

NSi

stem

a SE

TTe

nsió

n Fe

cha

Hor

aPo

tenc

ia A

ctiv

a - P

AS

Pote

ncia

Rea

ctiv

aFe

cha

Hor

aPo

tenc

ia A

ctiv

a-PA

TPo

tenc

ia R

eact

iva

Fech

aH

ora

Pote

ncia

Act

iva

- PA

NPo

tenc

ia R

eact

iva

Eléc

tric

okV

kW(2

)kV

AR

(2)

kW(2

)kV

AR

(2)

kW(2

)kV

AR

(2)

Sis

tem

a 1

… Sis

tem

a 2

… Sis

tem

a n

(1) N

o in

cluy

e la

dem

anda

de

Usu

ario

s M

ayor

es(2

) Con

sign

ar e

l reg

istro

del

med

idor

cad

a 15

min

utos

de

la F

echa

indi

cada

Página 76 de 154

OSI

NER

GM

INF-

103

FAC

TOR

ES P

OR

SET

- U

SUA

RIO

S M

ENO

RES

Are

a de

Dem

anda

:

Pote

ncia

a la

Hor

a de

Sist

ema

Eléc

tric

oSE

TTe

nsió

n (k

V) M

ax D

em. d

el S

iste

ma

FPH

MS

(2)

Ener

gía

del a

ño ti

píco

(3)

FPM

WH

S(4

)

Ele

ctric

o - P

max

(1)

MW

hkW

Sis

tem

a 1

… Sis

tem

a 2

… Sis

tem

a n

(1) C

orre

spon

de a

l máx

imo

valo

r con

sign

ado

en la

col

umna

"Pot

enci

a A

ctiv

a - P

AS

" del

For

mat

o F-

102,

por

sub

esta

ción

y n

ivel

de

tens

ión.

(2) F

PH

MS

: Fac

tor d

e pa

rtici

paci

ón e

n po

tenc

ia a

la h

ora

de m

áxim

a de

man

da d

el s

iste

ma

eléc

trico

, det

erm

inad

o co

mo

el c

ocie

nte

del P

max

ent

re

la m

áxim

a de

man

da a

nual

del

sis

tem

a el

éctri

co.

(3) C

orre

spon

de a

l val

or d

e en

ergí

a re

gist

rado

el a

ño tí

pico

, exp

resa

do e

n M

Wh.

(4) F

PM

WH

S: F

acto

r de

parti

cipa

ción

en

ener

gía

resp

ecto

a la

dem

anda

de

ener

gía

tota

l del

are

a de

dem

anda

, det

erm

inad

o co

mo

el c

ocie

nte

entre

el v

alor

de

la E

nerg

ía d

el a

ño tí

pico

de

cada

fila

ent

re la

Ene

rgía

del

año

típi

co to

tal d

el A

rea

de D

eman

da. N

ota:

La

sum

ator

ia d

e es

ta c

olum

na d

ebe

s

er ig

uala

1,0

0.

Página 77 de 154

OSI

NER

GM

INF-

104

INFO

RM

AC

ION

HIS

TOR

ICA

DE

VAR

IAB

LES

IND

EPEN

DIE

NTE

S

AR

EA D

E D

EMA

ND

A: PB

I Reg

iona

lN

ÚM

ERO

DE

CLI

ENTE

SPO

BLA

CIÓ

N R

EGIO

NA

LO

TRA

S(1

)

AÑ

OTA

SA D

E N

roTA

SA D

E TA

SA D

E TA

SA D

E

(Mio

. S/.)

CR

ECIM

. (%

)C

LIEN

TES

CR

ECIM

. (%

)H

AB

ITA

NTE

SC

REC

IM. (

%)

VALO

RC

REC

IM. (

%)

-20

-19

-18

-17

-16

-15

-14

-13

-12

-11

-10 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0

Not

a :

(1) E

l titu

lar,

en e

l cas

o se

a ne

cesa

rio, p

uede

em

plea

r otra

s va

riabl

es e

conó

mic

as d

emog

ráfic

as, q

ue e

xpliq

uen

el

com

porta

mie

nto

de la

dem

anda

.

Página 78 de 154

OSI

NER

GM

INF-

105

VEN

TAS

HIS

TOR

ICA

S D

E EN

ERG

ÍA (M

Wh)

USU

AR

IOS

MEN

OR

ES

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

AÑ

OM

erca

do L

ibre

Mer

cado

Reg

ulad

o M

T+B

TTo

tale

s Po

r Niv

el d

e Te

nsió

nTO

TAL

AT

MT

Sub-

Tota

lM

T(1)

BT(

1)Su

b-To

tal

AT

MT+

BT

VEN

TAS

-20

-19

-18

-17

-16

-15

-14

-13

-12

-11

-10 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0

(1) N

o in

cluy

e pé

rdid

as e

n m

edia

y b

aja

tens

ión.

Página 79 de 154

OSI

NER

GM

INF-

106

PRO

YEC

CIÓ

N D

E VE

NTA

S G

LOB

ALE

S(1)

DE

ENER

GÍA

(MW

h) D

E U

SUA

RIO

S M

ENO

RES

MET

OD

O D

E TE

ND

ENC

IAS

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

AÑ

OM

odel

os C

ompa

rado

sM

odel

o 1

Mod

elo

2M

odel

o 3

…M

odel

o n

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

(1) N

o in

cluy

e pé

rdid

as e

n m

edia

y b

aja

tens

ión.

ECU

AC

IÓN

:

CO

EFIC

IEN

TE D

E

DET

ERM

INA

CIO

N (r

2 )

ESTA

DIS

TIC

O t:

Val

or P

rob.

ESTA

DIS

TIC

O F

: V

alor

Pro

b.

Página 80 de 154

OSI

NER

GM

INF-

107

PRO

YEC

CIÓ

N D

E VE

NTA

S G

LOB

ALE

S(1)

DE

ENER

GÍA

(MW

h) D

E U

SUA

RIO

S M

ENO

RES

MET

OD

O E

CO

NO

MÉT

RIC

O

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

AÑ

OM

odel

os C

ompa

rado

sM

odel

o 1

Mod

elo

2M

odel

o 3

…M

odel

o n

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

(1) N

o in

cluy

e pé

rdid

as e

n m

edia

y b

aja

tens

ión.

ECU

AC

IÓN

:

CO

EFIC

IEN

TE D

E

DET

ERM

INA

CIO

N (r

2 )

ESTA

DIS

TIC

O F

: V

alor

Pro

b.

ESTA

DIS

TIC

O t:

Var

iabl

e 1

Val

orP

rob.

Var

iabl

e 2

Val

orP

rob.

Var

iabl

e 3

Val

orP

rob.

: V

aria

ble

nV

alor

Pro

b.(1

) Inc

luye

las

vent

as to

tale

s de

Usu

ario

s M

enor

es e

n A

T, M

T y

BT

Página 81 de 154

OSI

NER

GM

INF-

108

PRO

YEC

CIÓ

N D

E VE

NTA

S D

E EN

ERG

ÍA (M

Wh)

DE

USU

AR

IOS

MEN

OR

ESA

JUST

E FI

NA

L

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

AÑ

OTO

TAL

NIV

EL D

E TE

NSI

ÓN

: MT+

BT(1

)TO

TAL

VEN

TAS

(AT)

MT

BT

MT+

BT

VEN

TAS

(AT+

MT+

BT)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

(1) N

o in

cluy

e pé

rdid

as e

n m

edia

y b

aja

tens

ión.

TASA

PR

OM

EDIO

(%) :

Crit

erio

s:

Página 82 de 154

OSI

NER

GM

INF-

109

POR

CEN

TAJE

DE

PÉR

DID

AS

ESTÁ

ND

AR

PR

OM

EDIO

D

E EN

ERG

IA E

N M

T+B

T

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

Porc

enta

je d

e Pé

rdid

as (1

)

AÑ

OM

TB

TTo

tal

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10(1

) Por

cent

aje

de p

érdi

das

está

ndar

, apr

obad

as p

or e

l OS

INE

RG

MIN

par

a la

dis

tribu

ción

en

MT

y B

T,

r

espe

cto

del c

onsu

mo

de e

nerg

ía e

n el

Pun

to d

e S

umin

istro

al U

suar

io.

Página 83 de 154

OSI

NER

GM

INF-

110

DET

ALL

E D

E LA

PR

OYE

CC

ION

DE

DEM

AN

DA

DE

ENER

GIA

, PO

R N

IVEL

DE

TEN

SIO

NU

SUA

RIO

S M

ENO

RES

(MW

h)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

1A

ÑO

DEM

AN

DA

NIV

EL D

E TE

NSI

ÓN

MT+

BT

(1)

DEM

AN

DA

AT

MT

BT

MT+

BT

SIST

EMA

10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

2A

ÑO

DEM

AN

DA

NIV

EL D

E TE

NSI

ÓN

MT+

BT

(1)

DEM

AN

DA

DEM

AN

DA

AT

MT

BT

MT+

BT

SIST

EMA

20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 …

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

nA

ÑO

DEM

AN

DA

NIV

EL D

E TE

NSI

ÓN

MT+

BT

(1)

DEM

AN

DA

DEM

AN

DA

AT

MT

BT

MT+

BT

SIST

EMA

n0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tota

l Are

aA

ÑO

DEM

AN

DA

NIV

EL D

E TE

NSI

ÓN

MT+

BT

(1)

DEM

AN

DA

DEM

AN

DA

AT

MT

BT

MT+

BT

TOTA

L 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

(1) S

i inc

luye

pér

dida

s en

med

ia y

baj

a te

nsió

n.

Página 84 de 154

OSI

NER

GM

INF-

111

PRO

YEC

CIO

N D

E D

EMA

ND

A D

E PO

TEN

CIA

CO

INC

IDEN

TE A

NIV

EL D

E B

AR

RA

S M

T (M

W)

USU

AR

IOS

MEN

OR

ES

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

1

SIST

EMA

S EL

ÉCTR

ICO

SPo

tenc

ia (M

W) (1

)

AÑ

O/ 0

12

34

56

78

910

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

1

S

ET

TE

NS

IÓN

(kV

)

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

1

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

2

S

ET

TEN

SIÓ

N (k

V)

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

2

… … SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

"n"

SE

T

TE

NS

IÓN

(kV

)

… … TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

"n"

TOTA

L A

REA

(1)

(1)

Not

a: E

stos

val

ores

se

dete

rmin

an a

plic

ando

los

FC

, FC

P c

onsi

gnad

os e

n el

For

mat

o F

-101

y e

l FP

MW

HS

con

sign

ado

en e

l For

mat

o F

-103

, a lo

s va

lore

s de

dem

anda

d

e en

ergí

a co

nsig

nado

s en

el F

orm

ato

F-1

10.

