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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe Nº 111-2016-GART

Informe de Sustento de la Propuesta de Modificación de la

Norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad

de Pagos de los SST y SCT”

Lima, febrero de 2016

Osinergmin Informe Nº 111-2016-GART

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Resumen Ejecutivo

De acuerdo con el contenido del literal e) del artículo 139° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM, corresponde a Osinergmin definir la asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda; así como, la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos.

Osinergmin, mediante Resolución N° 217-2013-OS/CD aprobó la Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (en adelante “Norma Tarifas”), en la cual se establecen 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 (en adelante “SST”) y Sistemas Complementarios de Transmisión (en adelante “SCT”).

En concordancia con lo establecido en la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica” (en adelante “Ley 28832”), el numeral 14.2.1.a. de la Norma Tarifas señala que, para el caso de las instalaciones del SST existentes a la fecha de entrada en vigencia de Ley 28832, la proporción de pago entre la demanda y la generación, y el criterio de su distribución al interior del conjunto de la demanda y de la generación serán los mismos que se encuentren vigentes a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley.

Por otra parte, el numeral 14.3.3 de la Norma Tarifas dispone que para el caso de las instalaciones del SCT vinculadas al Plan de Transmisión, Plan de Inversiones y/o libre negociación, no incluidos en los numerales 14.3.1 y 14.3.2 de dicha norma, 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 Osinergmin.

Conforme a lo expuesto, mediante Resolución N° 383-2008-OS/CD se aprobó la Norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT” (en adelante “Norma Asignación de Responsabilidad”), estableciendo los criterios y metodología para la asignación de la responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, de acuerdo al marco legal vigente; así como, la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, correspondiente a los SST y SCT.

Para la asignación de responsabilidad de pago de los SST y SCT durante los procesos de regulación de peajes y compensaciones de los SST y SCT correspondiente a los años 2009 y 2013, Osinergmin ha venido aplicando la Norma Asignación de Responsabilidad, habiéndose recibido comentarios,


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recursos de reconsideración y demandas judiciales recurrentes de las empresas de generación eléctrica.

En consecuencia, ante la necesidad de efectuar ciertas precisiones en las definiciones establecidas, se efectuó la revisión de los criterios adoptados por Osinergmin, así como de los aspectos controvertidos identificados por los interesados durante los procesos de regulación de peajes y compensaciones de los SST y SCT correspondientes a los años 2009 y 2013, y se evaluó la experiencia internacional con la finalidad de recibir sus comentarios a la Norma.

Al respecto, de la revisión de la experiencia internacional, se puede concluir que si bien existe unanimidad en cuanto a que el principio básico de asignación es el de “paga quien se beneficia”, lo cual es consistente además con la teoría económica básica, debido a la dificultad para evaluar todos los beneficios directos e indirectos que puede brindar una red eléctrica adecuada1 (p.e. ahorros de costos de producción, acceso a fuentes alternativas de energía, confiabilidad de suministro, mejora del medio ambiente, etc.), no existe uniformidad en cuanto a las metodologías utilizadas para identificar a los beneficiarios por lo que se suele recurrir a cuatro formas básicas de asignación: i) por energía, ii) por potencia, iii) por flujos de potencia, y iv) por medidas monetarias.

En ese sentido, la asignación de los costos entre la generación y la demanda, y al interior de cada una de estas categorías, ha sido resuelta generalmente de acuerdo a los intereses que persigue cada Estado en materia de política energética. Por ejemplo, en Europa se ha dispuesto mediante norma supranacional que los generadores no paguen más del equivalente de entre el 2% y 38% el costo de transmisión2; en Estados Unidos por decisión de los operadores de mercado se asigna el 100% a la demanda; mientras que en Chile por Ley se asigna el 80% a los generadores.

De la revisión del marco legal peruano, de las entrevistas efectuadas, y de la experiencia en la aplicación de la Norma Asignación de Responsabilidad en los procesos regulatorios 2009 – 2013 y 2013 – 2017, se concluye que, si bien en general se aplican los principios básicos aceptados internacionalmente, esta norma genera controversia principalmente en cuanto a las compensaciones que asigna a los generadores por el criterio de uso, debido a que mezcla dos metodologías (con supuestos de base muy distintos) lo que genera confusión y sensación de asignaciones inconsistentes3 y poco estables o predecibles. Asimismo, en el caso de las asignaciones por beneficio económico, se recurre a una mezcla de métodos de medidas monetarias con asignación por energía basada en la identificación de generadores aguas arriba mediante flujos de potencia, lo que igualmente puede resultar confuso

Al respecto, dado que, en ambos casos, finalmente buena parte de la asignación de costos se da mediante la identificación de usuarios aguas

1 Nos referimos en este caso a lo que sería la parte de la red eléctrica de uso común. En vista que en aquellos casos de elementos de transmisión de conexión de generadores o de demandas, el beneficio se acepta que es solo de quien se interconecta; con una variante en cuanto a si estos costos asignados directamente a un agente en concreto deben o no incluir los costos de los refuerzos que su conexión al sistema genere en la red eléctrica de uso común.

2 La decisión del porcentaje es individual de cada país miembro. No existe un valor único ni metodología de asignación única a nivel comunitario.

3 Al respecto, los entrevistados han manifestado que particularmente les sorprende que al momento de decidir qué generadores usan la instalación pueda ocurrir que alguno se incorpore por hacer uso del 1% de una línea, pero que al momento de calcular el monto a pagar, resulte que se debe pagar por mucho más del 1% del costo.


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arriba, y que estos pueden variar ante cada pedido de revisión efectuado por los propios Generadores, y traer consigo importantes reasignaciones monetarias, no se ayuda a dotar de estabilidad a las compensaciones asignadas,

Finalmente, y con la finalidad de mejorar la predictibilidad de las compensaciones a asignarse, se recomienda que se precise que hacia el futuro todas las compensaciones asignadas a los generadores eléctricos se efectúen mediante el criterio de uso, dejando el criterio de beneficio económico únicamente como elemento para decidir la distribución de pago entre la generación y la demanda. En ese sentido, sí se recomienda efectuar algunas modificaciones a la Norma.

Sobre el particular, y como resultado de la evaluación integral de la Norma, en el presente informe se ha elaborado una propuesta de modificación que abarca los siguientes temas: a) Eliminar el concepto de Generador Relevante, b) Reducción de volatilidad por liquidación anual de compensaciones, c) Eliminar el concepto de beneficio por confiabilidad, d) Eliminar el ingreso tarifario del beneficio económico, y e) Precisar el método futuro de asignación de compensaciones para generadores.


Prepublicación de Modificación de la Norma Procedimiento de Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT

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INDICE

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 2

1.1. ANTECEDENTES ................................................................................................................ 2 1.2. PUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE NORMA ........................................................................ 3

2. PROPUESTA DE MODIFICACIÓN ..................................................................................... 4

3. OBJETIVO, ALCANCE, BASE LEGAL Y DEFINICIONES ............................................. 5

3.1. REFERENTE AL OBJETIVO ................................................................................................. 5 3.2. REFERENTE AL ALCANCE ................................................................................................. 5 3.3. REFERENTE A LA BASE LEGAL ......................................................................................... 6 3.4. INCORPORACIÓN Y ELIMINACIÓN DE DEFINICIONES DEL ARTÍCULO 4° ............................ 7

4. CRITERIOS GENERALES PARA LA REPARTICIÓN DE RESPONSABILIDAD DE

PAGO ....................................................................................................................................... 10

4.1. MODIFICACIÓN INTEGRAL DEL ARTÍCULO 5° ................................................................. 10

5. ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD DE PAGO ENTRE USUARIOS Y

GENERADORES POR EL CRITERIO DE BENEFICIOS ............................................... 12

5.1. PRECISIONES EN EL ARTÍCULO 7° ................................................................................... 13

6. REPARTO DE LA ASIGNACIÓN DE PAGOS ENTRE GENERADORES POR EL

CRITERIO DE BENEFICIOS .............................................................................................. 14

6.1. PRECISIONES EN EL ARTÍCULO 8° ................................................................................... 14 6.2. PRECISIONES EN EL ARTÍCULO 10° ................................................................................. 14

7. REPARTO DE LA ASIGNACIÓN DE PAGOS ENTRE GENERADORES POR EL

CRITERIO DE USO............................................................................................................... 16

7.1. CONSIDERACIONES GENERALES ..................................................................................... 16 7.2. SOBRE LA METODOLOGÍA DE REPARTO DEL CMAG ENTRE LOS GENERADORES POR EL

CRITERIO DE USO ........................................................................................................... 16 7.3. MODIFICACIÓN DEL NUMERAL 12.4 Y ELIMINACIÓN DEL NUMERAL 12.5 ....................... 17

8. PLAZOS, MEDIOS Y FORMATOS .................................................................................... 19

8.1. MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 13° ................................................................................ 19

9. RECOMENDACIONES ......................................................................................................... 21

10. NORMA ASIGNACIÓN DE RESPONSABILIDAD MODIFICADA ............................... 22



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1. Introducción

1.1. Antecedentes El 23 de julio del 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 entrada en 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 entrada en vigencia de la misma, son calificadas como tales por la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Osinergmin, mediante Resolución N° 217-2013-OS/CD, publicada el 31 de octubre de 2013, aprobó una nueva versión de la Norma Tarifas, en la cual se dispuso que, transitoriamente, las solicitudes de revisión de la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos por las instalaciones tipo generación o generación/demanda, recibidas antes del 15 de noviembre de cada año, serán procesadas siguiendo el cronograma del siguiente Procedimiento de Fijación de Precios en Barra, teniendo en cuenta la fecha real en que se incorpora una nueva planta de generación o se produce un cambio en la topología de la red de transmisión, que amerite dicha revisión, hasta que no se precise en la norma que corresponda.

