Norma Legal Oficial del día 19 de julio del año 2005 (19/07/2005)
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TEXTO DE LA PÁGINA 25
MORDAZA, martes 19 de MORDAZA de 2005
NORMAS LEGALES
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4.2. El estudio se inicia con la proyeccion de las demandas de potencia y energia para un periodo de 15 anos, luego de lo cual se procede a disenar el Sistema Economicamente Adaptado (SEA), bajo los principios de adaptacion a la demanda, a fin de garantizar la calidad del servicio y minimo costo para los usuarios. 4.3. Tomando como informacion inicial, los modulos estandares de inversion y el procedimiento estandar para determinar costos de operacion y mantenimiento aprobados por el OSINERG, se analizan tecnica y economicamente diversas alternativas, de manera que se obtenga el SEA de minimo costo total (Inversion+COyM+Perdidas) para el ano final del periodo de estudio (ano 15), luego de lo cual se debe calcular el nivel de confiabilidad, verificando si cumple con las Normas de Calidad. 4.4. Para la determinacion del SEA, se debera evaluar en forma conjunta los diferentes componentes del sistema de Muy Alta Tension (en adelante "MAT"), Alta Tension (en adelante "AT") y Media Tension (en adelante "MT"). 4.5. Luego se determina secuencialmente el SEA para los anos intermedios 1, 2, 3, y asi sucesivamente hasta el ano 14, tomando como punto de partida la red del ano inicial del estudio, definiendo el desarrollo progresivo de la red, tomando siempre como objetivo alcanzar el SEA del ano 15, previamente definido. 4.6. Una vez definido el equipamiento del SEA para un periodo de 15 anos, se calculan los costos de inversion de lineas de transmision, SET's, centros de control y telecomunicaciones, aplicando los costos de los modulos estandares establecidos por el OSINERG y, se calculan sus respectivos costos de operacion y mantenimiento segun el procedimiento estandar establecido por el OSINERG. Para estos fines, las lineas de transmision pueden dividirse en tramos de caracteristicas comunes a fin de aplicar a cada tramo el modulo que le corresponda. 4.7. Paralelamente al calculo de los costos de inversion y de operacion y mantenimiento, se efectuan los calculos de Ingresos Tarifarios y de Factores de Perdidas para el SEA seleccionado, los que finalmente permiten culminar el MORDAZA de calculo de Peajes Secundarios o Compensaciones y los factores de las Formulas de Actualizacion. 4.8. Las actividades senaladas se enlazan secuencialmente en el MORDAZA de calculo de las tarifas y compensaciones para los SST, de acuerdo al flujograma que se muestra en el siguiente Grafico 1. Grafico 1
FLUJOGRAMA DEL MORDAZA DE CALCULO DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISION
Proyeccion de la Demanda Total y por SET`s Informacion Basica de Instalaciones de Transmision Informacion Basica de Operacion y Mantenimiento Criterios de Confiabilidad
TITULO II CRITERIOS Y METODOLOGIA PARA LA DETERMINACION DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS SST CAPITULO PRIMERO Proyeccion de la Demanda Articulo 5º.- Criterios Generales para Elaborar la Proyeccion de la Demanda 5.1. Se debera realizar la proyeccion de las ventas de electricidad, sin incluir las perdidas en baja tension ni en media tension, las que, para el dimensionamiento del SEA, seran agregadas de acuerdo con lo establecido en el numeral 12.4 del Articulo 12º de la presente norma. 5.2. Los criterios generales a aplicarse para elaborar la proyeccion de la demanda electrica son: 5.2.1. El periodo de proyeccion es de 15 anos, a partir del mes y ano de vigencia de la fijacion de tarifas. 5.2.2. Las proyecciones deben ser elaboradas de manera sustentada y documentada mediante metodos y modelos de proyeccion que tomen en cuenta las estadisticas de consumo historico de electricidad, la evolucion de la poblacion, la evolucion del numero de clientes, indices macroeconomicos relevantes y desarrollo MORDAZA y otros pertinentes que expliquen adecuadamente el comportamiento de la demanda electrica. Las empresas de transmision, que no realicen actividades de distribucion, emplearan la proyeccion de demanda de aquellas empresas distribuidoras que se alimenten desde su SST. 5.2.3. Las demandas de potencia y energia electrica deben ser pronosticadas para el total del Sistema y para cada nivel de tension del SST. 5.2.4. El agregado de las proyecciones de demanda por MORDAZA debe ser consistente con la proyeccion de la demanda total. 5.2.5. Las proyecciones de demanda por barras deben tener en cuenta la caracteristica y evolucion de los diferentes grupos de consumidores que son atendidos desde cada barra. En general, debe desagregarse entre consumidores regulados y clientes libres, indistintamente de la empresa suministradora. Igualmente, deben considerar la evolucion de la demanda del sector urbano. 5.2.6. Las cargas de clientes libres, deben ser tratadas de manera independiente, reconociendo el comportamiento particular de sus consumos, para lo cual las empresas deberan realizar encuestas a los clientes libres que se alimenten a traves de su SST, mediante el respectivo suministrador del servicio electrico a dicho cliente libre. 5.2.7. El alcance del SST estara restringido al limite del area de concesion de los sistemas de distribucion y siempre que se encuentren conectados electricamente al SEIN. 5.2.8. Los proyectos de expansion de distribucion de la energia electrica previstos dentro del area de concesion deberan ser debidamente sustentados mediante los planes de desarrollo de las Empresas Concesionarias o de las entidades de desarrollo nacional como la Direccion Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energia y Minas, Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales y otros. 5.2.9. Los proyectos de inversion nuevos que involucren incremento de demanda, deberan estar sustentados mediante compromisos de inversion, solicitudes de factibilidad de suministro, o estar considerados en las proyecciones de demanda utilizadas por el OSINERG en los calculos de fijacion de las Tarifas en Barra. 5.2.10. El titular de un SST debera tomar en cuenta la proyeccion de la demanda utilizada por el OSINERG para la fijacion de tarifas de los SST de las empresas que inyectan o retiran energia del SST de dicho titular. Articulo 6º.- Criterios Especificos para la Proyeccion de la Demanda Los criterios especificos a considerar, para la proyeccion de la demanda, son los siguientes: Disponibilidad de datos historicos. Precision de la proyeccion. Objetivo de la proyeccion. Analisis final de la proyeccion.
Propuesta de Equipamiento del SEA Periodo de 15 anos
Costos de Inversion de: - Lineas de Transmision - Subestaciones - Centro de Control y Telecomunicaciones Periodo de 15 anos Calculo de Factores de Perdidas
Costos de Operacion y Mantenimiento Periodo de 15 anos
Calculo de Ingresos Tarifarios Periodo de 15 anos
Calculo de Compensaciones y/o Peajes y Factores de Actualizacion