Página 85 de 154

OSI

NER

GM

INF-

112

PRO

YEC

CIO

N D

E D

EMA

ND

A D

E PO

TEN

CIA

CO

INC

IDEN

TE A

NIV

EL D

E SI

STEM

A E

LEC

TRIC

O (M

W)

USU

AR

IOS

MEN

OR

ES

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

1

SIST

EMA

S EL

ÉCTR

ICO

SPo

tenc

ia (M

W) (1

)

AÑ

O/ 0

12

34

56

78

910

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

1

S

ET

TE

NS

IÓN

(kV

)

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

1

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

2

S

ET

TEN

SIÓ

N (k

V)

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

2

… … SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

"n"

SE

T

TE

NS

IÓN

(kV

)

… … TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

"n"

TOTA

L A

REA

(1)

(1)

Not

a: E

stos

val

ores

se

dete

rmin

an a

plic

ando

los

FC

, FC

P c

onsi

gnad

os e

n el

For

mat

o F

-101

y lo

s F

PH

MS

y F

PM

WH

S c

onsi

gnad

os e

n el

For

mat

o F

-103

, a lo

s va

lore

s

d

e de

man

da d

e en

ergí

a co

nsig

nado

s en

el F

orm

ato

F-1

10.

Página 86 de 154

OSI

NER

GM

INF-

113

AG

REG

AD

O D

E PR

OYE

CC

ION

DE

DEM

AN

DA

DE

POTE

NC

IA C

OIN

CID

ENTE

A N

IVEL

DE

SIST

EMA

ELE

CTR

ICO

(MW

USU

AR

IOS

MEN

OR

ES

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

1A

ÑO

DEM

AN

DA

NIV

EL D

E TE

NSI

ÓN

MT+

BT

DEM

AN

DA

AT

MT

BT

MT+

BT

SIST

EMA

10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

2A

ÑO

DEM

AN

DA

NIV

EL D

E TE

NSI

ÓN

MT+

BT

DEM

AN

DA

DEM

AN

DA

AT

MT

BT

MT+

BT

SIST

EMA

20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 …

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

nA

ÑO

DEM

AN

DA

NIV

EL D

E TE

NSI

ÓN

MT+

BT

DEM

AN

DA

DEM

AN

DA

AT

MT

BT

MT+

BT

SIST

EMA

n0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tota

l Are

aA

ÑO

DEM

AN

DA

NIV

EL D

E TE

NSI

ÓN

MT+

BT

DEM

AN

DA

DEM

AN

DA

AT

MT

BT

MT+

BT

TOTA

L 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Not

a: E

stos

val

ores

deb

en c

oinc

idir

con

los

valo

res

tota

les

del F

orm

ato

F-11

2

Página 87 de 154

OSI

NER

GM

INF-

114

PRO

YEC

CIO

N D

E D

EMA

ND

A D

E PO

TEN

CIA

CO

INC

IDEN

TE C

ON

LA

MA

XIM

A D

EMA

ND

A D

EL S

EIN

(MW

)U

SUA

RIO

S M

ENO

RES

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

1SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

OPo

tenc

ia C

oinc

iden

te (1

)

SE /

TEN

SIÓ

NA

ÑO

/ 01

23

45

67

89

10

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

1

S

ET

TE

NS

IÓN

(kV

)

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

1

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

2

S

ET

TEN

SIÓ

N (k

V)

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

2

… … SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

"n"

SE

T

TE

NS

IÓN

(kV

)

… … TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

"n"

MA

TA

REA

AT

MT

TOTA

L

(1)

Not

a: E

stos

val

ores

se

dete

rmin

an a

plic

ando

los

FC

, FC

P, F

S c

onsi

gnad

os e

n el

For

mat

o F

-101

y e

l FP

MW

HS

con

sign

ado

en e

l For

mat

o F

-103

, a lo

s va

lore

s

d

e de

man

da d

e en

ergí

a co

nsig

nado

s en

el F

orm

ato

F-1

10.

Página 88 de 154

OSI

NER

GM

INF-

115

INFO

RM

AC

IÓN

BÁ

SIC

A D

E U

SUA

RIO

S M

AYO

RES

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

DA

TOS

PAR

A E

L A

ÑO

"0"

Máx

ima

Dem

anda

SIST

EMA

SUB

ESTA

CIÓ

NN

OM

BR

E D

EL U

SUA

RIO

MA

YOR

TEN

SIÓ

N(1

)D

eman

da

Coi

ncid

ente

Ener

gía

(2)

FCP

FS(k

V)co

n M

ax S

EIN

(MW

)(M

W)

(MW

h)

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 1

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 2

… … …

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O "

n"

TOTA

L A

REA

DE

DEM

AN

DA

(1) V

alor

de

la te

nsio

n no

min

al e

n el

Pun

to d

e S

umin

istro

al U

suar

io M

ayor

.(2

) No

incl

uye

las

pérd

idas

en

el s

iste

ma

de d

istri

buci

ón e

n M

T.

Página 89 de 154

OSI

NER

GM

INF-

116

PRO

YEC

CIÓ

N D

E LA

EN

ERG

ÍA D

E U

SUA

RIO

S M

AYO

RES

(MW

h)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

SIST

EMA

SUB

ESTA

CIÓ

NTE

NSI

ÓN

USU

AR

IOEN

ERG

ÍA (M

Wh)

kVM

AYO

RA

ÑO

/ 01

23

45

67

89

10

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 1

TOTA

L M

AT

TO

TAL

AT

TO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

1

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 2

TOTA

L M

AT

TO

TAL

AT

TO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

2… … …

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O "

n"

TOTA

L M

AT

TO

TAL

AT

TO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

"n"

TOTA

L M

AT

AR

EA T

OTA

L A

T

TO

TAL

MT

TOTA

L

Not

a. S

e de

be a

nexa

r las

enc

uest

as e

fect

uada

s a

los

Usu

ario

s M

ayor

es.

Página 90 de 154

OSI

NER

GM

INF-

117

PRO

YEC

CIÓ

N D

E LA

DEM

AN

DA

DE

ENER

GÍA

DE

USU

AR

IOS

MA

YOR

ES (M

Wh)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

SIST

EMA

SUB

ESTA

CIÓ

NTE

NSI

ÓN

USU

AR

IOD

EMA

ND

A D

E EN

ERG

ÍA (M

Wh)

(kV)

MA

YOR

AÑ

O/ 0

12

34

56

78

910

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 1

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

1

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 2

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

2… … …

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O "

n"

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

"n"

TOTA

L M

AT

AR

EATO

TAL

AT

TOTA

L M

T

TOTA

L

Not

a. S

e de

be c

oloc

ar e

l res

ulta

do d

e ag

rega

r a la

ene

rgía

del

For

mat

o F-

116,

las

pérd

idas

que

se

obtie

nen

con

la a

plic

ació

n de

los

porc

enta

jes

de

pérd

idas

del

For

mat

o F-

109.

Par

a lo

s ca

sos

de la

s en

ergí

as e

n M

AT

y A

T, n

o se

agr

egan

pér

dida

s.

Página 91 de 154

OSI

NER

GM

INF-

118

PRO

YEC

CIÓ

N D

E LA

DEM

AN

DA

DE

POTE

NC

IA N

O C

OIN

CID

ENTE

(MW

) (1)

USU

AR

IOS

MA

YOR

ES

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

SIST

EMA

SUB

ESTA

CIÓ

NTE

NSI

ÓN

USU

AR

IOPO

TEN

CIA

(MW

) (2)

(kV)

MA

YOR

AÑ

O/ 0

12

34

56

78

910

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 1

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

1

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 2

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

2… … … … … …

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O "

n"

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

"n"

TOTA

L M

AT

AR

EATO

TAL

AT

TOTA

L M

T

TOTA

L

(1) S

e de

be a

nexa

r las

enc

uest

as re

aliz

adas

a lo

s U

suar

ios

May

ores

.(2

) Se

cons

igna

n lo

s va

lore

s de

máx

ima

dem

anda

de

pote

ncia

Página 92 de 154

OSI

NER

GM

INF-

119

PRO

YEC

CIÓ

N D

E LA

DEM

AN

DA

DE

POTE

NC

IA C

OIN

CID

ENTE

A N

IVEL

DEL

SIS

TEM

A E

LEC

TRIC

O (M

W)

USU

AR

IOS

MA

YOR

ES

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

SIST

EMA

SUB

ESTA

CIÓ

NTE

NSI

ÓN

USU

AR

IOPO

TEN

CIA

(MW

) (1)

(kV)

MA

YOR

AÑ

O/ 0

12

34

56

78

910

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 1

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

1

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 2

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

2… … …

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O "

n"

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

"n"

TOTA

L M

AT

AR

EATO

TAL

AT

TOTA

L M

T

TOTA

L

(1) S

e co

nsig

nan

los

valo

res

de p

oten

cia

corr

espo

ndie

ntes

a la

hor

a de

max

ima

dem

anda

anu

al d

el s

iste

ma

eléc

trico

.

Página 93 de 154

OSI

NER

GM

INF-

120

PRO

YEC

CIÓ

N D

E LA

DEM

AN

DA

DE

POTE

NC

IA C

OIN

CID

ENTE

A N

IVEL

DEL

SEI

N (M

W)

USU

AR

IOS

MA

YOR

ES

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

SIST

EMA

SUB

ESTA

CIÓ

NTE

NSI

ÓN

USU

AR

IOPO

TEN

CIA

CO

INC

IDEN

TE (M

W)

(kV)

MA

YOR

AÑ

O/ 0

12

34

56

78

910

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 1

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

1

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O 2

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

2… … …

SIST

EMA

ELÉC

TRIC

O "

n"

TOTA

L M

AT

TOTA

L A

TTO

TAL

MT

TOTA

L Si

stem

a El

éctr

ico

"n"

TOTA

L M

AT

AR

EATO

TAL

AT

TOTA

L M

T

TOTA

L

Not

a. S

e de

be c

oloc

ar e

l res

ulta

do d

e ap

licar

a lo

s va

lore

s de

pot

enci

a de

l For

mat

o F-

118,

el c

orre

spon

dien

te F

S c

onsi

gnad

o en

el F

orm

ato

F-11

5.

Página 94 de 154

OSI

NER

GM

INF-

121

RES

UM

EN D

E LA

PR

OYE

CC

ION

DE

LA D

EMA

ND

A (G

Wh)

USU

AR

IOS

MEN

OR

ES Y

MA

YOR

ES

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

AÑ

OM

AT

(1)

AT

(1)

MT

(1)

TOTA

L0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

(1) S

umat

oria

de

los

valo

res

tota

les

de lo

s fo

rmat

os F

-110

y F

-117

.