Asimismo, a consecuencia de los últimos procesos de Fijación de Peajes y Compensaciones para los Sistemas Secundarios y Complementarios, se han generado diversos cuestionamientos por parte de los agentes al momento que Osinergmin define el método a emplearse para el reparto para la asignación de pagos entre generadores, cuestionándose también el impacto exagerado en los pagos por compensaciones que fueron asignadas entre los generadores a futuro, así como que se asignen pagos a aquellas centrales de generación que harán uso de las instalaciones de transmisión incluso sin haber entrado en operación comercial.



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En consecuencia, ante la necesidad de efectuar ciertas precisiones en las definiciones establecidas y establecer el período de revisión y/o actualización de la Asignación de Responsabilidad de Pago, como resultado de haber recogido las experiencias obtenidas en la aplicación de la Norma, es conveniente la adecuación de la misma.

En ese sentido, al tratarse de la modificación de una norma vigente; corresponde, en aplicación del Artículo 14° del Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N° 001-2009-JUS, y en concordancia con lo señalado en el Artículo 25° del Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, publicar en el diario oficial El Peruano y en el portal de internet de Osinergmin el Proyecto de Resolución que modifica la norma “Procedimiento para la Asignación de Responsabilidad de Pago de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” (en adelante “Norma Asignación de Responsabilidad”), a fin de recibir los comentarios y opiniones a que hubiere lugar, y que estos sean analizados por Osinergmin.

1.2. Publicación del Proyecto de Norma De conformidad con lo dispuesto por el Artículo 25° del Reglamento General del Osinergmin4, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, constituye requisito para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte el regulador, en cumplimiento de sus funciones, que sus respectivos proyectos hayan sido prepublicados en el diario oficial El Peruano, con el fin de recibir las sugerencias o comentarios de los interesados, los mismos que no tendrán carácter vinculante ni darán lugar a procedimiento administrativo.

Tal como se dispone en dicho artículo, la prepublicación debe contener el texto de la Norma, una exposición de motivos y el plazo dentro del cual se recibirán los comentarios escritos de los interesados.

4 Artículo 25º. – Transparencia en el Ejercicio de la Función Normativa-

Constituye requisito para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte OSINERG, dentro de su ámbito de competencia, que sus respectivos proyectos hayan sido prepublicados en el Diario Oficial El Peruano, con el fin de recibir los comentarios de los interesados, los mismos que no tendrán carácter vinculante ni darán lugar al inicio de un procedimiento administrativo. La mencionada publicación deberá contener lo siguiente:

a. El texto del reglamento o norma que se propone expedir.

b. Una exposición de motivos.

c. El plazo dentro del cual se recibirán los comentarios y sugerencias por escrito al mismo y, de considerarlo necesario, la fecha en la que realizará la audiencia pública en la que se recibirán los comentarios verbales de los participantes. El plazo para la recepción de comentarios y la respectiva audiencia, cuando corresponda, no podrá ser menos de quince (15) días calendario, contados desde la fecha de publicación de la convocatoria.

Se exceptúa de la presente norma los reglamentos considerados de urgencia, los que deberán, en cada caso, expresar las razones en que se funda la excepción. Asimismo, se excluye de esta obligación las decisiones relacionadas con la fijación de tarifas de energía sujetas a procedimientos especiales, de acuerdo a la normatividad vigente.



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2. Propuesta de Modificación

Si bien la Norma Norma Asignación de Responsabilidad aplica los principios básicos aceptados internacionalmente, en los últimos procesos regulatorios se ha generado controversia principalmente en cuanto a las compensaciones que se asignan a los generadores por el criterio de uso, debido a que se mezclan dos metodologías (con supuestos de base muy distintos), lo que genera confusión y sensación de asignaciones inconsistentes y poco estables o predecibles.

Situación similar se observa ocurre en el caso de la aplicación del criterio de “beneficio económico”, para cuya aplicación de hace uso de tres metodologías (medida monetaria, identificación de otros beneficiarios mediante flujos de potencia – aguas arriba –, y distribución por energía generada) En ese sentido, en la presente sección se presenta el análisis y propuesta de mejora de aquellos aspectos de la Norma que, como resultado de la revisión y experiencia acumulada en su aplicación, se considera apropiado modificar o incorporar.

Para ello, se han considerado los siguientes aspectos a revisar:

Objetivo, Alcance, Base Legal y Definiciones

Criterios Generales para la repartición de Responsabilidad de Pago.

Asignación de Responsabilidad de Pago entre Usuarios y Generadores por el Criterio de Beneficios.

Reparto de la Asignación de Pagos entre Generadores por el Criterio de Beneficios.

Reparto de la Asignación de Pagos entre Generadores por el Criterio de Uso.

Plazos, Medios y Formatos.



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3. Objetivo, Alcance, Base Legal y Definiciones

En esta sección se propone precisar los aspectos básicos relacionados con el objetivo, alcance, base legal y algunas definiciones de la Norma Asignación de Responsabilidad.

3.1. Referente al Objetivo En el “Artículo 1°.- Objetivo”, se considera conveniente incorporar el artículo 62° de la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”), haciéndose hincapié sobre qué tipo de instalaciones de transmisión a remunerar tiene alcance la presente Norma. La modificación se describe a continuación:

Artículo 1º.- Objetivo

Establecer el procedimiento y método para asignar la responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores de los SST y SCT calificados como casos excepcionales, de conformidad con el literal c) del Artículo 62° de la Ley de Concesiones Eléctricas; así como, la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos.

3.2. Referente al Alcance En el “Artículo 2°.- Alcance”, se hace similar precisión a la que se propone en el Artículo 1°, pero adicionalmente se extiende el alcance de la Norma a los SCT de Libre Negociación en caso un tercero se conecte a dicha instalación, en concordancia con lo señalado en el numeral 14.3.3 de la Norma Tarifas:

Artículo 2°.- Alcance

2.1. El presente procedimiento será aplicable a los SST y SCT calificados como casos excepcionales, de conformidad con el



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literal c) del Artículo 62° de la Ley de Concesiones Eléctrica y que aún no haya sido asignada la responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores, toda vez que:

(i) Según la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832, cada instalación de transmisión existente a la fecha de entrada en vigencia de dicha Ley se pagará por Usuarios y Generadores en la misma proporción en que se venía pagando y se mantendrá invariable y permanente mientras dichas instalaciones formen parte del Sistema Económicamente Adaptado.

(ii) De acuerdo con el numeral VI) del literal e) del Reglamento de la LCE, la asignación de la responsabilidad de pago entre la demanda y la generación se determina por única vez.

2.2. El presente procedimiento será aplicable a todos los SST y SCT, para efectos de definir el procedimiento de distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos.

2.3. Así mismo, se incluye a las instalaciones del tipo ST059 en tanto sus contratos los permitan.

2.4. En los casos de SCTLN, este procedimiento se aplica cuando se conecte un tercero.

3.3. Referente a la Base Legal Posterior al cuarto párrafo del “Artículo 3°.- Base Legal”, resulta conveniente añadir como referencia la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” en donde se establecen los procedimientos para fijación de precios regulados en las actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad, por lo que se propone incluir el siguiente texto:

“(…)

- Texto Único Ordenado y Concordado de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 080-2012-OS/CD.

(…)”

Asimismo, el párrafo quinto se refiere a una norma que no está vigente actualmente; por la razón señalada, se propone modificar el referido párrafo a fin de que la Norma considere la normativa vigente, lo cual se denota según el siguiente texto:

“(…)



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- Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobada con Resolución Nº 217-2013-OS/CD, en adelante “Norma Tarifas”.

