Decreto 228/007
Sustitúyese el artículo 103 del Reglamento de Trasmisión de Energía
Eléctrica aprobado por Decreto 278/002 y apruébase la metodología de
cálculo de los cargos por uso del Sistema de Trasmisión de energía
eléctrica y paramétricas de ajuste.
(1.245*R)
MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGIA Y MINERIA
MINISTERIO DE RELACIONES EXTERIORES
MINISTERIO DE ECONOMIA Y FINANZAS
MINISTERIO DE VIVIENDA, ORDENAMIENTO TERRITORIAL Y MEDIO AMBIENTE
Montevideo, 25 de Junio de 2007
VISTO: la propuesta de cargos por uso del Sistema de Trasmisión de energía
eléctrica y paramétricas de ajuste correspondientes para los usuarios de
dicho sistema, remitida por el Ministerio de Industria, Energía y Minería
(MIEM) en el marco de lo dispuesto por el Decreto Nº 44/007 de 31 de enero
de 2007 y atendiendo a los lineamientos de política energética;
RESULTANDO: I) que el artículo 12 de la Ley Nº 16.832 de 17 de junio de
1997 establece el acceso no discriminado de terceros a la capacidad de
transporte no comprometida en líneas de trasmisión;
II) que el Decreto Nº 44/007 mencionado fijó la remuneración para las
instalaciones del Sistema de Trasmisión de energía eléctrica, cometiendo
al MIEM la formulación de la propuesta de cargos de conexión,
interconexión o peaje y paramétricas de ajuste correspondientes para los
usuarios de dicho sistema;
III) que la propuesta formulada por el MIEM plantea modificaciones en
relación con la metodología de cálculo de los cargos por el uso del
Sistema de Trasmisión de energía eléctrica, establecida en el Reglamento
de Trasmisión de Energía Eléctrica, aprobado por Decreto Nº 278/002 de 28
de junio de 2002;
IV) que dichas modificaciones refieren, en lo fundamental, a la extensión
y ajuste del sistema de distribución de cargos en proporción a las
unidades físicas de potencia o energía transadas ("sello postal o
estampillado"), para el primer período tarifario;
V) que la propuesta remitida considera los cargos de trasmisión aplicables
a generadores, importación, exportación, autoproductores, el Distribuidor
y consumidores conectados en tensiones de 500 KV y 150 KV;
CONSIDERANDO: I) que el sistema propuesto para el primer período tarifario
resulta conveniente en cuanto hace compatibles criterios técnicos con
objetivos de desarrollo económico, social y territorial, y de reducción de
asimetrías y contribución a un acceso más equitativo a oportunidades de
inversión;
II) que los enfoques académicos y experiencias concretas de implementación
internacional se basan en metodologías diversas, no existiendo un
mecanismo de peajes único que responda a todas las expectativas o
realidades de los sistemas;
III) que la metodología propuesta es conforme a la normativa legal vigente
y constituye un mecanismo inicial adecuado para asignar cargos de red,
previéndose una fase futura de incorporación de señales por grado de uso;
IV) que se estima conveniente instrumentar de modo paulatino la aplicación
de los cargos de trasmisión, considerando su compatibilización con la
evolución de las tarifas de los clientes regulados del Distribuidor,
evaluando los resultados de dicha aplicación e introduciendo las
adecuaciones normativas que correspondan;
V) que, sin perjuicio de dichas adecuaciones, se entiende oportuno y
conveniente modificar en esta instancia el artículo 103 del Reglamento de
Trasmisión, a efectos de que su redacción resulte más ajustada a las
normas legales, según las cuales corresponde al Poder Ejecutivo la
fijación de las tarifas máximas para cada tipo de actividad de la
industria eléctrica;
VI) que también se estima oportuno explicitar que, en la remuneración para
las instalaciones del Sistema de Trasmisión definido en el artículo 1º del
Decreto Nº 44/007, se consideró a todos los activos y servicios de
trasmisión existentes, como de reconocida utilidad para los usuarios del
sistema, respondiendo su incorporación a las etapas de evolución que las
redes han experimentado;
VII) que corresponde resolver en consecuencia;
ATENTO: a lo expuesto, a lo dispuesto en los artículos 168, numeral 4º de
la Constitución de la República y 15 de la Ley Nº 16.832 de 17 de junio de
1997, y a lo previsto por el Decreto Nº 44/007 de 31 de enero de 2007;
EL PRESIDENTE DE LA REPUBLICA
DECRETA:
Sustitúyese el artículo 103 del Reglamento de Trasmisión de Energía
Eléctrica aprobado por Decreto Nº 278/002 de 28 de junio de 2002, por el
siguiente: "Los cargos de conexión y de peaje para los usuarios,
correspondientes a cada año tarifario, serán calculados por el DNC
(Despacho Nacional de Cargas) de acuerdo a lo establecido en Anexo y
remitidos al Regulador, quien previo a recabar la opinión del Trasmisor,
los informará, elevándolos al Poder Ejecutivo para su consideración,
resolución y posterior publicación."