Página 95 de 154

OSI

NER

GM

INF-

122

RES

UM

EN D

E LA

PR

OYE

CC

ION

DE

LA P

OTE

NC

IA C

OIN

CID

ENTE

A N

IVEL

DE

SET

(MW

)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

1SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

OM

ÁXI

MA

DEM

AN

DA

(MW

)

SE /

TEN

SIÓ

NA

ÑO

/ 01

23

45

67

89

10TC

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

1

S

ET

TEN

SIÓ

N

MA

TA

TM

TTO

TAL

Sist

ema

Eléc

tric

o 1

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

2

S

ET

TEN

SIÓ

N

MA

TA

TM

TTO

TAL

Sist

ema

Eléc

tric

o 2

… …

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

"n"

SE

T

TE

NS

IÓN

… … …

MA

TA

TM

TTO

TAL

Sist

ema

Eléc

tric

o "n

"

TOTA

L A

REA

DE

DEM

AN

DA

MA

TA

TM

T

Not

a. S

e de

be c

oloc

ar la

sum

ator

ia d

e lo

s va

lore

s co

nsig

nado

s en

los

Form

atos

F-1

11 y

F-1

18.

TC

cor

resp

onde

a la

tasa

de

crec

imie

nto

prom

edio

(%) d

e la

máx

ima

dem

anda

pro

yect

ada.

Página 96 de 154

OSI

NER

GM

INF-

123

RES

UM

EN D

E LA

PR

OYE

CC

ION

DE

LA P

OTE

NC

IA C

OIN

CID

ENTE

A N

IVEL

SIS

TEM

A, P

OR

SET

(MW

)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

1SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

OM

ÁXI

MA

DEM

AN

DA

(MW

)

SE /

TEN

SIÓ

NA

ÑO

/ 01

23

45

67

89

10TC

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

1

S

ET

TEN

SIÓ

N

MA

TA

TM

TTO

TAL

Sist

ema

Eléc

tric

o 1

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

2

S

ET

TEN

SIÓ

N

MA

TA

TM

TTO

TAL

Sist

ema

Eléc

tric

o 2

… …

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

"n"

SE

T

TE

NS

IÓN

… … …

MA

TA

TM

TTO

TAL

Sist

ema

Eléc

tric

o "n

"

TOTA

L A

REA

DE

DEM

AN

DA

MA

TA

TM

T

Not

a. S

e de

be c

oloc

ar la

sum

ator

ia d

e lo

s va

lore

s co

nsig

nado

s en

los

Form

atos

F-1

12 y

F-1

19.

TC

cor

resp

onde

a la

tasa

de

crec

imie

nto

prom

edio

(%) d

e la

máx

ima

dem

anda

pro

yect

ada.

Página 97 de 154

OSI

NER

GM

INF-

124

RES

UM

EN D

E LA

PR

OYE

CC

ION

DE

LA P

OTE

NC

IA C

OIN

CID

ENTE

A N

IVEL

SEI

N, P

OR

SET

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

1SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

OM

ÁXI

MA

DEM

AN

DA

(MW

)

SE /

TEN

SIÓ

NA

ÑO

/ 01

23

45

67

89

10TC

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

1

S

E T

TEN

SIÓ

N

MA

TA

TM

TTO

TAL

Sist

ema

Eléc

tric

o 1

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

2

S

ET

TEN

SIÓ

N

MA

TA

TM

TTO

TAL

Sist

ema

Eléc

tric

o 2

… …

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

"n"

SE

T

TE

NS

IÓN

… … …

MA

TA

TM

TTO

TAL

Sist

ema

Eléc

tric

o "n

"

TOTA

L A

REA

DE

DEM

AN

DA

MA

TA

TM

T

Not

a. E

l tot

al d

ebe

coin

cidi

r con

la s

umat

oria

de

los

valo

res

del f

orm

ular

io F

-114

y F

-120

TC

: Tas

a de

cre

cim

ient

o pr

omed

io (%

) de

la m

áxim

a de

man

da p

roye

ctad

a.

Página 98 de 154

OSI

NER

GM

INF-

125

MA

PA D

E D

ENSI

DA

D D

E C

AR

GA

(1)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

AÑ

O(2

) :

(1) A

djun

tar l

os p

lano

s di

rect

ores

o s

imila

res,

así

com

o, lo

s ar

chiv

os m

agné

ticos

en

form

ato

orig

inal

com

patib

le c

on A

utoc

ad y

con

la b

ase

de d

atos

de

sust

ento

.(2

) Se

pres

enta

n 3

map

as d

e de

nsid

ad, l

os c

uale

s co

rres

pond

en a

l año

bas

e, a

ño 5

y a

ño 1

0.

Página 99 de 154

OSINERGMIN F-126DATOS DE GENERACIÓN

SER (1) : TIPO DE SISTEMA (2) :

TITULAR DE CENTRAL AÑO DE GRUPOS DE CAPACIDADGENERACIÓN ELÉCTRICA INGRESO EN GENERACIÓN EFECTIVA SUSTENTO DE LA CAPACIDAD (3)

OPERACIÓN (MW)Grupo 1Grupo 2…Grupo n

(1) Sistema Eléctrico a Remunerar(2) SSTG, SSTGD, SCTG o SCTGD(3) Se debe especificar la sección del Estudio, donde se encuentre el sustento de la capacidad.

Página 100 de 154


Anexo 3: Formatos del Sistema Eléctrico a Remunerar

Página 101 de 154

OSINERGMIN F-201CAPACIDAD OPTIMA DE SETs URBANAS

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR:

SUBESTACION URBANA CENTRICA1 Criterios asumidos-. . . .-2 Resultados por potencia

Potencia MVA Costo total US$(1)

Potencia 1……Potencia n3. Capacidad Optima (MVA)(2)

SUBESTACION URBANA PERIFERICA1 Criterios asumidos-. . . .-2 Resultados por potencia

Potencia MVA Costo total US$(1)

Potencia 1……Potencia n3. Capacidad Optima (MVA)(2)

(1) Sumatoria de Inversión y OyM(2) Potencia que corresponde al menor costo total

Página 102 de 154

OSINERGMIN F-202IDENTIFICACIÓN DE LAS SET´s EXISTENTES QUE SUPERAN LA CAPACIDAD DE DISEÑO

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR

NOMBRE DE LA DESCRIPCION Máxima Demanda y Potencia Instalada (MVA)

SET 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

SISTEMA ELECTRICO 1

SET MAT/AT(/MT)MAX. DEM.

SET MAT/AT "1" P INST

FACTOR DE USO

….

MAX. DEM.

SET MAT/AT "n" P INST

FACTOR DE USO

MAX. DEM. TOTAL SET MAT/AT(/MT) (MVA)

POTENCIA INSTALADA TOTAL (MVA)

FACTOR DE USO

SET AT/MTMAX. DEM.

P INST

SET AT/MT "1" FACTOR DE USO

….

MAX. DEM.

P INST

SET AT/MT "n" FACTOR DE USO

MAX. DEM. TOTAL SET AT/MT (MVA)


FACTOR DE USO

MAX. DEM. TOTAL SET EXISTENTES (MVA)


FACTOR DE USO

SISTEMA ELECTRICO 2



FACTOR DE USO

….

MAX. DEM.


FACTOR DE USO



FACTOR DE USO

SET AT/MTMAX. DEM.

P INST

SET AT/MT "1"

FACTOR DE USO

….

MAX. DEM.

P INST

SET AT/MT "n"

FACTOR DE USO



FACTOR DE USO



FACTOR DE USO

…

SISTEMA ELECTRICO n



FACTOR DE USO

….

MAX. DEM.


FACTOR DE USO



FACTOR DE USO

SET AT/MTMAX. DEM.

P INST

SET AT/MT "1"

FACTOR DE USO

….

MAX. DEM.

P INST

SET AT/MT "n"

FACTOR DE USO



FACTOR DE USO


POTENCIA NSTALADA TOTAL (MVA)

FACTOR DE USO

Página 103 de 154

OSINERGMIN F-203

REDISTRIBUCION DE LA PROYECCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA DE LAS SET´s

CAPACIDAD DE DISEÑO ÓPTIMO DE SET´s:


NOMBRE DE LA DESCRIP. Máxima Demanda y Capacidad Instalada (MVA)

SET 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10SET MAT/AT(/MT) - EXISTENTES

MAX. DEM.

SET MAT/AT "1" P. INSTAL.

FACTOR DE USO

….….

MAX. DEM.

SET MAT/AT "n" P. INSTAL.

FACTOR DE USO

MAX. DEM. TOTAL SET MAT/AT(/MT) (MW)


FACTOR DE USOSET AT/MT - EXISTENTES

MAX. DEM.

SET AT/MT "1" P. INSTAL.

FACTOR DE USO

….….

MAX. DEM.

SET AT/MT "n" P. INSTAL.

FACTOR DE USO



FACTOR DE USO



FACTOR DE USO

SET MAT/AT - NUEVASMAX. DEM.

SET MAT/AT "1" P. INSTAL.

FACTOR DE USO

….….

MAX. DEM.

SET MAT/AT "n" P. INSTAL.

FACTOR DE USO



FACTOR DE USO

SET AT/MT - NUEVASMAX. DEM.

SET AT/MT "1" P. INSTAL.

FACTOR DE USO

….….

MAX. DEM.

SET AT/MT "n" P. INSTAL.

FACTOR DE USO



FACTOR DE USO

MAX. DEM. TOTAL SET NUEVAS (MVA)


FACTOR DE USO

MAX. DEM. TOTAL SET (MVA)(1)


FATOR DE USO

(1) Existentes mas nuevas

Página 104 de 154

OSINERGMIN F-204

VALORES P y Q DE PROYECCION DE LA MAXIMA DEMANDA DE LAS SET´s


NOMBRE DE LA TENSIÓN DESCRIP. Potencia

SET (KV) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

SETs EXISTENTESMAT MW

MVAR

SET "1" AT MW

MVAR

MAT MW

MVAR

SET "n" AT MW

MVAR

MAT MW

MVAR

AT MW

MVAR

SETs NUEVASAT MW

SET "1" MVAR

MT MW

MVAR

AT MW

SET "m" MVAR

MT MW

MVAR

TOTAL AT MW

SET AT/MT MVAR

MT MW

MVAR

TOTAL SETs MAT/AT EXISTENTES

Página 105 de 154

OSINERGMIN F-205SELECCIÓN DE ALTERNATIVA OPTIMA


PROYECTO(1)

Costos de Explotación

Nombre Descripción Transformación(3) Total OYM PERDIDAS(4) Costo Total

Alternativa(2) MAT AT MAT/AT AT/MT Inversión US$

Alternativa Seleccionada :

(1) Conformado por nuevas instalaciones a incorporarse al SER o por las que conformen un SEA(2) Consignar como referencia la seccion del Estudio donde se encuentra el desarrollo de la alternativa y el diagrama unifilar correspondiente(3) Los costos de transformación AT/MT incluye los costos de celdas en MT(4) Valor presente de los costos de 10 años

Transmisión

Costos de Inversión

Página 106 de 154

OSINERGMIN F-206DIAGRAMA UNIFILAR DE ALTERNATIVAS

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR:ALTERNATIVA :

AÑO :

Diagramas unifilares de cada alternativa analizadaen los cuales se muestre:

- Subestaciones y Líneas de Transmisión.- Datos básicos de cada componente:

Transformadores: Potencia MVA, Relacion de Transformación, VccLíneas de transmisión: longitud, material y sección de conductorBarras: Tensión nominal, celdas y alimentadores

Página 107 de 154

OSI

NER

GM

INF-

207

PAR

ÁM

ETR

OS

ELÉC

TRIC

OS

DE

LÍN

EAS

DE

TRA

NSM

ISIÓ

N Y

TR

AN

SFO

RM

AD

OR

ES

SIST

EMA

ELE

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:

LIN

EAS

DE

TRA

NSM

ISIÓ

N

NO

MB

RE

DE

LA L

ÍNEA

Núm

ero

Tipo

Secc

ión

Peso

(kg/

m)

Cap

acid

ad(S

ET e

nvío

- SE

TC

ÓD

IGO

Tens

ión

de

deC

ondu

ctor

unita

rio d

elLo

ngitu

dM

áxim

aR

(+)

X (+

)G

(+)

B (+

)N

úmer

oTi

poSe

cció

n R

ecep

ción

)(k

V)Te

rnas

Con

duct

or(m

m2)

Cu

o A

l(k

m)

(MVA

)(O

hm/k

m)

(Ohm

/km

)(M

ho/k

m)

(Mho

/km

)(m

m2)

Líne

a "1

"

Líne

a "2

"

… …

Líne

a "i"

TRA

NSF

OR

MA

DO

RES

DE

POTE

NC

IA D

E D

OS

DEV

AN

AD

OS

TRA

NSF

OR

MA

DO

RC

ÓD

IGO

SET

Pote

ncia

Te

nsió

n N

omin

alG

rupo

TAPS

Tipo

Peso

Peso

Nom

inal

Prim

ario

Se

cund

ario

dede

Vc

c (%

)Pc

u%Pf

e% d

e T

otal

del C

obre

(MVA

)(k

V)(k

V) C

onex

ión

Reg

ulac

ión

Reg

ulac

ión

(kg)

(kg)

Tran

sfor

mad

or "1

"

Tran

sfor

mad

or "2

"

… …

Tran

sfor

mad

or "j

"

TRA

NSF

OR

MA

DO

RES

DE

POTE

NC

IA D

E TR

ES D

EVA

NA

DO

S

Pote

ncia

Nom

inal

(MVA

)Te

nsió

n N

omin

al (k

V)G

rupo

TAPS

Vcc

(%)

PCu%

Tipo

de

Peso

Tot

alPe

so d

el

Prim

ario

Secu

ndar

ioTe

rcia

rioPr

imar

ioSe

cund

ario

Terc

iario

de C

onex

ión

de R

egul

ació

nP-

SP-

TS-

TP-

SP-

TS-

TR

egul

ació

n(k

g)C

obre

(kg)

Tran

sfor

mad

or "1

"

Tran

sfor

mad

or "2

"

… …

Tran

sfor

mad

or "k

"

TRA

NSF

OR

MA

DO

RPF

e%

Cab

le d

e G

uard

a

CÓ

DIG

OSE

T

Página 108 de 154

OSINERGMIN F-208TASAS DE AVERÍA UTILIZADAS


Componente instalación (1) Fallas/km.añoCable subterráneo MAT kV

Cable subterráneo AT kV

Línea aérea MAT kV f.simple

Línea aérea MAT kV f.doble

Línea aérea AT kV f.simple

Línea aérea AT kV f.doble

Componente instalación (1)

Transf. Potencia MAT/AT kV (2)

Transf. Potencia AT/MT (2)

Pérdida servicios auxiliares MAT

Pérdida servicios auxiliares AT

Siniestro estación. Interior

Siniestro estación. Exterior(1) Agregar otros componentes considerados y no incluidos en esta lista(2) Incluye equipos asociados

Fallas/año

Página 109 de 154

OSINERGMIN F-209TIEMPOS DE INTERRUPCIÓN ESTÁNDAR UTILIZADOS


Componente instalación (1) Horas

A) Con disposición de reserva

Maniobras de reposición con telecontrol

Maniobras de reposición sin telecontrol

B) Sin disposición de reserva

Reparación cable subterráneo MAT

Reparación cable subterráneo AT

Reposición en línea aérea MAT

Reposición en línea aérea AT

Instalación estruct. móv. por falla doble

Reposición transf. Potencia MAT/AT

Reposición transf. Potencia AT/MT

Reposición equipo protección y maniobra

Conexión de unidades móviles ET

Conexión de unidades móviles generación

(1) Agregar otros componentes considerados y no incluidos en esta lista

Página 110 de 154

OSINERGMIN F-210TASAS Y TIEMPOS DE INTERRUPCIONES PROGRAMADAS


Componente instalación (1) Interr. / año horas / Interr.

Línea aérea MAT

Línea aérea AT

Transformador y equipos asoc. MAT

Transformador y equipos asoc. AT

Equipo protección y maniobra

Interruptor de punta de línea

Transformador de potencia MAT / AT

Transformador de potencia AT / MT

(1) Agregar otros componentes considerados y no incluidos en esta lista

Página 111 de 154

OSINERGMIN F-211VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA NTCSE


INTERRUPCIONES FORZADAS

SISTEMA Interrupciones / semestre Tolerancias Cumple

N D N D

Sistema

Sistema 2

Sistema n

INTERRUPCIONES FORZADAS + PROGRAMADAS

SISTEMA Interrupciones / semestre Tolerancias Cumple

N D N D

Sistema

Sistema 2

Sistema n

CAIDA DE TENSION

Barra(1) Caida de Tension Tolerancias Cumple

Kv %Caida Kv %Caida

L

…n

CRITERIOS EMPLEADOS:

Página 112 de 154

OSINERGMIN F-212VERIFICACION DEL CUMPLIMIENTO DEL SAIFI Y SAIDI


SISTEMA Tolerancias Calculado Cumple(1)SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI

12…NTotal(1) Consignar "SI" o"NO"

Página 113 de 154

OSINERGMIN F-213

EQUIPAMIENTO DE SUBESTACIONES - MAT/AT(/MT) - AT/MT


Código Descripción Tensión Tecnología Tipo Tipo de Código AÑOS (1)

Equipo Barra Módulo 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10SET MAT/AT/MT

SET MAT/AT(/MT) "1" Región: Altitud: Zona:Celda de Línea a (Nombre subestacion destibo)Celda de TransformadorCelda de AlimentadoresCelda de CompensadorTransformador de Potencia CompensadorS.S.A.ACelda de AcoplamientoObras Civiles GeneralesEdificio de ControlRed de Tierra ProfundaInstalaciones Eléctricas al Exterior

…

…

SET MAT/AT(/MT) "n" Región: Altitud: Zona:Celda de LíneaCelda de TransformadorCelda de AlimentadoresCelda de CompensadorTransformador de Potencia CompensadorS.S.A.ACelda de AcoplamientoObras Civiles GeneralesEdificio de ControlRed de Tierra ProfundaInstalaciones Eléctricas al Exterior

SET AT/MT

SET AT/MT "1" Región: Altitud: Zona:Celda de LíneaCelda de TransformadorCelda de AlimentadoresCelda de CompensadorTransformador de Potencia CompensadorS.S.A.ACelda de AcoplamientoObras Civiles GeneralesEdificio de ControlRed de Tierra ProfundaInstalaciones Eléctricas al Exterior

…

…

SET AT/MT "m" Región: Altitud: Zona:Celda de LíneaCelda de TransformadorCelda de AlimentadoresCelda de CompensadorTransformador de Potencia CompensadorS.S.A.ACelda de AcoplamientoObras Civiles GeneralesEdificio de ControlRed de Tierra ProfundaInstalaciones Eléctricas al Exterior

(1) Consignar "0" para los años anteriores a la puesta en servicio y "1" a partir del año de la puesta en servicio. Cada elemento se debe consignar en una fila.

Página 114 de 154

OSINERGMIN F-214PLAN DE EQUIPAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR: AÑO:

Nombre de la Línea de Código Línea Titular Tensión AÑO (1)

Transmisión (Asignado por el COES de la Tramo Nominal Long.

(Barra envio-Barra Recepción) o por la Empresa) Línea kV Km 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN MAT

LÍNEA MAT "1"

LÍNEA MAT "2"

….

….

….

LÍNEA MAT "n"

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN AT

LÍNEA AT "1"

LÍNEA AT "2"

….

….

….

LÍNEA AT "n"

(1) Consignar el codigo modular

Página 115 de 154

OSINERGMIN F-215RESUMEN DEL SISTEMA ELECTRICO


MAT (220 y 138 kV) AT (>=30 y <138 kV)

AÑO Lineas(1) Subestaciones Lineas(1) Subestaciones

Nro Long. (km) Nro. MVA Nro Long. (km) Nro. MVA0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

(1) Para el caso de línea doble terna duplciar la longitud.

Página 116 de 154

OSINERGMIN F-216DIAGRAMA DE FLUJOS DE POTENCIA

SISTEMA ELECTRICO A REMUNERAR:ALTERNATIVA :

AÑO :

Diagramas unifilares de las configuraciones para las que se ha calculado el flujo de potenciaen las que se muestre:

- Subestaciones y Líneas de Transmisión.- Datos básicos de cada componente:

Transformadores: Potencia MVA, Relacion de Transformación, Vcc, Regulacion bajo carga, flujos de potencia (P,Q)Líneas de transmisión: longitud, material y sección de conductor, flujos de potencia (P,Q)Barras: Tensión nominal, tensión calculada

- Cargas (P y Q) en cada barra

Página 117 de 154


Anexo 4: Formato de Costos de Inversión

Página 118 de 154

OSI

NER

GM

INF-

301

VALO

RIZ

AC

IÓN

DE

INVE

RSI

ÓN

DE

LÍN

EAS

DE

TRA

NSM

ISIÓ

N

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:

TITU

LAR

:A

ÑO

(s)

NO

MB

RE

DE

LÍN

EATE

NSI

ÓN

N

ro

LON

GIT

UD

CO

STO

UN

ITA

RIO

MÓ

DU

LOVA

LOR

IZA

CIÓ

N

TOTA

L

CÓ

DIG

OTR

AM

OTI

TULA

RN

OM

INA

LD

E TE

RN

AS

(Km

.)M

ÓD

ULO

TRA

MO

S.E

Inic

ioS.