(…)”

3.4. Incorporación y Eliminación de Definiciones del Artículo 4°

En el “Artículo 4°.- Definiciones”, es necesario eliminar algunas definiciones existentes y establecer una nueva definición, a fin de precisar conceptos que se deberá tomar en cuenta para la Asignación de Responsabilidad de Pago:

En primer lugar, se propone eliminar los conceptos de “Beneficio por confiabilidad” y “Aguas Arriba”:

El uso del concepto de beneficio económico por confiabilidad se generó como consecuencia de pretender conciliar los beneficios monetarios estimados con los costos de transmisión eléctrica. El problema es que al hacer ello, se introducen dos efectos que no ayudan en la facilidad de entendimiento de la metodología:

1. Se genera una percepción de incoherencia, pues por un lado se dice que hay un conjunto de agentes que claramente derivan beneficios monetarios, pero se incluye luego a otros agentes como beneficiarios en función de su producción/demanda y su ubicación “aguas arriba” respecto del elemento de transmisión. Reconociéndose inclusive que estos pueden ser completamente distintos.

Este supuesto de beneficio por confiabilidad tiene como presupuesto que todos los usuarios valoran por igual la confiabilidad que brinda la red, lo cual como es sabido difícilmente será el caso y por ello puede resultar cuestionable.

2. La definición de “aguas arriba” utilizada para incluir el beneficio por confiabilidad si bien puede ser razonable para efecto de la generación, carece de sentido para la demanda, en cuyo caso debiera utilizarse una definición de “aguas abajo”. Asimismo, aun cuando se corrigiese este aspecto, se ha identificado que el uso en la definición de conceptos como “parte preponderante del SEIN” o “Elemento particular” que no están claramente explicados, ocasionará múltiples conflictos al momento de su aplicación (a pesar que en el Informe N° 0244-2008-GART, que sustentó la Norma, deja entrever que se trataría de hacer uso del método de rastreo de Janusz Bialek).

Igualmente, si se acepta que la parte asignada por confiabilidad, en el caso de las compensaciones que paguen los generadores eléctricos por “beneficio económico”, se deriva de efectuar un “rastreo”, se cae nuevamente en la misma volatilidad que viene ocasionando el uso del concepto de Generador Relevante.

Al respecto, y por consistencia con la definición de beneficios económicos contenida en el Artículo 24.1 del Reglamento de Transmisión, se



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recomienda eliminar, del Título III y del Título IV, el denominado beneficio por confiabilidad y disponer que únicamente se considere los beneficios económicos obtenidos como:

• Los beneficios para los Generadores, que corresponden al incremento de ingresos netos por venta a costos marginales.

• Los beneficios para los Usuarios, que corresponden a la disminución de pagos por el consumo valorizado a costos marginales.

.

En segundo lugar, se propone eliminar el concepto de “Generador Relevante”:

Debido a la mezcla de dos formas de medida de “uso” que se sustentan en criterios completamente diferentes, se ha venido ocasionando la percepción de inconsistencias que vienen generando cuestionamientos de parte de los generadores eléctricos, puesto que puede darse el caso de un generador que se determine como relevante con un uso de 1% de una línea y que luego, mediante la medida de uso de energía generada-distancia eléctrica, se calcule un uso mucho mayor con el consecuente impacto económico; lo contrario también ocurre.

Al respecto, conforme se ha podido observar de la revisión de los informes que sustentaron la aprobación de la Norma Asignación de Responsabilidad, debido a la alta volatilidad que ocasionaba el método de rastreo de Janusz Bialek o Factores de Distribución Topológicos (FDT), éste fue descartado en favor del método de energía-distancia eléctrica.

Ello se verifica a partir del siguiente cuadro utilizado en su oportunidad para valorar diferentes alternativas para asignar compensaciones en función del uso de la red de transmisión.

Cuadro N° 3.1

Comparación de Métodos de Asignación por Uso

Criterio de Evaluación

Actual FDT GWh/km MW/km GWh/ohmios

Igualitario no sí no sí

Cubrir costos sí sí sí sí

Señales económicas

no parciales parciales parciales

Previsible, estable

no sí mejor que

FDT, inferior a GWh/km

sí

Marco legal no sí sí sí

Transparente no sí sí sí

Práctico no sí sí sí

Razonable no sí sí Si

Real no sí sí mejor que GWh/km

Minimizar métodos

sí sí sí sí



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La experiencia ha mostrado que los beneficios del método energía-distancia eléctrica no se han logrado como se esperaba al haber introducido nuevamente el método FDT a través del concepto del Generador Relevante; más aún cuando por teoría básica de circuitos eléctricos el flujo de potencia a través de cualquier línea de transmisión se obtiene como la suma de los flujos que individualmente cada generador ocasiona (principio de superposición), lo que a su vez es consistente con la eliminación de exoneración por flujo preponderante que antes existía en la LCE (antiguo Artículo 62°) previo a la expedición de la Ley 28832. De modo que todos los flujos aportantes generan obligación de pago de compensaciones de parte de los generadores eléctricos, siendo innecesario el mantener el concepto de Generador Relevante y su aplicación en el Título IV de la Norma.

Finalmente, es necesario incluir la nueva definición: “Elemento”, para vincularlo con la Norma Tarifas y evitar confusión:

4.18 Elemento: Conforme a lo definido en la Norma Tarifas.



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4. Criterios Generales para la repartición de Responsabilidad de Pago

En esta sección se propone precisar algunos aspectos que son necesarios para la elaboración de las propuestas de los agentes para las próximas fijaciones tarifarias, como por ejemplo: el método a emplearse (uso o beneficio) para aquellos SST cuya responsabilidad de pago fue asignada antes de la vigencia de la Ley 28832.

Asimismo, con la finalidad de concordar los criterios establecidos en el Artículo 14° de la Norma Tarifas, se deben precisar los criterios a seguir para determinar el reparto de la asignación de pago para instalaciones tipo SCTPI, SSTG y SSTGD.

4.1. Modificación integral del Artículo 5° Por las razones expuestas en la parte introductoria de esta sección del informe, las modificaciones a la Norma Asignación de Responsabilidad se denotan a continuación:

Artículo 5º.- Criterios Generales

5.1. La asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, y la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, para el caso de los SST prexistentes a la Ley 28832, ha sido estabilizada por la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley.

5.2. El criterio de uso y/o beneficios económicos, utilizados para determinar la asignación de responsabilidad de pago al interior del conjunto de la demanda o de la generación, en el caso de los SST a que se refiere el numeral precedente, ha sido



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estabilizada por la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley.

5.3. Las tarifas y compensaciones de los SCT se rigen considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión, de acuerdo con lo dispuesto por la Ley.

5.4. Los SCTPI son asignados 100% a los usuarios. La responsabilidad de pago de las demás instalaciones del SCT se determina por única vez. La responsabilidad de pago entre la generación y la demanda se asignará utilizando el criterio de beneficio económico, de acuerdo con el Título III.

5.5. La distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se revisará en cada fijación tarifaria o a solicitud de los interesados, de acuerdo con lo establecido en la Norma Tarifas.

5.6. Para la asignación de la responsabilidad de pago de las nuevas instalaciones de transmisión que de acuerdo con los Contratos de Concesión vigentes reciban la calificación de SST, que no sean de uso exclusivo de la demanda o de la generación, se utilizará el criterio de beneficio establecido en el Título III.

5.7. Para el reparto entre generadores, de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se aplicarán los siguientes criterios:

5.7.1. Los SST cuya responsabilidad de pago fue asignada a la generación antes de la vigencia de la Ley, mediante el criterio de beneficio económico, se regulará de acuerdo con lo establecido en el TITULO IV del presente procedimiento.

5.7.2. Los SST cuya responsabilidad de pago fue asignada a la generación antes de la vigencia de la Ley, mediante el criterio de uso, se regulará de acuerdo con lo establecido en el TITULO V del presente procedimiento.

5.7.3. Los SCT se asignarán por el criterio de uso de acuerdo con lo establecido en el TITULO IV del presente procedimiento.

5.7.4. Para los nuevos sistemas de trasmisión que de acuerdo con los Contratos de Concesión vigentes reciban la calificación de SST, se utilizará el criterio de Uso en el TITULO V del presente procedimiento.



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5. Asignación de Responsabilidad de Pago entre Usuarios y Generadores por el Criterio de Beneficios

En esta sección se propone eliminar el Ingreso Tarifario del cálculo de los Beneficios Económicos de la Demanda.