Declárase que, en la remuneración para las instalaciones del Sistema de
Trasmisión definido en el artículo 1º del Decreto Nº 44/007 de 31 de enero
de 2007, se consideró a todos los activos y servicios de trasmisión
existentes, como de reconocida utilidad para los usuarios del sistema,
respondiendo su incorporación a las etapas de evolución que las redes han
experimentado.
Apruébase la metodología de cálculo de los cargos por uso del Sistema de
Trasmisión de energía eléctrica y paramétricas de ajuste, incluida en el
Anexo I, que se considera parte del presente Decreto.
Para la determinación de los cargos aplicables a todas las inyecciones de
energía a la red, transitoriamente y por un período de 4 (cuatro) años a
partir de la aprobación del presente decreto, será de aplicación la
modalidad de cálculo indicada en Anexo II, que se considera parte del
presente Decreto.
Encomiéndese a la Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear
(DNETN) la coordinación de un grupo de trabajo integrado por la Unidad
Reguladora de Servicios de Energía y Agua (URSEA), la Administración
Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) y la Administración
del Mercado Eléctrico (ADME), con los cometidos de evaluar los efectos de la aplicación de las disposiciones contenidas en el presente decreto,
elaborar una propuesta de cargos de trasmisión aplicables a los
consumidores conectados en niveles de tensión inferiores a 150 kV y
proponer las adecuaciones a la reglamentación que resulten necesarias.
Suspéndase la aplicación de los cargos de red para los consumidores
conectados en niveles de tensión inferiores a 150 kV, antes aludidos.
Comuníquese, publíquese, etc.
Dr. TABARE VAZQUEZ, Presidente de la República; JORGE LEPRA; REINALDO
GARGANO; MARIO BERGARA; MARIANO ARANA.
ANEXO I
INDICE ANEXO I:
1. Metodología de Cálculo de los Cargos de Transmisión
2. Paramétrica de Ajuste
METODOLOGIA DE CALCULO DE LOS CARGOS DE TRANSMISION
INDICE
1 Objeto de este documento 5
2 Remuneración reconocida al transportista 6
2.1 Separación de la Remuneración Anual Reconocida al
Transportista en subetapas 8
2.2 Valores Nuevos de Reemplazo unitarios (VNR) 10
2.3 Costos de operación y mantenimiento (CAOyM) 10
2.4 Tasa de remuneración reconocida 10
3 Procedimientos de cálculo de los peajes de transmisión 11
3.1 Definiciones generales 11
3.2 Peajes de localización aplicables a los generadores
y a las importaciones de energía 11
3.2.1 Simulación energética de base 12
3.2.2 Flujos de carga de referencia 13
3.2.3 Cargos pagados por los agentes generadores e
importaciones 15
3.3 Cargos pagados por los autoproductores conectados en
500 y 150 kV 21
3.4 Peajes aplicables a las demandas y operaciones de
exportación 22
3.4.1 Cargos pagados por la demanda 24
3.4.2 Peajes por exportación 27
1 Objeto de este documento
El presente documento tiene por objeto formular la metodología de cargos
de transmisión a aplicar en el sistema eléctrico uruguayo (excluyendo las
instalaciones de CTM y las instalaciones de interconexión internacional).