E Ll

egad

a(k

V)M

.NM

.EA

LUM

INIO

CO

BR

EM

.NM

.EA

LUM

INIO

CO

BR

EU

S$

TOTA

L

Página 119 de 154

OSI

NER

GM

INF-

302

RES

UM

EN D

E VA

LOR

IZA

CIÓ

N D

E LÍ

NEA

S D

E TR

AN

SMIS

IÓN

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:

TITU

LAR

1A

ÑO

MA

TA

TM

.NM

.EA

lum

inio

Cob

reSU

BTO

TAL

M.N

M.E

Alu

min

ioC

obre

SUB

TOTA

LTO

TAL

1 2 3 4 …

TITU

LAR

nA

ÑO

MA

TA

TM

.NM

.EA

lum

inio

Cob

reSU

BTO

TAL

M.N

M.E

Alu

min

ioC

obre

SUB

TOTA

LTO

TAL

1 2 3 4

TOTA

L SE

RA

ÑO

MA

TA

TM

.NM

.EA

lum

inio

Cob

reSU

BTO

TAL

M.N

M.E

Alu

min

ioC

obre

SUB

TOTA

LTO

TAL

1 2 3 4

Página 120 de 154

OSI

NER

GM

INF-

303

VALO

RIZ

AC

IÓN

DE

INVE

RSI

ÓN

EN

SU

BES

TAC

ION

ES (U

S$)

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:

TITU

LAR

:A

ÑO

(5):

BÁ

SIC

OSE

RVI

CIO

S A

UXI

LIA

RES

AC

OPL

AM

IEN

TOC

OST

OS

CO

MU

NES

CO

STO

S IN

DIR

ECTO

STO

TAL

ELEM

ENTO

SD

ESC

RIP

CIÓ

NT

EN

SIÓ

NM

ÓD

ULO

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Tota

lTI

TULA

R(4

)

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

SE

T M

AT

/A

T/M

T

SET

MA

T/A

T "1

"El

emen

tos(

1)C

elda

de

Líne

aC

elda

de

Tran

sfor

mad

orC

elda

de

Alim

enta

dore

sC

elda

de

com

pens

ador

reac

tivo

Tran

sfor

mad

or d

e P

oten

cia

Com

pens

ador

reac

tivo

Serv

icio

s A

uxili

ares

(2)

Cel

da d

e A

copl

amie

nto(

2)C

osto

s C

omun

es (t

otal

) (2)

Obr

as C

ivile

s G

ener

ales

Edi

ficio

de

Con

trol

Red

de

Tier

ra P

rofu

nda

Inst

alac

ione

s E

léct

ricas

al E

xter

ior

Sub

tota

l cos

tos

dire

ctos

Cos

tos

Indi

rect

os (t

otal

) (2)

Cos

to d

el T

erre

noU

S$/

m2

m2

Sup

ervi

sión

%G

asto

s A

dmin

istra

tivos

del

titu

lar

%G

asto

s Fi

nanc

iero

s%

TOTA

L SU

BES

TAC

IÓN

… SET

MA

T/A

T "n

"El

emen

tos

Cel

da d

e Lí

nea

Cel

da d

e Tr

ansf

orm

ador

Cel

da d

e A

limen

tado

res

Cel

da d

e co

mpe

nsad

or re

activ

oTr

ansf

orm

ador

de

Pot

enci

a C

ompe

nsad

or re

activ

oSe

rvic

ios

Aux

iliar

esC

elda

de

Aco

plam

ient

oC

osto

s C

omun

es (t

otal

)O

bras

Civ

iles

Gen

eral

esE

dific

io d

e C

ontro

lR

ed d

e Ti

erra

Pro

fund

aIn

stal

acio

nes

Elé

ctric

as a

l Ext

erio

rSu

b to

tal c

osto

s di

rect

osC

osto

s In

dire

ctos

(tot

al)

Cos

to d

el T

erre

noU

S$/

m2

m2

Sup

ervi

sión

%G

asto

s A

dmin

istra

tivos

del

titu

lar

%G

asto

s Fi

nanc

iero

s%

TOTA

L SU

BES

TAC

IÓN

Página 121 de 154

OSI

NER

GM

INF-

303

VALO

RIZ

AC

IÓN

DE

INVE

RSI

ÓN

EN

SU

BES

TAC

ION

ES (U

S$)

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:

TITU

LAR

:A

ÑO

(5):

BÁ

SIC

OSE

RVI

CIO

S A

UXI

LIA

RES

AC

OPL

AM

IEN

TOC

OST

OS

CO

MU

NES

CO

STO

S IN

DIR

ECTO

STO

TAL

ELEM

ENTO

SD

ESC

RIP

CIÓ

NT

EN

SIÓ

NM

ÓD

ULO

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Mon

eda

Mon

eda

Cos

toC

osto

Tota

lTI

TULA

R(4

)

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Alu

min

ioC

obre

SE

T A

T/M

T

SET

AT/

MT

"1"

Elem

ento

sC

elda

de

Líne

aC

elda

de

Tran

sfor

mad

orC

elda

de

Alim

enta

dore

sC

elda

de

com

pens

ador

reac

tivo

Tran

sfor

mad

or d

e P

oten

cia

Com

pens

ador

reac

tivo

Serv

icio

s A

uxili

ares

Cel

da d

e A

copl

amie

nto

Cos

tos

Com

unes

(tot

al)

Obr

as C

ivile

s G

ener

ales

Edi

ficio

de

Con

trol

Red

de

Tier

ra P

rofu

nda

Inst

alac

ione

s E

léct

ricas

al E

xter

ior

Sub

tota

l cos

tos

dire

ctos

Cos

tos

Indi

rect

os (t

otal

)C

osto

del

Ter

reno

US

$/m

2m

2S

uper

visi

ón%

Gas

tos

Adm

inis

trativ

os d

el ti

tula

r%

Gas

tos

Fina

ncie

ros

%TO

TAL

SUB

ESTA

CIÓ

N

… … SET

AT/

MT

"m"

Elem

ento

sC

elda

de

Líne

aC

elda

de

Tran

sfor

mad

orC

elda

de

Alim

enta

dore

sC

elda

de

com

pens

ador

reac

tivo

Tran

sfor

mad

or d

e P

oten

cia

Com

pens

ador

reac

tivo

Serv

icio

s A

uxili

ares

Cel

da d

e A

copl

amie

nto

Cos

tos

Com

unes

(tot

al)

Obr

as C

ivile

s G

ener

ales

Edi

ficio

de

Con

trol

Red

de

Tier

ra P

rofu

nda

Inst

alac

ione

s E

léct

ricas

al E

xter

ior

Sub

tota

l cos

tos

dire

ctos

Cos

tos

Indi

rect

os (t

otal

)C

osto

del

Ter

reno

US

$/m

2m

2S

uper

visi

ón%

Gas

tos

Adm

inis

trativ

os d

el ti

tula

r%

Gas

tos

Fina

ncie

ros

%TO

TAL

SUB

ESTA

CIÓ

N

TOTA

L SE

R(1

) Se

debe

em

plea

r una

fila

del

form

ato

por c

ada

Ele

men

to q

ue c

onfo

rma

la S

ET.

(2) L

os c

osto

s de

ser

vici

os a

uxili

ares

, cel

da d

e ac

opla

mie

nto,

cos

tos

com

unes

e in

dire

ctos

, se

pror

rate

an e

ntre

los

Ele

men

tos

que

conf

orm

an c

ada

SE

T, e

n pr

opor

ción

al c

osto

Bas

ico

tota

l de

cada

Ele

men

to(3

) Las

cel

das

som

brea

das

no d

eben

ser

llen

adas

(4) P

ara

cada

Ele

men

to s

e de

be c

onsi

gnar

el n

ombr

e de

l titu

lar c

orre

spon

dien

te.

(5) P

ara

cada

uno

de

los

cuat

ro a

ños

de v

igen

cia

de lo

s P

eaje

s y

Com

pens

acio

nes

Página 122 de 154

OSI

NER

GM

INF-

304

CO

STO

INC

REM

ENTA

L D

EL C

ENTR

O D

E C

ON

TRO

L U

S$

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:TI

TULA

R : C

OM

PON

ENTE

VALO

RIZ

AC

IÓN

(2)

TOTA

L U

S$ A

DIC

ION

AL(1

)M

.NM

.EC

ompo

nent

e 1

Com

pone

nte

2…

…

Com

pone

nte

n

Tota

l SER

(1) C

ompo

nent

e de

Cen

tro d

e C

ontro

l a a

dici

onar

deb

ido

a la

impl

emen

taci

ón d

e nu

evos

Ele

men

tos

(2) V

alor

izac

ión

del c

ompo

nent

e se

gún

cost

os e

stán

dare

s de

l mód

ulo

de C

entro

de

Con

trol,

incl

uido

el m

onta

je

Página 123 de 154

OSI

NER

GM

INF-

305

ASI

GN

AC

IÓN

DEL

CO

MPO

NEN

TE A

DIC

ION

AL

DEL

CEN

TRO

DE

CO

NTR

OL

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:TI

TULA

R :

CO

MPO

NEN

TE A

DIC

ION

AL(1

)SU

BES

TAC

IÓN

(2)

ELEM

ENTO

S(3)

Com

pone

nte

1A

Cód

igo

Ele

men

to 1

AC

ódig

o E

lem

ento

2A

…B

Cód

igo

Ele

men

to 1

B…

Com

pone

nte

2C

Cód

igo

Ele

men

to 1

CC

ódig

o E

lem

ento

2C

…D

Cód

igo

Ele

men

to 1

D…

(1) C

ompo

nent

e de

Cen

tro d

e C

ontro

l a a

dici

onar

deb

ido

la im

plem

enta

ción

de

nuev

os E

lem

ento

s (2

) Un

com

pone

nte

adic

iona

l pue

de c

orre

spon

der s

er a

sign

ado

a E

lem

ento

s de

una

o m

ás s

ubes

taci

ones

(3) N

uevo

s E

lem

ento

s de

sub

esta

cion

es a

los

que

se le

impu

ta e

l cos

to d

el c

ompo

nent

e ad

icio

nal

Página 124 de 154

OSI

NER

GM

INF-

306

CO

STO

INC

REM

ENTA

L D

E TE

LEC

OM

UN

ICA

CIO

NES

US$

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:TI

TULA

R :

CO

MPO

NEN

TEVA

LOR

IZA

CIÓ

N(2

)TO

TAL

US$

AD

ICIO

NA

L(1)

M.N

M.E

Com

pone

nte

1C

ompo

nent

e 2

……

Com

pone

nte

n

Tota

l SER

(1) C

ompo

nent

e de

tele

com

unic

acio

nes

a ad

icio

nar d

ebid

o la

impl

emen

taci

ón d

e nu

evos

Ele

men

tos

(2) V

alor

izac

ión

del c

ompo

nent

e se

gún

cost

os e

stán

dare

s de

l mód

ulo

de T

elec

omun

icac

ione

s, in

clui

do e

l mon

taje

Página 125 de 154

OSI

NER

GM

INF-

307

ASI

GN

AC

IÓN

DEL

CO

MPO

NEN

TE A

DIC

ION

AL

DE

TELE

CO

MU

NIC

AC

ION

ES

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:TI

TULA

R :

CO

MPO

NEN

TE A

DIC

ION

AL(1

)SU

BES

TAC

IÓN

(2)

ELEM

ENTO

S(3)