Al respecto, debido a que en el Perú se aplica un sistema de precios nodales, si bien la demanda actualmente no necesariamente compra directamente del mercado mayorista con estos precios, sí lo hace a través de contratos de suministro cuyos precios reflejan los precios nodales5. En este sentido, aun cuando la variación de los Ingresos Tarifarios afecta el costo de suministro del usuario consumidor a través de la variación del peaje por transmisión que pagan, su inclusión resulta poco acertada puesto que además que dicho peaje incluirá también el correspondiente al elemento analizado es de notar que finalmente el usuario asumirá el total del peaje de transmisión, por lo que su efecto neto real es nulo, y en razón de ello, no corresponde su inclusión en el cálculo de beneficios económicos. Esto además es consistente con lo dispuesto en el Artículo 24.1 del Reglamento de Transmisión, que, si bien no está directamente orientado a los SCT y SST, sí determina una medida monetaria que no tiene ninguna razón para diferenciarse entre sistemas garantizados de los otros tipos de sistemas de transmisión.

5 Esto resulta aún más claro en el caso de la Tercera Disposición Complementaria del Reglamento de

Licitaciones del Suministro de Electricidad, que dispone trasladar las diferencias de precios nodales a los contratos suscritos mediante Licitaciones efectuadas al amparo de la Ley N° 28832.



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Respecto de la eliminación de la aplicación de beneficios económicos por confiabilidad, las razones de la propuesta de eliminación son las mismas que las expuestas en el apartado precedente.

5.1. Precisiones en el Artículo 7° Se propone la siguiente redacción y enumeración de párrafos, según los siguientes textos:

“Artículo 7°.- Asignación de Responsabilidad de Pago entre Usuarios y Generadores

La asignación de responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores, se hace en proporción a los beneficios económicos por precios marginales-energía y por mejoras de confiabilidad de los Usuarios y de los Generadores6, los cuales se calculan conforme a lo siguiente:

(…)

7.2 Se obtiene el BETD de un Elemento como la sumatoria de los BEUB5d,l calculados conforme con lo establecido en el numeral 6.3, menos la diferencia de los ingresos tarifarios totales que se asignarían a la demanda en las condiciones “sin” y “con” el Elemento “l” como indican la ecuación siguiente:

(…)

7.4 Formulación:

7.4.1 Las responsabilidades de pago del Costo Medio Anual asignados a los Usuarios (CMAU%) y de los Generadores (CMAG%) se expresan en porcentajes y deben sumar 100%.; así mismo, cada uno tiene dos componentes, el primero correspondiente a beneficios económicos por precios marginales-energía y el segundo a beneficios económicos por mejoras de confiabilidad Los CMAU% y CMAG% se determinan con las siguientes expresiones:

6 Se eliminó el concepto de confiabilidad conforme se detalla en el numeral 2.4 del presente Informe.



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6. Reparto de la Asignación de Pagos entre Generadores por el Criterio de Beneficios

6.1. Precisiones en el Artículo 8° En esta parte de la Norma Asignación de Responsabilidad, al haberse eliminado el concepto de “Beneficios por Confiabilidad” se realizan precisiones en dicho artículo, tanto en su redacción como en sus referencias:

“Artículo 8°.- Consideraciones Generales

8.1. El CMAG (CMAG% x CMA) de un Elemento será prorrateado entre los generadores que se benefician del Elemento, en proporción a los beneficios económicos (que incluye beneficios económicos por precios marginales-energía y por mejora de confiabilidad) y teniendo en cuenta el método de Asignación Filtrada definido en el numeral 4.1 de la presente Norma.

6.2. Precisiones en el Artículo 10° En esta parte de la Norma Asignación de Responsabilidad, se realizan pequeñas precisiones en su redacción así como se denota la nueva numeración producto de su reordenamiento. Para el efecto, a continuación se transcribe el texto original:

“Artículo 10º.- Prorrateo del CMAG entre generadores, por el criterio de beneficios

(…)

10.2 Formulación:



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10.2.1 La CMAGi, es la parte de la CMAG asignada a la central generadora “i”, y se determina según la siguiente expresión:

Donde:

BEUG4i = Es el BEUG4 de la central generadora “i”

BETG = Sumatoria de los BEUG4i



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7. Reparto de la Asignación de Pagos entre Generadores por el Criterio de Uso

7.1. Consideraciones Generales Como resultado de la eliminación del concepto de “Generadores Relevantes” por las razones señaladas en la sección 3.4 del presente informe, se realizan las precisiones pertinentes al texto original del Artículo 11.1º “Consideraciones Generales”;

En ese sentido, dicho artículo quedaría redactado de la siguiente manera:

“Artículo 11°.- Consideraciones Generales

11.1. La asignación de pago de los Elementos por el criterio de Uso se repartirá entre los Generadores Relevantes de dicho Elemento se repartirá entre todos los Generadores.

7.2. Sobre la metodología de Reparto del CMAG entre los Generadores por el Criterio de Uso

Como se ha mencionado, resulta conveniente precisar el método a ser utilizado para asignar las compensaciones entre los generadores eléctricos, conforme al numeral VII) del literal e) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE.

Al respecto, es conveniente que el método se ajuste automáticamente a las variaciones que ocurran en la configuración de la oferta de generación, especialmente cuando se trate de nuevas centrales



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generadoras, evitando recálculos del pasado y la asignación de pagos aun cuando un generador no opere en el sistema todavía.

Sobre el particular, la experiencia ha demostrado que la asignación por “Uso” resulta considerablemente superior al “Beneficio Económico” por las siguientes razones:

1. La asignación por uso se basa en parámetros objetivos (energía generada e impedancia), no en proyecciones basadas en múltiples supuestos e incertidumbres sujetas a debate (proyecciones de oferta y demanda, precios de combustibles, disponibilidad de recursos, etc.).

2. Las asignaciones por uso capturan automáticamente los cambios en la generación; mientras que las asignaciones por beneficio tienen rezagos y por tanto implican acciones que se pueden considerar de carácter retroactivas (p.ej. modificación importante de pagos ya efectuados y asumidos en los balances de las empresas).

Por lo anterior, se recomienda que la Norma Asignación de Responsabilidad expresamente señale que para todas las futuras instalaciones de transmisión se aplicará el criterio de asignación por uso para distribuir las compensaciones entre los generadores (numerales 5.7.3 y 5.7.4 de la Norma).

7.3. Modificación del numeral 12.4 y eliminación del numeral 12.5

La experiencia ha demostrado que es necesario brindar el mayor grado de estabilidad al pago de las compensaciones asignadas a los generadores por el método de “Uso”. Ahora bien, las asignaciones basadas en producción mensual de energía y liquidación posterior en base de producción anual, pueden ocasionar reasignaciones significativas en el caso de generación sujeta a fuerte variación estacional y cuando las distancias eléctricas por alguna razón varíen significativamente durante el año de liquidación. Para reducir esta volatilidad se propone eliminar la liquidación anual que se efectúa en el mes de abril y asimismo eliminar la potencial modificación constante de las distancias eléctricas, considerando únicamente un cálculo con la red que se espere en operación normal durante el año de aplicación de las compensaciones.

Por las razones expuestas, las modificaciones y nueva numeración de esta parte de la Norma Asignación de Responsabilidad, se denotan a continuación:

“Artículo 12° Prorrateo del CMAG entre los Generadores por el criterio de Uso

(…)

12.2 En el mes de mayo de cada año el COES determinará la “distancia eléctrica zi,j-k” entre cada barra “i” y cada elemento



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j-k del SCT y SST en análisis. Los valores se determinarán considerando la configuración de operación normal de la red eléctrica esperada para el mes de abril del año siguiente. Estos valores se aplicarán por igual para cada mes de mayo a abril.

12.4.1

(…)

GWhi: Energía mensual producida por la central generadora “i”. Esta central debe corresponder al conjunto de centrales definidas en el numeral 11.1.

GWhm: Sumatoria de los GWhi de todas las centrales definidas en el numeral 11.1.



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8. Plazos, Medios y Formatos

8.1. Modificación del Artículo 13° Como resultado de la eliminación del concepto de “Generadores Relevantes”, por las razones señaladas en la sección 3.4 del presente informe, se justifica realizar los cambios a los formatos de asignación de responsabilidad de pago.

En ese sentido, resulta pertinente efectuar el cambio y complementar algunos criterios que se deben tomar en cuenta para la elaboración de los formatos:

“Artículo 13º.- Plazos, Medios y Formatos

(…)

13.1 Plazos:

13.1.2 El cálculo de la asignación de la compensación mensual a cada generador por el método del uso lo realizará el COES hasta el séptimo día hábil de cada mes. Los Generadores Relevantes entre los cuales reparte el COES serán los que se aprueben en cada fijación tarifaria.

13.2 Medios:

13.2.1 Las titulares de las instalaciones de transmisión deberán presentar todos los archivos de cálculo en medios electrónicos compatibles con la mayoría de las hojas de cálculo comerciales existentes en el medio. Todos los archivos de cálculo deberán estar debidamente vinculados para facilitar su trazabilidad. Deberán acompañar un informe en el que se presente todos los criterios y premisas adoptados; así como, los resultados obtenidos. Este informe deberá presentarse en forma impresa y en medio magnético en formato



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compatible con los editores de texto existentes en el medio.