Se calculan exclusivamente los peajes para:
* Generadores sujetos a despacho y de despacho libre, ubicados en
cualquier punto de la red de trasmisión o distribución, incluyendo
autoproductores por sus excedentes vertidos a la red.
* Contratos de importación e importaciones ocasionales que inyectan
potencia en la red de trasmisión.
* Consumidores conectados en tensiones 500 kV y 150 kV, incluyendo las
demandas contratadas por autoproductores en dichos niveles de tensión.
* Contratos de exportación y exportaciones ocasionales que extraen
potencia de la red de trasmisión.
2 Remuneración reconocida al transportista
* La Remuneración Anual Total Ajustada del transportista del año t+1
(RATAt+1) se compone de:
* La Remuneración Anual Reconocida al Transportista del año t+1
(RARTt+1)
* La Corrección Anual por Demanda (CORRDEMt,t+1)
* La Corrección Anual por Demanda (CORRDEMt,t+1) es una corrección
anual a la remuneración del transportista en el año t+1 como resultado
de que los peajes de Potencia y de Exportación realmente facturados en
el año t no coincida con los estimados para calcular los costos
unitarios. Este componente de la RATAt+l se describe en el punto
"Peajes aplicables a las demandas y operaciones de exportación".
* La Remuneración Anual Reconocida al Transportista del año t+1
(RARTt+1) por las instalaciones que se prevé estén en servicio el año
siguiente (año t+1), que se calcula al finalizar el año t, es la suma
de:
a) Estimación de la Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo,
(suponiendo anualidades cargadas al fin del año) de las
instalaciones existentes en el momento de la estimación de los
peajes, que hayan finalizado su período de amortización.
b) Estimación de Costos de Administración, Operación y Mantenimiento
(CAOyM) de las instalaciones existentes en el momento de la
estimación de los peajes, que hayan finalizado su período de
amortización.
c) Estimación del Canon anual y otras remuneraciones anuales previstas
por las instalaciones que estén en período de amortización el año
siguiente.
d) Estimación de otros gastos incluyendo impuestos, para el año
siguiente.
e) Estimación de Compensaciones por Confiabilidad previstas para el
año siguiente.
f) Correcciones por Desempeño Definitivo (CORRDDt,t+1) en los activos
pagadas en el año t+1 por diferencias del año t.
* Se define los siguientes coeficientes:
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
Estos coeficientes indican la participación en la RART de distintos ítems
que componen el RART de un año, que deben mensualizarse de manera
diferente, para asegurar que el valor actual del ingreso del transportista
sea el adecuado.
* La Remuneración Mensual Reconocida al Transportista para el mes m
del año t+1 (RMRTm,t+1) se define como la suma (con signo) de:
g) Una mensualidad tal que, si se cargara todos los meses del año t+1,
el flujo de dichas mensualidades, actualizado al fin del año t+1 a
la tasa de retorno regulada, sea igual al ítem a).
h) Una doceava parte de la suma de los ítems b) al e) inclusive.
i) Una mensualidad tal que, si se cargara todos los meses del año t+1,
el flujo de dichas mensualidades actualizado al principio del año t+
1 a la tasa de retorno regulada, sea igual al ítem f), Correcciones
por Desempeño Definitivo (CORRDDt,t+1) anterior. Este ítem permite
que el transportista perciba por su actividad del año t, un valor
actual igual al que le habría correspondido de acuerdo a su
desempeño real.
* El Monto por Desempeño Definitivo del Transportista para el mes m
del año t (MDDTm,t), se calcula una vez conocido el desempeño real de
dicho mes y se define como la suma de:
j) Una mensualidad tal que, si se cargara todos los meses del año t,
el flujo de dichas mensualidades, actualizado al fin del año t a la
tasa de retorno regulada, sea igual a la Anualidad del Valor Nuevo
de Reemplazo de las instalaciones del ítem a) anterior,
efectivamente incorporadas al servicio, disponibles o en
mantenimiento en el mes m del año t.
k) Una doceava parte de los ítems b) y c) anteriores, correspondientes
a las instalaciones efectivamente incorporadas al servicio,
disponibles o en mantenimiento en el mes m del año t.
l) Una doceava parte de la suma de los ítems d) y e) para el año t
efectivamente generados.