Com

pone

nte

1A

Cód

igo

Ele

men

to 1

AC

ódig

o E

lem

ento

2A

…B

Cód

igo

Ele

men

to 1

B…

Com

pone

nte

2C

Cód

igo

Ele

men

to 1

CC

ódig

o E

lem

ento

2C

…D

Cód

igo

Ele

men

to 1

D…

(1) C

ompo

nent

e de

tele

com

unic

acio

nes

a ad

icio

nar d

ebid

o la

impl

emen

taci

ón d

e nu

evos

Ele

men

tos

(2) U

n co

mpo

nent

e ad

icio

nal p

uede

cor

resp

onde

r ser

asi

gnad

o a

Ele

men

tos

de u

na o

más

sub

esta

cion

es(3

) Nue

vos

Ele

men

tos

de s

ubes

taci

ones

a lo

s qu

e se

le im

puta

el c

osto

del

com

pone

nte

adic

iona

l

Página 126 de 154

OSI

NER

GM

INF-

308

BA

SE D

E D

ATO

S D

E LO

S EL

EMEN

TOS

DEL

SIS

TEM

A E

LÉC

TRIC

O A

REM

UN

ERA

R

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:FE

CH

A :

Car

acte

rístic

as d

el E

lem

ento

Cos

tos

de In

vers

ion

CO

STO

Asi

gnac

ión

de P

ago

Tipo

de

Cód

igo

de

Ten

sión

C

ódig

oC

osto

del

Ele

men

to (U

S$)

Alíc

uota

del

Cos

to In

crem

ento

Alíc

uota

del

Cos

to In

crem

enta

l C

osto

de

Inve

rsió

n To

tal (

US$

)M

EDIO

Nom

bre

de

Porc

enta

je

Porc

enta

jeA

ño(1

)M

es(1

)D

ía (1

)Ti

tula

rN

ombr

e C

ódig

oEl

emen

toIn

stal

ació

nEs

tánd

arK

V N

ivel

Reg

ión

Long

itud

de C

entr

o de

Con

trol

(US$

)de

Tel

ecom

unic

acio

nes

(US$

)C

ódig

oC

OyM

AN

UA

LA

rea

Asi

gnad

o A

sign

ado

a lo

sEl

emen

to E

lem

ento

(3)

(2)

Mód

ulo

(4)

Tens

ión

(5)

(6)

(km

)M

NM

EA

lum

inio

Cob

reM

NM

EM

NM

EM

NM

EA

lum

inio

Cob

re C

OyM

(US$

)(U

S$)

de D

eman

daa

la D

eman

da G

ener

ador

es

(1) A

ño, m

es y

día

de

entra

da e

n se

rvic

io. A

ño e

xpre

sado

en

cuat

ro d

ígito

s, m

es y

día

exp

resa

dos

en d

os d

igito

s nu

mér

icos

(2) E

lem

ento

: tra

mo

de lí

nea,

cel

da, t

rans

form

ador

o c

ompe

nsad

or re

activ

o(3

) Nom

bre

de s

ubes

taci

ón o

de

línea

a la

que

per

tene

ce e

l Ele

men

to(4

) En

el c

aso

de tr

ansf

orm

ador

es c

onsi

gnar

la m

ayor

tens

ión

(5) N

ivel

de

tens

ión:

MA

T, A

T o

MT

(6) R

egió

n: C

osta

, Sie

rra

o S

elva

CO

yM d

el E

lem

ento

Página 127 de 154

OSINERGMIN F-309RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN US$

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR :

Titular 1 INVERSION INVERSION ACUMULADAAÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

1 01..1 122 01..2 123 01..3 124 01..4 12

Titular 2 INVERSION INVERSION ACUMULADAAÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

1 01..1 122 01..2 123 01..3 124 01..4 12…

Titular n INVERSION INVERSION ACUMULADAAÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

1 01..1 122 01..2 123 01..3 124 01..4 12

Total SER INVERSION INVERSION ACUMULADAAÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

1 01..1 122 01..2 123 01..3 124 01..4 12

Página 128 de 154


Anexo 5: Formato de Costos de Operación y Mantenimiento

Página 129 de 154

OSINERGMIN F-401RESUMEN DE COYM US$

SISTEMA ELÉCTRICO A REMUNERAR :

Titular 1 COYM COYM ACUMULADOAÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

1 01..1 122 01..2 123 01..3 124 01..4 12

Titular 2 COYM COYM ACUMULADOAÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

1 01..1 122 01..2 123 01..3 124 01..4 12…

Titular n COYM COYM ACUMULADOAÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

1 01..1 122 01..2 123 01..3 124 01..4 12

Total SER COYM COYM ACUMULADOAÑO MES MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL MAT MAT/AT AT AT/MT TOTAL

1 01..1 122 01..2 123 01..3 124 01..4 12

Página 130 de 154


Anexo 6: Formatos de Peajes, Compensaciones y Fórmula de Actualización

Página 131 de 154

OSI

NER

GM

INF-

501

REG

ISTR

OS

MEN

SUA

LES

DE

ENER

GÍA

DEL

AÑ

O R

EPR

ESEN

TATI

VO (M

Wh)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A1

MES

ES R

EPR

ESEN

TATI

VOS

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

En

e.Fe

b.M

arA

brM

ayJu

nJu

lA

goSe

pO

ctN

ovD

ic

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

1M

AT

AT

MT

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

2M

AT

AT

MT …SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

O "

n"M

AT

AT

MT To

tal A

REA

MA

TA

TM

T

Página 132 de 154

OSI

NER

GM

INF-

502

FAC

TOR

ES E

STA

CIO

NA

LES

DE

ENER

GÍA

(p.u

.)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A1

MES

ES R

EPR

ESEN

TATI

VOS

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

En

e.Fe

b.M

arA

brM

ayJu

nJu

lA

goSe

pO

ctN

ovD

ic

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

1M

AT

AT

MT

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

2M

AT

AT

MT …SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

O "

n"M

AT

AT

MT To

tal A

REA

MA

TA

TM

T

Página 133 de 154

OSI

NER

GM

INF-

503

DEM

AN

DA

MEN

SUA

L D

E EN

ERG

ÍA (M

Wh)

AÑ

O: (

)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

1En

ergí

a M

ensu

al (M

Wh)

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

En

e.Fe

b.M

arA

brM

ayJu

nJu

lA

goSe

pO

ctN

ovD

icTO

TAL

AN

UA

L

SIST

EMA

1M

AT

MT

TOTA

L SI

STEM

ASI

STEM

A 2

MA

T

MT

TOTA

L SI

STEM

ASI

STEM

A 3

… … … TOTA

L A

REA

MA

T

MT

TOTA

L

(1) S

e ob

tiene

de

la s

uma

de lo

s va

lore

s de

los

form

atos

F-1

10 y

F-1

16 m

ultip

licad

a po

r los

fact

ores

de

esta

cion

alid

ad d

el fo

rmat

o F-

502

Página 134 de 154

OSI

NER

GM

INF-

504

PER

DID

AS

DE

POTE

NC

IA P

OR

SIS

TEM

AS

(MW

)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

AÑ

O 1

AÑ

O 2

AÑ

O 3

AÑ

O 4

PER

DID

A P

AR

AC

OIN

CID

ENTE

PE

RD

IDA

PA

RA

CO

INC

IDEN

TEPE

RD

IDA

PA

RA

CO

INC

IDEN

TEPE

RD

IDA

PA

RA

CO

INC

IDEN

TESI

STEM

A E

LÉC

TRIC

OTi

po p

érdi

das

PO

T. M

AX

CO

N M

AX.

P

OT.

MA

X C

ON

MA

X.

PO

T. M

AX

CO

N M

AX.

P

OT.

MA

X C

ON

MA

X.

DE

SIST

EMA

SEIN

DE

SIST

EMA

SEIN

DE

SIST

EMA

SEIN

DE

SIST

EMA

SEIN

(1)

(2)

(1)

(2)

(1)

(2)

(1)

(2)

SIST

EMA

1Tr

ansm

isió

n M

AT

Tota

lra

ns

orm

ai

n

Fija

sVa

riabl

esTo

tal

Tran

smis

ión

AT

Tota

lra

ns

orm

ai

n

Fija

sVa

riabl

esTo

tal

SIST

EMA

2Tr

ansm

isió

n M

AT

Tota

lra

ns

orm

ai

n

Fija

sVa

riabl

esTo

tal

Tran

smis

ión

AT

Tota

lra

ns

orm

ai

n

Fija

sVa

riabl

esTo

tal

SIST

EMA

3...

.....

..

TOTA

L A

REA

Tran

smis

ión

MA

TTo

tal

ran

so

rma

in

Fi

jas

Varia

bles

Tota

lTr

ansm

isió

n A

TTo

tal

ran

so

rma

in

Fi

jas

Varia

bles

Tota

l

(1) S

e de

term

ina

con

los

flujo

s co

rres

pond

ient

es a

las

cond

icio

nes

de m

áxim

a de

man

da a

nual

del

sis

tem

a el

éctri

co.

Est

os v

alor

es s

e em

plea

n pa

ra la

det

erm

inac

ión

de la

s pé

rdid

as d

e en

ergí

a m

ensu

ales

.(2

) Se

dete

rmin

a co

n lo

s flu

jos

corr

espo

ndie

ntes

a la

s co

ndic

ione

s de

dem

anda

coi

ncid

ente

con

la m

áxim

a de

man

da

a

nual

del

SE

IN. E

stos

val

ores

se

empl

ean

para

la d

eter

min

ació

n de

los

porc

enta

jes

las

pérd

idas

de

pote

ncia

.

Página 135 de 154

OSI

NER

GM

INF-

505

PER

DID

AS

DE

ENER

GIA

PO

R S

ISTE

MA

(MW

h)A

ÑO

: (

)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

1

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

Tipo

pér

dida

sEn

e.Fe

b.M

arA

brM

ayJu

nJu

lA

goSe

pO

ctN

ovD

icTO

TAL

AN

UA

L

SIST

EMA

1Tr

ansm

isió

n M

AT

Tota

lra

ns

orm

ai

n

Fija

sVa

riabl

esTo

tal

Tran

smis

ión

AT

Tota

lra

ns

orm

ai

n

Fija

sVa

riabl

esTo

tal

SIST

EMA

2Tr

anm

isió

n M

AT

Tota

lra

ns

orm

ai

n

Fija

sVa

riabl

esTo

tal

Tran

smis

ión

AT

Tota

lra

ns

orm

ai

n

Fija

sVa

riabl

esTo

tal

SIST

EMA

3...

.....

..

TOTA

L A

REA

Tran

smis

ión

MA

TTo

tal

ran

so

rma

in

Fi

jas

Varia

bles

Tota

lTr

ansm

isió

n A

TTo

tal

ran

so

rma

in

Fi

jas

Varia

bles

Tota

lN

ota:

Las

pér

dida

s de

ene

rgía

se

calc

ulan

con

los

valo

res

cons

igna

dos

en e

l For

mat

o F-

504,

col

umna

"P

ER

DID

A P

AR

A P

OT.