13.2.2 El COES deberá presentar a OSINERGMIN todos los archivos de cálculo en medios electrónicos compatibles con la mayoría de las hojas de cálculo comerciales existentes en el medio. Todos los archivos de cálculo deberán estar debidamente vinculados para facilitar su trazabilidad. El COES podrá proponer, para aprobación del OSINERGMIN, software ad-hoc que efectúe los cálculos mencionados, el mismo que debe ser accesible y de fácil operación para todos los agentes e interesados. Deberá acompañar una ayuda memoria en la que se presente todos los criterios y premisas adoptadas; así como, los resultados obtenidos. Esta ayuda memoria deberá presentarse en forma impresa y en medio magnético en formato compatible con los editores de texto existentes en el medio.

13.3 Formatos para la asignación de Beneficios entre Generadores y Usuarios: Deberán presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice A de la presente norma.

13.3.1 Formato 101: Contiene el cálculo y resultado de los BEUB5.

13.3.2 Formato 102: Contiene el cálculo y resultado de los BEUG5.

13.3.3 Formato 103: Contiene el cálculo de BETD y BETG.

13.3.4 Formato 104: Contiene la determinación del BET y de los porcentajes del Costo Medio Anual a ser remunerado por beneficios económicos por precios marginales-energía (CMA%BE) y por beneficios económicos por mejoras en confiabilidad (CMA%C)

13.3.4 Formato 104: Contiene la determinación de los porcentajes de responsabilidades de pago del CMA, asignados a los Usuarios (CMAU%) y a los Generadores (CMAG%).



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9. Recomendaciones

Con base en el análisis realizado en las secciones anteriores, se concluye que es necesario publicar la nueva Norma Asignación de Responsabilidad, y derogar la norma aprobada por Osinergmin mediante Resolución N° 383-2008-OS/CD.

En ese sentido, al tratarse de la modificación de una norma vigente, en concordancia con lo señalado en el Artículo 25° del Reglamento General de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM, se recomienda la publicación en el diario oficial El Peruano y en el portal de internet de Osinergmin del Proyecto de Resolución que modifica la norma indicada, a fin de recibir los comentarios y opiniones a que haya lugar, y que éstos sean analizados por Osinergmin.



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10. Norma Asignación de Responsabilidad modificada

El presente capítulo muestra la propuesta de la nueva Norma Asignación de Responsabilidad modificada (ANEXO), en base a los aspectos desarrollados en el presente informe.

[jmendoza]

/pch/dcll



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ANEXO



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TÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1.- Objetivo

Aprobar el procedimiento y método para asignar la responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores de los SST y SCT calificados como casos excepcionales, de conformidad con el literal c) del Artículo 62° de la Ley de Concesiones Eléctricas; así como, la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos.

Artículo 2.- Alcance

2.1 El presente procedimiento será aplicable a los SST y SCT calificados como casos excepcionales, de conformidad con el literal c) del Artículo 62° de la Ley de Concesiones Eléctrica y que aún no haya sido asignada la responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores por parte de Osinergmin.

2.2 El presente procedimiento será aplicable a todos los SST y SCT, para efectos de definir el procedimiento de distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos.

2.3 Así mismo, se incluye a las instalaciones del tipo ST059 en tanto sus contratos los permitan.

2.4 En los casos de SCTLN, este procedimiento se aplica cuando se conecte un tercero, debiéndose considerarse para estos efectos el uso respectivo de la instalación y los criterios aplicables de la NORMA TARIFAS.

Artículo 3.- Base Legal

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

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

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

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

- Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

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

- 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 de Transmisión, aprobado con Decreto Supremo N° 027-2007-EM.

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



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- Norma “Tarifas y Compensaciones para Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión”, aprobada con Resolución N° 217-2013-OS/CD (“NORMA TARIFAS”).

- Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados” aprobada con Resolución N° 080-2012-OS/CD.

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

Artículo 4.- Definiciones

Para efectos de la presente norma, todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular, y que empiecen con mayúscula, tienen los significados que se indican a continuación o los que se definen en la LCE y su Reglamento; la Ley N° 28832; el Reglamento aprobado con Decreto Supremo N° 027-2007-EM y la NORMA TARIFAS:

4.1 Asignación Filtrada: Pago anual de un Generador por una instalación del SST o SCT existente, estabilizado a través de un procedimiento basado en un filtro digital de memoria infinita.

4.2 Barra de Entrega de Generador: La barra donde un generador se conecta al SEIN.

4.3 Beneficios económicos por precios marginales-energía: Beneficios económicos que proporciona un Elemento por los cambios en los precios marginales y en los niveles de producción de los Generadores y niveles de consumo de los Usuarios.

4.4 BEUG: Beneficio económico anual que genera un Elemento a una central generadora, por diferencia de precios marginales y/o diferencia en generación de energía.

4.5 BEUB: Beneficio económico anual que genera un Elemento a una demanda ubicada en una barra, por diferencia de precios marginales y/o por diferencia en disponibilidad de consumo.

4.6 BEUGn: Valor Presente Neto (VPN) de los BEUG, por un período de “n” años futuros. Si el valor para una central generadora o barra de demanda es negativo, el Beneficio Económico se considera igual a cero. El VPN se calcula mediante fórmulas de interés compuesto y la tasa de Actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE.

4.7 BEUBn: Valor Presente Neto (VPN) de los BEUB por un período de “n” años futuros. Si el valor para una central generadora o barra de demanda es negativo, el Beneficio Económico se considera igual a cero. El VPN se calcula mediante fórmulas de interés compuesto y la tasa de Actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE

4.8 BETG: Suma de todos los BEUGn correspondientes a un Elemento.

4.9 BETD: Suma de todos los BEUBn correspondientes a un Elemento.

4.10 BET: Suma de BETD y BETG correspondientes a un Elemento.

4.11 CMA: Costo Medio Anual de un Elemento.

4.12 CMA por “n” Años (CMAn): VPN de los CMA por un período de “n” años. El cálculo del VPN se efectuará mediante fórmulas de interés



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compuesto y la tasa de Actualización establecida en el artículo 79 de la LCE.

4.13 CMAG o CMAU: Costo Medio Anual asignado a los Generadores o a los Usuarios, respectivamente.

4.14 CMAGi,j-k: Costo Medio Anual asignado a la central generadora “i”, por el Elemento “j-k”.

4.15 CMAGn o CMAUn: VPN de los CMAG o CMAU por un período de n años. El cálculo del VPN se efectuará mediante fórmulas de interés compuesto y la tasa de Actualización establecida en el Artículo 79º de la LCE.

4.16 CMGi,j-k: Compensación mensual asignada a la central generadora “i”, por el Elemento “j-k”.

4.17 Distancia Eléctrica zij entre las barras “i” y “j” (Dij): El elemento diagonal zjj de la matriz Zi = Yi

-1, donde Yi es la matriz de admitancia del SEIN, tomando como referencia la barra “i”.

4.18 zi,j-k: Distancia Eléctrica zi,j-k entre una barra “i” (la barra de entrega de energía al SEIN del generador i) y el punto medio de un Elemento del sistema conectando las barras j y k, tomando como referencia la barra “i”, calculada por la fórmula:

zi,j-k = (zij + zik)/2.

4.19 Elemento: Conforme a lo definido a la NORMA TARIFAS.

4.20 Estudio: Estudio o Estudios técnico-económicos que sustentan las propuestas 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.

4.21 Ley: Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

4.22 Modelo: Programa de computación que simula la operación económica del sistema generación-transmisión del SEIN de características y capacidades iguales o superiores a las del modelo PERSEO, el cual debe ser aprobado por el OSINERGMIN.

4.23 SCT: Sistema Complementario de Transmisión.

4.24 SPT: Sistema Principal de Transmisión.

4.25 SST: Sistema Secundario de Transmisión.

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

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

4.28 SCTPT: SCT que es parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es el resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes.

4.29 SCTPI: SCT que es parte de un Plan de Inversiones en Transmisión aprobado por el Osinergmin.

4.30 SCTLN: SCT cuya construcción y remuneración resulta de una libre negociación entre Generadores, Usuarios Libres o persona jurídica con capacidad de negociación; y los titulares de las instalaciones de dicho



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SCT. La clasificación como SCTLN es determinada en una única oportunidad.

4.31 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.

4.32 USD o Dólares: Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica

TITULO II

Aspectos Generales

Artículo 5.- Criterios Generales

5.1 La asignación de responsabilidad de pago entre la generación y la demanda, y la distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, para el caso de los SST prexistentes a la Ley 28832, ha sido estabilizada por la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832.