* El monto mensual de correcciones generadas en el mes m del año t, a
compensar en el año t+1 (Cmt,t+1) se define como:
ítems j), k) y l) de MDDTm,t
menos
ítems g) y h) de RMRTm,t
* El monto Correcciones por Desempeño Definitivo (CORRDDt,t+1) se
calcula como:
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
p1 = [1 + tasa de retorno regulada anual](1/12)
* De acuerdo a lo anterior, el monto Correcciones por Desempeño
Definitivo en la remuneración del año t+1, consiste en la suma de los
siguientes ítems:
* Corrección de impuestos. Al finalizar el año t se conoce lo
efectivamente generado por concepto de impuestos, que puede diferir del
monto previsto.
* Corrección por diferencias en la estimación de la fecha entrada de
instalaciones nuevas y por la salida de servicio definitiva de
instalaciones existentes. Al finalizar el año t se conoce qué
instalaciones estuvieron en servicio durante el año, que puede diferir
de las previstas.
* Corrección de Compensaciones por Confiabilidad. Al finalizar el año
t se conoce lo efectivamente generador por concepto de Compensaciones
por Confiabilidad que pueden diferir de las previstas.
En el cálculo de la RART del año t+1, se compensan las diferencias
anteriores, mediante estas correcciones.
* La Remuneración Anual Total Ajustada (RATA) que recibirá el
Transportista será recaudada mediante los siguientes conceptos, que
serán cobrados mensualmente:
* Ingreso Tarifario (resultante de la aplicación de precios de nodo
diferentes a las inyecciones y extracciones de energía en el mercado
spot).
* Cargos de Peaje de Localización
* Cargos de Peaje por Potencia
* Cargos de Peaje de Exportación
* Cargos de Conexión
2.1 Separación de la Remuneración Anual Reconocida al Transportista en
subetapas
* A los efectos del cálculo de los peajes y cargos de conexión, el
monto del RART se calcula en forma separada en subetapas:
* Red de 500 kV, que incluye líneas de 500 kV, sus elementos de
compensación, las secciones de sus extremos y una cuota parte de los
Otros Activos de las Estaciones.
* Transformación 500/150 kV, que incluye los transformadores, las
secciones de los transformadores para cada nivel de tensión, y una
cuota parte de los Otros Activos de las Estaciones.
* Red de 150 kV, que incluye líneas de 150 kV, las secciones de sus
extremos y una cuota parte de los Otros Activos de las Estaciones.
* Transformación 150/60/30 kV y secciones de conexión en 60 y 30 kV en
estaciones 150/60/30 kV (RTRI50), que incluye los transformadores y sus
secciones para cada nivel de tensión, las secciones de conexión de
salidas de circuitos de demanda en las barras de 60 y 30 kV de las
estaciones de transformación y una cuota parte de los Otros Activos de
las Estaciones.
* Instalaciones de conexión de generadores, y de consumidores
conectados en 150 kV y tensiones superiores, que incluye las
instalaciones de conexión de generadores que se conectan a estaciones
de transmisión e instalaciones de conexión de grandes consumidores que
se conectan en 150 kV y tensiones superiores, y que son propiedad del
transportista, y una cuota parte de los Otros Activos de las
Estaciones.
En cada una de estas subetapas se calculan los ítems a) a f) del RART
en forma separada.
* Los Otros Activos de las Estaciones (MOAE) es el monto total de RART
para el conjunto de las estaciones de la red de transmisión, de los
siguientes ítems: edificios, terrenos, puesta a tierra de neutro,
medida y secciones de medida, aterramiento de barras, secciones de
acopladores, servicios propios y secciones de servicios propios,
reactores y condensadores de barra. comunicaciones, telecontrol,
secciones de reserva de líneas y transformadores, y secciones de barra.