MA

X D

E S

ISTE

MA

"

Página 136 de 154

OSI

NER

GM

INF-

506

POTE

NC

IAS

RET

IRA

DA

S (M

W)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

1

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

AÑ

O 1

AÑ

O 2

AÑ

O 3

AÑ

O 4

SIST

EMA

1D

e Tr

ansm

isón

MA

T (4

)D

e Tr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

(3)

De

Tran

smis

ión

AT

(2)

De

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT(

1)

SIST

EMA

2D

e Tr

ansm

isón

MA

T D

e Tr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

De

Tran

smis

ión

AT

De

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

SIST

EMA

3...

.

.....

TOTA

L A

REA

De

Tran

smis

ón M

AT

De

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

T

De

Tran

smis

ión

AT

De

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

(1) A

T/M

T :

incl

uye

la d

eman

da M

T(2

) AT

: in

cluy

e la

dem

anda

MT,

las

pérd

idas

en

AT/

MT

y la

dem

anda

AT

(3) M

AT/

AT

: inc

luye

la d

eman

da M

T, la

s pé

rdid

as e

n A

T/M

T,

la d

eman

da A

T, y

las

pérd

idas

en

MA

T/A

T(4

) MA

T

: in

cluy

e la

dem

anda

MT,

las

pérd

idas

en

AT/

MT,

la

dem

anda

AT,

la

s pé

rdid

as e

n M

AT/

AT

y la

dem

anda

MA

T

Página 137 de 154

OSI

NER

GM

INF-

507

RES

UM

EN A

NU

AL

DE

POR

CEN

TAJE

S D

E PE

RD

IDA

S D

E PO

TEN

CIA

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A

ÑO

1A

ÑO

2A

ÑO

3A

ÑO

4SI

STEM

A 1

Tran

smis

ión

MA

Tra

ns

orm

ai

n

Tran

smis

ión

AT

ran

so

rma

in

SIST

EMA

2Tr

anm

isió

n M

AT

ran

so

rma

in

Tran

smis

ión

AT

ran

so

rma

in

SIST

EMA

3...

..

TOTA

L A

REA

Tran

smis

ión

MA

Tra

ns

orm

ai

n

Tran

smis

ión

AT

ran

so

rma

in

(1) C

ocie

nte

de la

s pe

rdid

as c

onsi

gnad

as e

n la

col

umna

"C

OIN

CID

EN

TE C

ON

MA

X. S

EIN

" del

form

ato

F-50

4

ent

re la

s po

tenc

ias

retir

adas

anu

ales

con

sign

adas

en

el fo

rmat

o F-

506

Página 138 de 154

OSI

NER

GM

INF-

508

ENER

GIA

S R

ETIR

AD

AS

(MW

h)

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

1SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

OA

ÑO

1A

ÑO

2A

ÑO

3A

ÑO

4

SIST

EMA

1D

e Tr

ansm

isón

MA

T (4

)D

e Tr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

(3)

De

Tran

smis

ión

AT

(2)

De

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT(

1)

SIST

EMA

2D

e Tr

ansm

isón

MA

T D

e Tr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

De

Tran

smis

ión

AT

De

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

SIST

EMA

3...

.

.....

TOTA

L A

REA

De

Tran

smis

ón M

AT

De

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

T

De

Tran

smis

ión

AT

De

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

(1) A

T/M

T :

incl

uye

la d

eman

da M

T(2

) AT

: in

cluy

e la

dem

anda

MT,

las

pérd

idas

en

AT/

MT

y la

dem

anda

AT

(3) M

AT/

AT

: inc

luye

la d

eman

da M

T, la

s pé

rdid

as e

n A

T/M

T,

la d

eman

da A

T, y

las

pérd

idas

en

MA

T/A

T(4

) MA

T

: in

cluy

e la

dem

anda

MT,

las

pérd

idas

en

AT/

MT,

la

dem

anda

AT,

la

s pé

rdid

as e

n M

AT/

AT

y la

dem

anda

MA

T

Página 139 de 154

OSI

NER

GM

INF-

509

RES

UM

EN A

NU

AL

DE

POR

CEN

TAJE

S D

E PE

RD

IDA

S D

E EN

ERG

IA

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

1

23

4SI

STEM

A 1

Tran

smis

ión

MA

Tra

ns

orm

ai

n

Tran

smis

ión

AT

ran

so

rma

in

SIST

EMA

2Tr

anm

isió

n M

AT

ran

so

rma

in

Tran

smis

ión

AT

ran

so

rma

in

SIST

EMA

3...

..

TOTA

L A

REA

Tran

smis

ión

MA

Tra

ns

orm

ai

n

Tran

smis

ión

AT

ran

so

rma

in

(1) C

ocie

nte

del t

otal

de

las

perd

idas

con

sign

adas

en

el fo

rmat

o F-

505

entre

l

as e

nerg

ías

retir

adas

con

sign

adas

en

el fo

rmat

o F-

508

Página 140 de 154

OSI

NER

GM

INF-

510

FAC

TOR

ES D

E PE

RD

IDA

S M

EDIA

S

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

Fact

ores

Fa

ctor

esIn

divi

dual

es (1

)A

cum

ulad

os (2

)TR

AN

SMIS

IÓN

EN

MA

TFP

MdP

FPM

dETR

AN

SFO

RM

AC

ION

MA

T/A

TFP

MdP

FPM

dETR

AN

SMIS

IÓN

EN

AT

FPM

dPFP

MdE

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N A

T/M

T FPM

dPFP

MdE

(1) S

e co

nsig

na e

l pro

med

io d

e lo

s 4

fact

ores

anu

ales

, pon

dera

dos

con

las

resp

ectiv

as p

oten

cias

y e

nerg

ías

anua

les

retir

adas

(2) L

os fa

ctor

es a

cum

ulad

os s

e de

term

inan

com

o el

pro

duct

o de

los

fact

ores

in

divi

dual

es c

orre

spon

dien

tes

Página 141 de 154

OSI

NER

GM

INF-

511

ING

RES

OS

TAR

IFA

RIO

S M

ENSU

ALE

S PO

R P

OTE

NC

IA U

S$A

ÑO

: (

)

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:1

ELEM

ENTO

S(4)

Titu

lar

Niv

el d

e Te

nsio

n(3)

Rub

roEn

e.Fe

b.M

arA

brM

ayJu

nJu

lA

goSe

pO

ctN

ovD

icTO

TAL

AN

UA

LIZA

DO

(2)

ELEM

ENTO

1Pr

ecio

1(1)

Fluj

o1Pr

ecio

2(1)

Fluj

o2IT

(US$

)EL

EMEN

TO 2

Prec

io1(1

)

Fluj

o1Pr

ecio

2(1)

Fluj

o2IT

(US$

)…

ELEM

ENTO

nPr

ecio

1(1)

Fluj

o1Pr

ecio

2(1)

Fluj

o2IT

(US$

)

Tran

smis

ión

MA

TTi

tula

r1Tr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

TTi

tula

r2Tr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

Tran

smis

ión

AT

TOTA

LES

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

TTi

tula

rnTr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

TTi

tula

r SER

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

TTr

ansm

isió

n A

TTr

ansf

orm

ació

n A

T/M

T

(1) P

reci

o de

pot

enci

a en

bar

ras

1 y

2, a

las

que

se e

ncue

ntra

con

ecta

do e

l Ele

men

to.

(2) S

umat

oria

de

valo

res

de lo

s IT

exp

resa

dos

a fin

de

año

(3) P

arte

s de

l sis

tem

a: M

AT,

MA

T/A

T, A

T o

AT/

MT

(4) N

ombr

e de

Lin

ea o

Tra

nsfo

rmad

or c

onec

tado

dire

acta

men

te a

dos

bar

ras

para

las

cual

es s

e ha

fija

do P

reci

os e

n B

arra

Página 142 de 154

OSI

NER

GM

INF-

512

ING

RES

OS

TAR

IFA

RIO

S M

ENSU

ALE

S PO

R E

NER

GÍA

US$

AÑ

O: (

)SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

O A

REM

UN

ERA

R:

1

ELEM

ENTO

S(4)

Titu

lar

Niv

el d

e Te

nsió

n(3)

Rub

roEn

e.Fe

b.M

arA

brM

ayJu

nJu

lA

goSe

pO

ctN

ovD

icTO

TAL

AN

UA

LIZA

DO

(2)

ELEM

ENTO

1Pr

ecio

1(1)

Fluj

o1Pr

ecio

2(1)

Fluj

o2IT

(US$

)EL

EMEN

TO 2

Prec

io1(1

)

Fluj

o1Pr

ecio

2(1)

Fluj

o2IT

(US$

)EL

EMEN

TO n

.....

.....

Tran

smis

ión

MA

TTi

tula

r1Tr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

TTi

tula

r2Tr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

Tran

smis

ión

AT

TOTA

LES

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

TTi

tula

rnTr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

TTi

tula

r SER

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

TTr

ansm

isió

n A

TTr

ansf

orm

ació

n A

T/M

T

(1) P

reci

o m

edio

de

ener

gía

en b

arra

s 1

y 2

(2) S

umat

oria

de

valo

res

de lo

s IT

exp

resa

dos

a fin

de

año

(3) P

arte

s de

l sis

tem

a: M

AT,

MA

T/A

T, A

T o

AT/

MT

(4) E

lem

ento

con

ecta

do d

ireac

tam

ente

a d

os b

arra

s pa

ra la

s cu

ales

se

ha fi

jado

Pre

cios

en

Bar

ra

Página 143 de 154

OSI

NER

GM

INF-

513

ING

RES

OS

TAR

IFA

RIO

S A

NU

ALI

ZAD

OS

POR

TIT

ULA

R U

S$

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:

AÑ

OS

VP(1

)1

23

45

Tran

smis

ión

MA

T

Titu

lar1

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

T

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

T

Titu

lar2

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

T

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

IT P

OR

PO

TEN

CIA

Tran

smis

ión

MA

T

Titu

larn

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

T

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

T

Titu

lar S

ERTr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

T

Titu

lar1

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

T

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

T

Titu

lar2

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

T

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

IT P

OR

EN

ERG

IATr

ansm

isió

n M

AT

Titu

larn

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

T

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

T

Titu

lar S

ERTr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

T

Titu

lar1

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

T

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

T

Titu

lar2

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

T

Tran

smis

ión

AT

TOTA

LES

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

T

Titu

larn

Tran

sfor

mac

ión

MA

T/A

T

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

Tran

smis

ión

MA

T

Titu

lar S

ERTr

ansf

orm

ació

n M

AT/

AT

Tran

smis

ión

AT

Tran

sfor

mac

ión

AT/

MT

(1) S

umat

oria

del

val

or p

rese

nte

de lo

s 5

años

Página 144 de 154

OSI

NER

GM

INF-

514

CO

STO

S A

NU

ALE

S U

S$

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:

AÑ

OS

VP1

23

45

TITU

LAR

1TR

AN

SPO

RTE

MA

TC

ost

o d

e in

ersi

n C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

to

ta

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N M

AT/

AT

Co

sto

de

iner

sin

C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

to

ta

TRA

NSP

OR

TE A

TC

ost

o d

e in

ersi

n C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

- IT

tota

lTR

AN

SFO

RM

AC

ION

AT/

MT

Co

sto

de

iner

sin

C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

- IT

tota

l

TITU

LAR

2

TRA

NSP

OR

TE M

AT

Co

sto

de

iner

sin

C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

to

ta

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N M

AT/

AT

Co

sto

de

iner

sin

C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

to

ta

TRA

NSP

OR

TE A

TC

ost

o d

e in

ersi

n C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

- IT

tota

lTR

AN

SFO

RM

AC

ION

AT/

MT

Co

sto

de

iner

sin

C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

- IT

tota

l

TOTA

L SE

RTR

AN

SPO

RTE

MA

TC

ost

o d

e in

ersi

n C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

to

ta

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N M

AT/

AT

Co

sto

de

iner

sin

C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

to

ta

TRA

NSP

OR

TE A

TC

ost

o d

e in

ersi

n C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

- IT

tota

lTR

AN

SFO

RM

AC

ION

AT/

MT

Co

sto

de

iner

sin

C

nu

aid

ad d

e C

C Co

sto

ed

io

nu

a C

- IT

tota

lot

a p

ara

los

caso

s de

inst

alac

ione

s as

ina

das

a lo

s G

ener

ador

es la

fila

cor

resp

ondi

ente

al I

T n

o ap

lica

Página 145 de 154

OSI

NER

GM

INF-

515

PEA

JE (P

U) P

OR

NIV

EL D

E TE

NSI

ÓN

AR

EA D

E D

EMA

ND

A:

TITU

LAR

1VP

CI

VP C

OyM

-VP

ITPE

AJE

AN

UA

LVP

EN

ERG

IAPU

PU A

CU

MU

L.M

il S/

.M

il S/

Mil

S/M

il S/

MW

hct

msS

/./kW

hct

msS

/./kW

hTr

ansp

orte

MA

T

ran

so

rma

in

Tran

spor

te A

T

ran

so

rma

in

TITU

LAR

2VP

CI

VP C

OyM

-VP

ITPE

AJE

AN

UA

LVP

EN

ERG

IAPU

PU A

CU

MU

L.M

il S/

.M

il S/

Mil

S/M

il S/

MW

hct

msS

/./kW

hct

msS

/./kW

hTr

ansp

orte

MA

Tra

ns

orm

ai

n

Tran

spor

te A

Tra

ns

orm

ai

n

TITU

LAR

NVP

CI

VP C

OyM

-VP

ITPE

AJE

AN

UA

LVP

EN

ERG

IAPU

PU A

CU

MU

L.M

il S/

.M

il S/

Mil

S/M

il S/

MW

hct

msS

/./kW

hct

msS

/./kW

hTr

ansp

orte

MA

Tra

ns

orm

ai

n

Tran

spor

te A

Tra

ns

orm

ai

n

TOTA

L A

REA

VP C

IVP

CO

yM-V

P IT

PEA

JE A

NU

AL

VP E

NER

GIA

PUPU

AC

UM

UL.

Mil

S/.

Mil

S/M

il S/

Mil

S/M

Wh

ctm

sS/./

kWh

ctm

sS/./

kWh

Tran

spor

te M

AT

ran

so

rma

in

Tran

spor

te A

Tra

ns

orm

ai

n

Not

a: L

os v

alor

es d

e V

P E

nerg

ía s

on lo

s m

ism

os e

n ca

da n

ivel

de

tens

ión

Tipo

de

Cam

bio:

S

/. / U

S$

Página 146 de 154

OSI

NER

GM

INF-

516

CO

MPE

NSA

CIÓ

N M

ENSU

AL

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:Ti

po d

e C

ambi

o:

S/.

/ US$

TITU

LAR

INST

ALA

CIO

NC

IaC

IC

OyM

CM

AC

MC

MM

il U

S$M

il U

S$M

il U

S$M

il U

S$U

S$N

uevo

s so

les

ota

Página 147 de 154

OSI

NER

GM

INF-

517

ASI

GN

AC

IÓN

DE

CO

MPE

NSA

CIÓ

N M

ENSU

AL

SIST

EMA

ELÉ

CTR

ICO

A R

EMU

NER

AR

:

TITU

LAR

INST

ALA

CIÓ

NR

ESPO

NSA

BLE

S D

EPo

rcen

taje

de

Com

pens

ació

n

PAG

OPa

goN

uevo

s so

les

ota

Página 148 de 154

OSI

NER

GM

INF-

518

FAC

TOR

ES D

E A

CTU

ALI

ZAC

ION

CO

STO

S D

E PR

OC

EDEN

CIA

NA

CIO

NA

L (M

iles

US$

)SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

O A

REM

UN

ERA

R

AÑ

OS

SSTD

VP1

23

45

TRA

NSP

OR

TE M

AT

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N M

AT/

AT

TRA

NSP

OR

TE A

TTR

AN

SFO

RM

AC

ION

AT/

MT

AÑ

OS

Otr

os ti

pos

de S

iste

mas

VP1

23

45

TRA

NSP

OR

TE M

AT

nu

aid

ad d

e C

C

ota

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N M

AT/

AT

nu

aid

ad d

e C

C

ota

TRA

NSP

OR

TE A

Tn

ua

idad

de

C

C

ota

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N A

T/M

Tn

ua

idad

de

C

C

ota

Página 149 de 154

OSI

NER

GM

INF-

519

FAC

TOR

ES D

E A

CTU

ALI

ZAC

ION

CO

STO

S D

E PR

OC

EDEN

CIA

NA

CIO

NA

L (M

iles

US$

)SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

O A

REM

UN

ERA

R

AÑ

OS

SSTD

VP1

23

45

TRA

NSP

OR

TE M

AT

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N M

AT/

AT

TRA

NSP

OR

TE A

TTR

AN

SFO

RM

AC

ION

AT/

MT

AÑ

OS

Otr

os ti

pos

de S

iste

mas

VP1

23

45

TRA

NSP

OR

TE M

AT

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N M

AT/

AT

TRA

NSP

OR

TE A

TTR

AN

SFO

RM

AC

ION

AT/

MT

Página 150 de 154

OSI

NER

GM

INF-

520

FAC

TOR

ES D

E A

CTU

ALI

ZAC

ION

CO

STO

S D

E PR

OC

EDEN

CIA

NA

CIO

NA

L (M

iles

US$

)SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

O A

REM

UN

ERA

R

AÑ

OS

SSTD

VP1

23

45

TRA

NSP

OR

TE M

AT

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N M

AT/

AT

TRA

NSP

OR

TE A

TTR

AN

SFO

RM

AC

ION

AT/

MT

AÑ

OS

Otr

os ti

pos

de S

iste

mas

VP1

23

45

TRA

NSP

OR

TE M

AT

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N M

AT/

AT

TRA

NSP

OR

TE A

TTR

AN

SFO

RM

AC

ION

AT/

MT

Página 151 de 154

OSI

NER

GM

INF-

521

FAC

TOR

ES D

E A

CTU

ALI

ZAC

ION

CO

STO

S D

E PR

OC

EDEN

CIA

NA

CIO

NA

L (M

iles

US$

)SI

STEM

A E

LÉC

TRIC

O A

REM

UN

ERA

R

AÑ

OS

SSTD

VP1

23

45

TRA

NSP

OR

TE M

AT

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N M

AT/

AT

TRA

NSP

OR

TE A

TTR

AN

SFO

RM

AC

ION

AT/

MT

AÑ

OS

Otr

os ti

pos

de S

iste

mas

VP1

23

45

TRA

NSP

OR

TE M

AT

TRA

NSF

OR

MA

CIO

N M

AT/

AT

TRA

NSP

OR

TE A

TTR

AN

SFO

RM

AC

ION

AT/

MT

Página 152 de 154

OSI

NER

GM

INF-

522

FAC

TOR

ES D

E A

CTU

ALI

ZAC

ION

DE

LOS

CM

A Y

PEA

JES

Sist

ema

Eléc

tric

o a

Rem

uner

ar:

SSTD

VALO

R P

RES

ENTE

Part

esPr

oced

enci

aPr

oced

enci

aA

lum

inio

Cob

reEx

tran

jera

Nac

iona

lTo

tal

Mil

S/.

Mil

S/.

Mil

S/.

Mil

S/.

Mil

S/.

Tran

spor

te M

AT

ran

so

rma

in

Tran

spor

te A

Tra

ns

orm

ai

n

TOTA

LC

OEF

ICIE

NTE

SPa

rtes

Proc

eden

cia

Proc

eden

cia

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Tota

lTr

ansp

orte

MA

T1.

00

ra

ns

orm

ai

n

1.00

Tran

spor

te A

T1.

00

ra

ns

orm

ai

n

1.00

TOTA

L1.

00

OTR

OS

TIPO

S D

E SI

STEM

AS

VALO

R P

RES

ENTE

Part

esPr

oced

enci

aPr

oced

enci

aA

lum

inio

Cob

reEx

tran

jera

Nac

iona

lTo

tal

Mil

S/.

Mil

S/.

Mil

S/.

Mil

S/.

Mil

S/.

Tran

spor

te M

AT

ran

so

rma

in

Tran

spor

te A

Tra

ns

orm

ai

n

TOTA

LC

OEF

ICIE

NTE

SPa

rtes

Proc

eden

cia

Proc

eden

cia

Alu

min

ioC

obre

Extr

anje

raN

acio

nal

Tota

lTr

ansp

orte

MA

T1.

00

ra

ns

orm

ai

n

1.00

Tran

spor

te A

T1.

00

ra

ns

orm

ai

n

1.00

TOTA

L1.

00

Página 153 de 154

OSI

NER

GM

INF-

523

FAC

TOR

ES D

E A

CTU

ALI

ZAC

ION

DE

LAS

CO

MPE

NSA

CIO

NES

Sist

ema

Eléc

tric

o a

Rem

uner

ar:

VALO

R P

RES

ENTE

INST

ALA

CIÓ

NPr

oced

enci

aPr

oced

enci

a A

lum

inio

Cob

reEx

tran

jera

Nac

iona

lTO

TAL

Mil

S/.

Mil

S/.

Mil

S/.

Mil

S/.

Mil

S/.

TOTA

L

CO

EFIC

IEN

TES

INST

ALA

CIÓ

NPr

oced

enci

aPr

oced

enci

aA

lum

inio

Cob

reEx

tran

jera

Nac

iona

lTO

TAL 1.

00

1.00

1.

00

1.00

TOTA

L1.

00

Página 154 de 154

norma “tarifas y compensaciones para sistemas secundarios ... · organismo supervisor de la...

Documents