5.2 El criterio de uso y/o beneficios económicos, utilizados para determinar la asignación de responsabilidad de pago al interior del conjunto de la demanda o de la generación, en el caso de los SST a que se refiere el numeral precedente, ha sido estabilizada por la Sexta Disposición Complementaria Final de la Ley 28832.

5.3 Las tarifas y compensaciones de los SCT se rigen considerando los criterios establecidos en la LCE para el caso de los Sistemas Secundarios de Transmisión, de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 28832.

5.4 La responsabilidad de pago de las demás instalaciones del SCT se determina por única vez. La responsabilidad de pago entre la generación y la demanda se asignará utilizando En el caso de utilizar el criterio de beneficio económico, se hará de acuerdo con el Título III.

5.5 La distribución entre los generadores de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se revisará en cada fijación tarifaria y a solicitud de los interesados, de acuerdo con lo establecido en la NORMA TARIFAS.

5.6 Para la asignación de la responsabilidad de pago de las nuevas instalaciones de transmisión que de acuerdo con los Contratos de Concesión vigentes reciban la calificación de SST, que no sean de uso exclusivo de la demanda o de la generación, se utilizará el criterio de beneficio establecido en el Título III.

5.7 Para el reparto entre generadores, de la responsabilidad de pago asignada a ellos, se aplicarán los siguientes criterios:

5.7.1. Los SST cuya responsabilidad de pago fue asignada a la generación antes de la vigencia de la Ley 28832, mediante el criterio de beneficio económico, se regulará de acuerdo con lo establecido en el TITULO IV del presente procedimiento.

5.7.2. Los SST cuya responsabilidad de pago fue asignada a la generación antes de la vigencia de la Ley 28832, mediante el criterio de uso, se



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regulará de acuerdo con lo establecido en el TITULO V del presente procedimiento.

5.7.3. Los SCT se asignarán por el criterio de uso de acuerdo con lo establecido en el TITULO IV del presente procedimiento.

5.7.4. Para los nuevos sistemas de trasmisión que de acuerdo con los Contratos de Concesión vigentes reciban la calificación de SST, se utilizará el criterio de Uso en el TITULO V del presente procedimiento.

5.8 En el cálculo de los beneficios económicos de los Generadores y Usuarios se ignoran los beneficios económicos por precios marginales-energía vistos por los Generadores (BEUGn) y los Usuarios (BUEBn o BETD) si son negativos.

5.9 En el cálculo, para cada Elemento propuesto o instalación existente, se supondrá que los demás Elementos en proyecto, tanto como los Elementos aprobados en planes anteriores, existen a partir de su fecha prevista de entrada en servicio.

5.10 En la evaluación del pronóstico de la generación, se reconocerá el efecto de las incertidumbres hidrológicas. Los pronósticos de demanda, del desarrollo del sistema de generación, de los precios de combustibles, entre otros, y los datos técnicos de las instalaciones de generación, transmisión, ente otros, serán los mismos empleados para el proceso de fijación de tarifas de SST y SCT, con excepción de los SCTPT para los cuales se empleará los datos del Plan de Transmisión vigente, con actualizaciones que pueda indicar el COES. Se empleará el escenario central de crecimiento de demanda, del desarrollo del parque de generación, y de precios de combustible (escenario base).

5.11 En la determinación de la oferta de generación hidroeléctrica y térmica se considerará el promedio de la oferta que resulte de las simulaciones de todos los escenarios hidrológicos.

TÍTULO III Asignación de Pagos Entre Usuarios y Generadores por

Beneficios

Artículo 6.- Cálculo de BEUGn y BEUBn

6.1 Las simulaciones para calcular los BEUG5 y BEUB5 se efectuarán con el MODELO. Se emplearán los resultados de un período de cinco años contados a partir de la fecha prevista de entrada en servicio del Elemento propuesto. Para tal fin se empleará la base de datos de la Fijación de Precios en Barra más reciente, complementada con la del escenario base del Plan de Transmisión más reciente. Salvo disposición en contrario, para el cálculo de los precios marginales no se considerarán modificaciones artificiales (administrativas, operativas o regulatorias de carácter temporal o de otra índole). Las simulaciones deberán abarcar como mínimo un año antes de la fecha de entrada en operación hasta 6 años después de la fecha prevista de entrada en operación del Elemento.

6.2 Cálculo del BEUGn de los Generadores



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6.2.1. Para determinar los BEUG5 se calcula el valor actual de las utilidades mensuales esperadas para cada central generadora, obtenidas con el MODELO, durante el periodo en evaluación (5 años), mediante las fórmulas (1) y (2):

Donde:

VAUcg,l y VAUsg,l : Valor actual de las utilidades esperadas de la central generadora “g” con las condiciones “con” y “sin” el Elemento “l”, respectivamente, expresados en unidades monetarias.

Ucm,g,l y Usm,g,l : Utilidad esperada de la central generadora “g” en el mes “m”, en la condición “con” y “sin” el Elemento “l”, respectivamente. Estos valores estarán contenidos en los archivos de salida del MODELO.

m : Valor del 1 al 60, que representa la cantidad de meses del período en evaluación (5 años).

i : Tasa de actualización mensual, correspondiente a la Tasa anual prevista en el artículo 79º de la LCE. Por ejemplo para una tasa anual de 12%, i es igual a 0,948879%.

6.2.2. Luego, el BEUG5 debido a la presencia de un determinado Elemento viene a ser la diferencia de los valores actualizados de las utilidades esperadas, ver fórmula (3).

Donde:

BEUG5g,l : BEUG5 para una central generadora “g” debido a la presencia del Elemento “l”, para un periodo de 5 años. En caso de que el valor resulte negativo, BEUG5g,l se considera igual a cero.

6.3 Cálculo del BEUBn de los Usuarios

Para determinar los BEUB5 de los Usuarios ubicados en una determinada barra del sistema, “d”, se calcula el ahorro esperado por dicha demanda. Para ello, primero se calcula el valor actual de los pagos mensuales que realiza tal demanda durante el horizonte en evaluación (5 años), en las condiciones “con” y “sin” el Elemento, con las siguientes fórmulas:



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Donde:

VAPcd,l y VAPsd,l : Valor actual de los pagos esperados por la demanda ubicada en la barra “d” en las condiciones “con” y “sin” el Elemento “l”, respectivamente, expresados en unidades monetarias.

Dm,d,b : Valor de la demanda ubicada en la barra “d”, en el mes “m” y bloque horario “b”, expresada en unidades de energía, GWh, reportado en archivos del MODELO.

CMcb,m,d,l y CMsb,m,d,l : Costo marginal de la energía en la barra “d”, para el mes “m”, bloque horario “b”, en las condiciones “con” y “sin” el Elemento “l”, respectivamente, expresado en unidades monetarias / energía, US$/GWh, reportado en archivos del MODELO.

b : Bloques horarios: punta, media y base

Luego, el BEUB5 debido a la presencia de un determinado Elemento viene a ser la diferencia de los valores actualizados de los pagos esperados por la demanda, ver fórmula (6).

Donde:

BEUB5d, l : BEUB5 de los Usuarios ubicados en la barra “d” debido a la presencia del Elemento “l”, para un periodo de 5 años. En caso de que el valor resulte negativo, BEUB5d,l se considera igual a cero.

Artículo 7.- Asignación de Responsabilidad de Pago entre Usuarios y Generadores

La asignación de responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores, se hace en proporción a los beneficios económicos por precios marginales-energía, los cuales se calculan conforme a lo siguiente:

7.1 Se obtiene el BETG de un Elemento como la sumatoria de los BEUG5g ,l

calculados conforme con lo establecido en el numeral 6.2 6.2precedente, según sea el caso.

7.2 Se obtiene el BETD de un Elemento como la sumatoria de los BEUB5d ,l calculados conforme con lo establecido en el numeral 6.3, en las condiciones “sin” y “con” el Elemento “l” como indica en la fórmula (7).



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7.3 Se obtiene el BET del Elemento como la sumatoria de los BETG y BETD, calculados conforme con lo establecido en los numerales 7.1 y 7.2 precedentes.

7.4 Formulación:

7.4.1. Las responsabilidades de pago del Costo Medio Anual asignados a los Usuarios (CMAU%) y de los Generadores (CMAG%) se expresan en porcentajes y deben sumar 100%. Los CMAU% y CMAG% se determinan con las fórmulas (8) y (9), respectivamente:

TÍTULO IV Reparto de la Asignación de Pagos Entre Generadores

por el Criterio de Beneficios

Artículo 8.- Consideraciones Generales

8.1 El CMAG (CMAG% x CMA) de un Elemento será prorrateado entre los generadores que se benefician del Elemento, en proporción a los beneficios económicos y teniendo en cuenta el método de Asignación Filtrada definido en el numeral 4.1 de la presente norma.