* A partir del monto total de Otros Activos de las Estaciones, se
determina un Valor Unitario de Otros Activos asociado a cada tipo de
sección de línea, transformador y sección de salida de circuitos de
demanda, en todos los niveles de tensión. El Valor Unitario de Otros
Activos (VUOAt) asociado a cada tipo t de sección, es una proporción
constante de la suma AVNR unitario más CAOyM unitario del mismo tipo de
sección. La proporción se determina de manera tal que la suma, en todas
las secciones que existen en la red, de los Valores Unitarios de Otros
Activos, sea igual al monto total de Otros Activos de las Estaciones,
que de esta manera queda repartido entre todas las secciones en un
estampillado.
Los valores VUOAt resultan entonces de:
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
con:
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
Donde:
t indica el tipo de sección
VUt es la suma del AVNR unitario más el CAOYM unitario del tipo t de
sección nt es la cantidad de secciones del tipo t en la red en el
conjunto de la red MOAE es el monto total de Otros Activos de
las Estaciones.
* Como resultado, cada sección del tipo t se valora por un monto VUt +
VUOAt
* La cuota parte de los Otros Activos de las Estaciones que se
incorpora al monto de cada subetapa, es la suma de los Valores
Unitarios de Otros Activos de las secciones de la subetapa.
* La suma de los montos de la RART de las tres subetapas Red de 500
kV, Transformación 500/150 kV y Red de 150 kV, se denomina Remuneración
por Equipamiento de Interconexión.
* La suma de los montos de la RART de las subetapas Transformación
150/60/30 kV y secciones de conexión de salida de circuito en 60 y 30
kV en estaciones 150/60/30 kV, e Instalaciones de conexión de
generadores y consumidores en 150 kV y tensiones superiores, se
denomina Remuneración por Conexión:
* El RART de Instalaciones de conexión de generadores y consumidores
en 150 kV y tensiones superiores, se recupera mediante los Cargos de
Conexión de los generadores y los cargos de conexión de los
consumidores conectados en 150 kV y tensiones superiores.
* El RART de Transformación 150/60/30 kV se recupera mediante el peaje
por Potencia y el Peaje por Exportación. Queda por definir la forma en
que se recuperarán las secciones de circuito en 60 y 30 kV en
estaciones 150/60/30 kV.
2.2 Valores Nuevos de Reemplazo unitarios (VNR)
* Los VNR unitarios empleados para el cálculo deberán ser los
vigentes.
2.3 Costos de operación y mantenimiento (CAOyM)
* Los CAOyM anuales se calculan como porcentajes de los VNR de las
respectivas instalaciones. Los porcentajes tomados deberán ser los
vigentes.
2.4 Tasa de remuneración reconocida
* Para el cálculo de las AVNR se toma la tasa de remuneración
reconocida para la actividad de transmisión.
3 Procedimientos de cálculo de los peajes de transmisión
3.1 Definiciones generales
* El comercio internacional, tanto en contratos como ocasional debe
pagar, de manera independiente a los cargos calculados con esta
metodología, los peajes por el uso de las Instalaciones de
Interconexión Internacional que correspondan.
* Los generadores pagan Peaje de Localización, calculado por una
metodología que se describe más adelante, y Cargos de Conexión
correspondientes a las instalaciones utilizadas para su conexión a la
red de trasmisión que sean propiedad del Transportista.
* Los contratos de importación y las importaciones ocasionales pagan
Peaje de Localización.
* Los consumidores pagan únicamente un Peaje de Potencia calculado por
una metodología que se describe más adelante.
* Las exportaciones pagan un Peaje de Exportación, derivado del Peaje
de Potencia de los consumidores.
* En todos los casos debe definirse un régimen de penalización por el
uso de la red de transmisión por parte de un agente, en una potencia
superior a la establecida en su Convenio de Uso.
3.2 Peajes de localización aplicables a los generadores y a las
importaciones de energía
* A continuación se describe la metodología de cálculo del Peaje de
Localización aplicable a la generación y al comercio internacional de
energía.
