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PÆg. 297137 NORMAS LEGALES Lima, martes 19 de julio de 2005 4.2. El estudio se inicia con la proyección de las demandas de potencia y energía para un período de15 años, luego de lo cual se procede a diseñar elSistema Económicamente Adaptado (SEA), bajo los principios de adaptación a la demanda, a fin de ga- rantizar la calidad del servicio y mínimo costo paralos usuarios. 4.3. Tomando como información inicial, los módulos estándares de inversión y el procedimiento estándar paradeterminar costos de operación y mantenimiento apro- bados por el OSINERG, se analizan técnica y económi- camente diversas alternativas, de manera que se ob-tenga el SEA de mínimo costo total(Inversión+COyM+Pérdidas) para el año final del perío-do de estudio (año 15), luego de lo cual se debe calcularel nivel de confiabilidad, verificando si cumple con las Normas de Calidad. 4.4. Para la determinación del SEA, se deberá eva- luar en forma conjunta los diferentes componentes delsistema de Muy Alta Tensión (en adelante "MAT"), AltaTensión (en adelante "AT") y Media Tensión (en adelante"MT"). 4.5. Luego se determina secuencialmente el SEA para los años intermedios 1, 2, 3, y así sucesivamente hastael año 14, tomando como punto de partida la red del añoinicial del estudio, definiendo el desarrollo progresivo dela red, tomando siempre como objetivo alcanzar el SEAdel año 15, previamente definido. 4.6. Una vez definido el equipamiento del SEA para un período de 15 años, se calculan los costos de inver-sión de líneas de transmisión, SET’s, centros de controly telecomunicaciones, aplicando los costos de los mó-dulos estándares establecidos por el OSINERG y, secalculan sus respectivos costos de operación y mante- nimiento según el procedimiento estándar establecido por el OSINERG. Para estos fines, las líneas de trans-misión pueden dividirse en tramos de característicascomunes a fin de aplicar a cada tramo el módulo que lecorresponda. 4.7. Paralelamente al cálculo de los costos de inver- sión y de operación y mantenimiento, se efectúan los cálculos de Ingresos Tarifarios y de Factores de Pérdi-das para el SEA seleccionado, los que finalmente permi-ten culminar el proceso de cálculo de Peajes Secunda-rios o Compensaciones y los factores de las Fórmulasde Actualización. 4.8. Las actividades señaladas se enlazan secuen- cialmente en el proceso de cálculo de las tarifas y com-pensaciones para los SST, de acuerdo al flujograma quese muestra en el siguiente Gráfico 1. Gráfico 1 FLUJOGRAMA DEL PROCESO DE C ÁLCULO DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISI ÓN Proyección de la Demanda Total y por SET`sInformación Básica de Instalaciones de TransmisiónInformación Básica de Operación y MantenimientoCriterios de Confiabilidad Propuesta de Equipamiento del SEA Periodo de 15 años Costos de Inversión de: - Líneas de Transmisión - Subestaciones- Centro de Control y Telecomunicaciones Periodo de 15 añosCálculo de Factores de Pérdidas Cálculo de Ingresos Tarifarios Periodo de 15 añosCostos de Operación y Mantenimiento Periodo de 15 años Cálculo de Compensaciones y/o Peajes y Factores de ActualizaciónTÍTULO II CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE PEAJES Y COMPENSACIONES DE LOS SST CAPÍTULO PRIMERO Proyección de la Demanda Artículo 5º.- Criterios Generales para Elaborar la Proyección de la Demanda 5.1. Se deberá realizar la proyección de las ventas de electricidad, sin incluir las pérdidas en baja tensión nien media tensión, las que, para el dimensionamiento delSEA, serán agregadas de acuerdo con lo establecido enel numeral 12.4 del Artículo 12º de la presente norma. 5.2. Los criterios generales a aplicarse para elaborar la proyección de la demanda eléctrica son: 5.2.1. El período de proyección es de 15 años, a partir del mes y año de vigencia de la fijación de tarifas. 5.2.2. Las proyecciones deben ser elaboradas de manera sustentada y documentada mediante méto- dos y modelos de proyección que tomen en cuentalas estadísticas de consumo histórico de electricidad,la evolución de la población, la evolución del númerode clientes, índices macroeconómicos relevantes ydesarrollo urbano y otros pertinentes que expliquen adecuadamente el comportamiento de la demanda eléc- trica. Las empresas de transmisión, que no realicenactividades de distribución, emplearán la proyecciónde demanda de aquellas empresas distribuidoras quese alimenten desde su SST. 5.2.3. Las demandas de potencia y energía eléctrica deben ser pronosticadas para el total del Sistema y para cada nivel de tensión del SST. 5.2.4. El agregado de las proyecciones de demanda por barra debe ser consistente con la proyección de lademanda total. 5.2.5. Las proyecciones de demanda por barras deben tener en cuenta la característica y evolución de los diferentes grupos de consumidores que son aten-didos desde cada barra. En general, debe desagre-garse entre consumidores regulados y clientes libres,indistintamente de la empresa suministradora. Igual-mente, deben considerar la evolución de la demanda del sector urbano. 5.2.6. Las cargas de clientes libres, deben ser trata- das de manera independiente, reconociendo el compor-tamiento particular de sus consumos, para lo cual lasempresas deberán realizar encuestas a los clientes li-bres que se alimenten a través de su SST, mediante el respectivo suministrador del servicio eléctrico a dicho cliente libre. 5.2.7. El alcance del SST estará restringido al límite del área de concesión de los sistemas de distribución ysiempre que se encuentren conectados eléctricamenteal SEIN. 5.2.8. Los proyectos de expansión de distribución de la energía eléctrica previstos dentro del área de conce-sión deberán ser debidamente sustentados mediante losplanes de desarrollo de las Empresas Concesionarias ode las entidades de desarrollo nacional como la Direc-ción Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas, Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales y otros. 5.2.9. Los proyectos de inversión nuevos que involu- cren incremento de demanda, deberán estar sustenta-dos mediante compromisos de inversión, solicitudes defactibilidad de suministro, o estar considerados en las proyecciones de demanda utilizadas por el OSINERG en los cálculos de fijación de las Tarifas en Barra. 5.2.10. El titular de un SST deberá tomar en cuenta la proyección de la demanda utilizada por el OSINERGpara la fijación de tarifas de los SST de las empresasque inyectan o retiran energía del SST de dicho titular. Artículo 6º.- Criterios Específicos para la Proyec- ción de la Demanda Los criterios específicos a considerar, para la pro- yección de la demanda, son los siguientes: - Disponibilidad de datos históricos. - Precisión de la proyección.- Objetivo de la proyección. - Análisis final de la proyección.