8.2 Esta asignación se hará por simulaciones realizadas cada cuatro años en la oportunidad de cada fijación de tarifas y compensaciones de SST y SCT.

Artículo 9.- Cálculo de BEUGn

9.1 Se calculará los BEUG4 correspondientes a un periodo de 4 años, por cada central generadora, conforme a las fórmulas del numeral 6.2 precedente, con la diferencia que se considera 48 meses “m” y no 60.

9.2 Las simulaciones para calcular BEUG4 se efectuarán con el MODELO y la base de datos correspondiente a la fijación de Precios en Barra del mismo año del proceso de fijación de SST y SCT y, complementariamente, la Base de Datos del Plan de Transmisión vigente. El periodo de 48 meses se considera desde mayo en que entran en vigencia las tarifas de los SST y SCT, o desde el mes de vigencia del ajuste que se hace a pedido de los interesados. Las simulaciones en el MODELO deberán abarcar 6 años contados desde enero del año anterior al del mes de inicio del periodo de 48 meses.

Artículo 10.- Prorrateo del CMAG entre generadores, por el criterio de beneficios



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El prorrateo del CMAG entre los generadores, por el criterio de beneficios, se calcula conforme lo siguiente:

10.1 Se halla el BETG de un Elemento como la sumatoria de los BEUG4

calculados conforme con lo establecido en el artículo 9°.

10.2 Formulación:

10.2.1. La CMAGi, es la parte de la CMAG asignada a la central generadora “i”, y se determina según la fórmula (10).

Donde:

BEUG4i : Es el BEUG4 de la central generadora “i”

BETG : Sumatoria de los BEUG4i

10.2.2. Las centrales cuyas porciones asignadas del CMAG, calculadas en el numeral precedente, son menores que el 1% del CMAG total, se excluyen de la asignación de pago y se reparte sus CMAGi entre las demás centrales en proporción a sus porciones del CMAG.

10.2.3. Los CMAGi que resultan en el numeral precedente deben ajustarse mediante la aplicación del método de Asignación Filtrada, ver fórmula (11)

Donde:

CMAGi filtrada : Asignación Filtrada: pago anual asignado al generador “i”, por un Elemento del SST o SCT existente.

CMAGi : Pago anual calculado conforme el numeral anterior, para el generador “i”, por un Elemento.

PPi : Pago Previo por el Elemento en análisis; se refiere al pago anual asignado por OSINERGMIN en la fijación tarifaria anterior al generador “i”, debidamente actualizado al 30 de marzo del año en que entran en vigencia las nuevas compensaciones o al segundo mes anterior en que entra en vigencia el reajuste de asignación de pago a petición de parte.

f : Factor que se aplica a todos los generadores “i” beneficiados por un Elemento para que la suma de los pagos individuales resulte igual a la suma del CMAG del Elemento. El factor “f” satisface la fórmula (12)



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TÍTULO V Reparto de la Asignación de Pagos Entre Generadores

por el Criterio de Uso

Artículo 11.- Consideraciones Generales

11.1 La asignación de pago de los Elementos por el criterio de Uso se repartirá entre los todos los Generadores.

11.2 El prorrateo por el criterio de uso se realizará mediante el método de Energía / Distancia Eléctrica, conforme se describe en los siguientes numerales del presente Título.

11.3 Al final de cada mes se determinará, de manera ex-post, las compensaciones que pagará cada generador por cada SST y SCT comprendido en este criterio.

11.4 En las asignaciones mensuales, las centrales cuyas porciones asignadas del CMAG son menores que el 1% del CMAG mensual total, se excluyen de la asignación de pago y se reparte sus porciones entre las demás centrales en proporción a sus porciones del CMAG.

Artículo 12.- Prorrateo del CMAG entre los Generadores, por el criterio de Uso

12.1 El COES calculará los elementos diagonales de la matriz de impedancias “Zi” por cada barra “i” donde estén conectadas centrales de generación.

12.2 En el mes de mayo de cada año el COES determinará la “distancia eléctrica zi,j-k” entre cada barra “i” de generación y cada elemento j-k del SCT y SST en análisis. Los valores se determinarán considerando la configuración de operación normal de la red eléctrica esperada para el mes de abril del año siguiente. Estos valores se aplicarán por igual para cada mes de mayo a abril.

12.3 Los titulares de las centrales de generación medirán la producción neta mensual (GWhi) de cada central “i” y remitirán esta cifra al COES. El COES deberá validar estas cifras.

12.4 Por cada mes del periodo mayo a abril, el COES procederá de la siguiente manera:

12.4.1. Se calculará el factor de participación mensual de cada central generadora en el pago de la compensación mensual asignada a los generadores, con base a la fórmula (13).

Donde:

FGi,j-k : Factor de participación de un generador “i” en el pago de una instalación “j-k”. Si este factor es menor a 0,01 del total se considerará que GWhi/zi,j-k es igual a cero y, se recalculan los factores de participación para todas las centrales generadoras.



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GWhi : Energía mensual producida por la central generadora “i”. Esta central debe corresponder al conjunto de centrales definidas en 11.1.

GWhm : Sumatoria de los GWhi de todas las centrales definidas en 11.1.

12.4.2. Se calculará el CMGi,j-k en proporción al uso de sistema, con base a la fórmula (14).

Donde:

CMGj-k : Compensación mensual por el Elemento “j-k”, calculado con la fórmula (15).

CMAGj-k : Costo Medio Anual del Elemento “j-k”, asignado a los generadores, en Nuevos Soles.

: Tasa de actualización anual fijada en el Artículo 79° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

: Tasa de actualización mensual calculada con la tasa

anual, obtenida como: 1)1( 12/1

TÍTULO VI PLAZOS, MEDIOS Y FORMATOS

Artículo 13.- Plazos, Medios y Formatos

13.1 Plazos:

13.1.1. El cálculo de la asignación de la compensación mensual a cada generador por el método del uso lo realizará el COES hasta el séptimo día hábil de cada mes.

13.1.2. La asignación de responsabilidad de pago entre Usuarios y Generadores y la determinación de la compensación mensual asignada a los generadores por el método de beneficios forma parte del “Procedimiento para Fijación de Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión” o en el “Procedimiento para Fijación de Peajes y Compensaciones de SCT cuyos cargos corresponde asumir a Terceros por instalaciones construidas por acuerdo de partes”, y se sujetará al cronograma que se establezca para tal fin. Los titulares de las instalaciones de transmisión comprendidas presentarán su propuesta de asignación como parte del ESTUDIO.

13.2 Medios:

13.2.1. Las titulares de las instalaciones de transmisión deberán presentar todos los archivos de cálculo en archivos electrónicos compatibles con la mayoría de las hojas de cálculo comerciales existentes en el medio. Todos los archivos de cálculo deberán estar debidamente vinculados



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para facilitar su trazabilidad. Deberán acompañar un informe en el que se presente todos los criterios y premisas adoptadas; así como, los resultados obtenidos. Este informe deberá presentarse en forma impresa y archivo magnético en formato compatible con los editores de texto existentes en el Estado Peruano.

13.2.2. El COES deberá presentar a Osinergmin todos los archivos magnéticos de cálculo compatibles con la mayoría de las hojas de cálculo comerciales existentes en el Estado Peruano. Todos los archivos de cálculo deberán estar debidamente vinculados para facilitar su trazabilidad. El COES propondrá en un plazo de 4 meses, para aprobación del Osinergmin, software ad-hoc que efectúe los cálculos mencionados, el mismo que debe ser accesible y de fácil operación para todos los agentes e interesados. Deberá acompañar una ayuda memoria en la que se presente todos los criterios y premisas adoptadas; así como, los resultados obtenidos. Esta ayuda memoria deberá presentarse en forma impresa y en archivo magnético cuyo formato sea compatible con los editores de texto existentes.

13.3 Formatos para la asignación de Beneficios entre Generadores y Usuarios: Deberán presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice A de la presente norma.

13.3.1. Formato 101: Contiene el cálculo y resultado de los BEUB5.

13.3.2. Formato 102: Contiene el cálculo y resultado de los BEUG5.

13.3.3. Formato 103: Contiene el cálculo de BETD y BETG.

13.3.4. Formato 104: Contiene la determinación de los porcentajes de responsabilidades de pago del CMA, asignados a los Usuarios (CMAU%) y a los Generadores (CMAG%).

13.4 Formatos para el prorrateo entre generadores por el criterio de beneficios: deberán presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice B de la presente norma.

13.4.1. Formato 201: Contiene el cálculo y resultado de BEUG4

13.4.2. Formato 202: Contiene el cálculo de BETG.

13.4.3. Formato 203: Contiene la determinación de la Compensación Mensual asignada a cada generador (CMAGi) sin aplicar la Asignación Filtrada.

13.4.4. Formato 204: Contiene la determinación de la Compensación Mensual asignada a cada generador (CMAGi), con Asignación Filtrada.

13.5 Formatos para el prorrateo entre generadores por el criterio de uso: deberán presentarse en los formatos contenidos en el Apéndice C de la presente norma.

13.5.1. Formato 301: En este formato se consigna, por cada Elemento, por los generadores relevantes, la distancia eléctrica desde la barra de dicho generador hasta el punto medio del Elemento y la producción mensual.

13.5.2. Formato 302: Contiene el cálculo del factor de participación anual de cada generador en el uso de un Elemento.

13.5.3. Formato 303: Contiene la determinación de la Compensación Mensual asignada a cada generador (CMAGi) para los meses mayo a abril, por un Elemento.



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DISPOSICIÓN TRANSITORIA

ÚNICA: El programa de software PERSEO se empleará como el MODELO al cual se refiere la presente norma hasta que el Osinergmin apruebe otro software con funciones equivalentes o superiores a las del modelo PERSEO.



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APENDICE A

FORMATOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL BENEFICIO ECONÓMICO DE USUARIOS Y GENERADORES



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Osinergmin Formato 101

FORMATO DE BENEFICIOS DE USUARIOS (BEUB5)

ELEMENTO:

FECHA:

Valor Actual de los Pagos Esperados por Energía (1)

BEUB5(3)

BARRA (US$) (B-A)

CON ELEMENTO(1)

(A) SIN ELEMENTO(2)

(B) (US$)

TOTAL

Notas: (1) VAPcd,l determinado con la fórmula (4) de la presente norma. (2) VAPsd,l. determinado con la fórmula (5) de la presente norma. En (1) y (2), “d” indica la barra y “l” el Elemento analizado en este formato. (3) Valores negativos se remplazan por cero.

Todos los montos se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales.



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FORMATO DE BENEFICIOS DE GENERADORES (BEUG5)

ELEMENTO:

FECHA:

Valor Actual de las Utilidades Esperadas por Energía(1) BEUG5

(3)

CENTRAL TITULAR (US$) (A-B)

CON ELEMENTO(1)

(A) SIN ELEMENTO(2)

(B) (US$)

TOTAL

Notas: (1) VAUcg,l determinado con la fórmula (1) de la presente norma. (2) VAUsg,l determinado con la fórmula (2) de la presente norma. En (1) y (2) g indica la central y “l” el Elemento analizado en este formato. (3) Valores negativos se remplazan por cero. Todos los montos se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales



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FORMATO DE CALCULO DE BETD o BETG (US$)

ELEMENTO:

FECHA:

BARRA O BEUB5 ó

GENERADOR BEUG5(1)

TOTAL BETD o BETG (US$)

Notas: (1) Corresponde a los valores calculados en los Formatos 101 y 102 Se usa un formato para BEUB5 y BETD y otro para BEUG5 y BETG.



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Osinergmin Formato 104 FORMATO DE CALCULO DE CMAU% y CMAG%

ELEMENTO:

FECHA:

Variable Unidad Valor

BET = BETD + BETG US$

BETD(1)

US$

BETG(1)

US$

CMAU%(2)

%

CMAG%(2)

%

Notas:

(1) Corresponde a los valores calculados en el Formato 103.

(2) Calculados con las fórmulas (8) y (9) de la presente norma.



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APENDICE B

FORMATOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL PRORRATEO DE LA

COMPENSACIÓN ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE BENEFICIO



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FORMATO DE BENEFICIOS DE GENERADORES (BEUG4)

ELEMENTO:

FECHA:

Valor Actual de las Utilidades Esperadas por Energía(1)

DIFERENCIA BEUG4(3)

CENTRAL TITULAR (US$) (A-B) (D)

CON ELEMENTO(1)

(A) SIN ELEMENTO(2)

(B) (US$) (US$)

TOTAL

Notas: (1) VAUcg,l determinado con la fórmula (1) de la presente norma para un horizonte de 48 meses. (2) VAUsg,l determinado con la fórmula (2) de la presente norma para un horizonte de 48 meses. (3) Si la diferencia (A-B) es negativa, el BEUG4 es igual a "Cero", caso contrario es igual a la diferencia (A-B).

Todos los montos se expresan en Dólares de Estados Unidos de América, redondeados sin decimales.


Prepublicación de Modificación de la Norma Procedimiento de Asignación de Responsabilidad de Pago de los SST y SCT Página 44


FORMATO DE CALCULO DE BETG

ELEMENTO:

FECHA:

Valor de CMAG4:

GENERADOR BEUG4

(1)

(B) GENERACIÓN (GWh)

(D)(2)

TOTALES: BETG y GWhG

BETG/CMAG4

k(3)

Notas: (1) Corresponde a los valores calculados en el Formato 201. Valores negativos se remplazan con cero. (2) Generación total por 4 años.



OSINERGMIN FORMATO 203

FORMATO DE CÁLCULO DE LOS CMAG

ELEMENTO:

CMAG4

(1) BETG

(1)

(A) (C) = (A) (D) (E) (F) (G)

TITULAR CENTRAL BEUG4(1)

x CMAGBE/BETG

CMAG INICIAL CMAG% = C/(TOTAL C)

CMAG% > 1%(2)

CMAG% AJUSTADA

(3) CMAGi

(4) = (F) x TOTAL C

(US$) (US$) (%) (%) (US$)

Central 1

…

Titular 1 Central "x"

…

Central "n"

… …

Central 1

…

Titular "n" Central "x"

…

Central "n"

TOTAL Notas (1) Corresponden a los valores calculados en el Formato 202. (2) Los valores de la columna (E) incluyen solo los elementos de la columna (D) que resulten mayores o iguales que 1%. El total puede ser inferior a 100% (3) (F) = (E)/(TOTAL de E). El total de la columna (F) debe ser igual a 100% (4) El total de la columna (G) debe ser igual al total de la columna (C).




FORMATO DE CALCULO DE LOS CMAGI CON ASIGNACION FILTRADA

ELEMENTO:

FECHA:

CMAG

f = (CMAG / Total de C)

Tipo de Cambio (S/./US$)

Fecha de Tipo de Cambio

CENTRAL PPi (1)

CMAGi(2)

CMAGfi(3)

CMAGi(4)

Filtrada

(A) S/. (B) S/. (C) S/. (D) S/.

TOTALES

Notas: (1) Monto anual asignado al generador “i” por el pago del Elemento en la fijación tarifaria anterior, debidamente actualizado (2) Calculado en el Formato 203 multiplicado por el Tipo de Cambio. (3) Calculado con la fórmula: CMAGfi = (0,5 x PPi + 0,5 x CMAGi) (4) Calculado como D = f x C, Total D debe ser igual a CMAG



APENDICE C

FORMATOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL PRORRATEO DE LA COMPENSACIÓN ENTRE GENERADORES POR EL CRITERIO DE USO




GWh/Ohmios MENSUALES O ANUALES

ELEMENTO (j-k):

MES/AÑO:

FECHA:

CENTRAL TITULAR DISTANCIA ELECTRICA

zi,j-k (OHMIOS)(1)

GWhi

POR MES O AÑO GWhi/zi,j-k

TOTALES

Notas:

(1) Distancia Eléctrica zi,j-k entre la barra “i” (barra de entrega de energía al SEIN del generador i) y el punto medio del Elemento j-k.




CÁLCULO DE FACTOR DE PARTICIPACIÓN MENSUAL O ANUAL

ELEMENTO:

MES/AÑO: FECHA:

CENTRAL FGi,j-k

INICIAL(1)

(B)

FGi,j-k% INICIAL

(2)

(C)

FGi,j-k% > 1%

(D) (3)

FGi,j-k% (4)

(E)

TOTAL

Notas: (1) Corresponde a los valores calculados con la fórmula (13) de la presente norma, con base a los resultados del Formato 301. (2) FGi,j-k en porcentaje del Total de B. El total tiene que ser 100%. (3) Incluye sólo los valores de Columna (C) mayores o iguales que 1%. El total puede ser menor a 100%. (4) Igual al valor de Columna (D) dividida por el total de la columna (D). El total de columna (E) tiene que ser 100%.




COMPENSACION MENSUAL POR EL MES DE …

ELEMENTO:

MES/AÑO: FECHA:

CENTRAL CMGj-k(1)

FGi,j-k(2)

CMGi,j-k(3)

S/. S/.

TOTAL

Notas: (1) Compensación mensual por el elemento j-k, calculada como:

kjkj CMAGi

CMG

(2) Factor FGi,j-k% de cada central calculado en el Formato 302, columna E. (3) Compensación mensual asignada a la central generadora "i", calculada con:

%.,, kjikjkji FGCMGCMG

informe de sustento de la propuesta de modificación de la ... · informe nº 111-2016-gart informe...

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