* Para el cálculo del Peaje de Localización a regir en el año t+1 se
emplea el monto RPEAJEt+1 que es la suma de:
* La Remuneración por Equipamiento de Interconexión prevista para el
año t+1
* Menos el Ingreso tarifario previsto para el año t+1
* Más una corrección igual al valor del Ingreso Tarifario real del año
t, menos el Ingreso tarifario previsto para el año t
* El monto RPEAJE se reparte entre los equipamientos de interconexión
que están operativos y conectados a la red en la configuración de los
flujos de carga máxima, (que se emplean en la determinación de los
peajes de localización), en proporción al Valor Nuevo de Reemplazo
(VNR1) de cada uno de ellos. Resultará el Valor Nominal (VN1) de cada
elemento 1 de interconexión de dicho configuración de la red.
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
* En la configuración de operación de la red prevista para el próximo
año pueden quedar elementos de la red que operen abiertos, a pesar de
estar disponibles. Como resultado de la fórmula anterior, su
contribución al RPEAJE se reparte en proporción entre todos los
elementos que se encuentran operativos en el flujo.
3.2.1 Simulación energética de base
* Para estimar el uso de la red de transmisión por las distintas
inyecciones y extracciones es necesario emplear una simulación
energética.
* Se toma como base una simulación energética con el modelo MURDOC que
debería ser acordada por el DNC y ADME con la mejor información
disponible respecto a las perspectivas energéticas del año siguiente,
en particular respecto a los contratos de importación, intercambios
internacionales ocasionales, y centrales que entrarán en servicio.
* Se consideran los contratos internacionales de importación y
exportación, ya firmados y presentados ante la autoridad, con vigencia
en algún período del año siguiente.
* Se consideran las centrales de generación que estarán en servicio en
algún período del año siguiente.
* El Reglamento de Mercado (RM) clasifica las centrales en "sujetas a
despacho" y "de despacho libre" (Artículo 69 y 72 del RM).
* Los generadores con centrales sujetas a despacho, incluso
autoproductores sujetos a despacho por sus excedentes vertidos a la
red, se incluyen en la simulación energética con su costo variable y
disponibilidad estimada para el despacho. La generación hidráulica de
pasada y la eólica tiene una disponibilidad aleatoria, que se debe
representar en la simulación. Los peajes que pagarán estarán
determinados por una potencia representativa anual y no por su despacho
real en el año.
* Los contratos de importación se incluyen en la simulación energética
con su costo variable y disponibilidad estimada para el despacho. Los
peajes que pagarán estarán determinados por una potencia representativa
anual y no por su despacho real en el año.
* Los generadores de despacho libre, incluso autoproductores de
despacho libre por sus excedentes vertidos a la red, no se incluyen en
la simulación energética. Los peajes que pagarán estarán determinados
por su generación real inyectada a la red, a través de un peaje de
localización por MWh inyectado.
* Las importaciones ocasionales se incluyen en la simulación
energética con la mejor estimación de su precio y disponibilidad. Los
peajes que pagarán estarán determinados por su generación real
inyectada a la red, a través de un peaje de localización por MWh
inyectado.
* Los contratos de exportación se incluyen en la simulación energética
con la mejor estimación de su convocatoria y se tratarán a los efectos
del pago de peajes, como demandas conectadas al nodo de interconexión,
por lo que sólo pagan peaje de potencia. Dado que las demandas no pagan
peaje de localización, tampoco lo pagan los contratos de exportación.
* Las exportaciones ocasionales se incluyen en la simulación
energética con la mejor estimación de su convocatoria y pagarán un
peaje por la energía realmente extraída de la red, calculado con un
cargo unitario en US$/MWh.
3.2.2 Flujos de carga de referencia
* Para determinar los usos de la red y los peajes de las inyecciones y
extracciones de la red, se toman como base, flujos de carga de
referencia (flujos de carga AC con barra flotante en Montevideo A 500
kV).
* Se consideran todas las instalaciones existentes y aquellas cuya
entrada en servicio esté prevista en cualquier período del año
simulado.
* En los flujos de carga se toma la demanda máxima anual de cada una
de las estaciones coincidente con el máximo previsto del sistema del
año siguiente. No se realizan flujos en otros estados de carga.
* En los flujos de carga las inyecciones y extracciones, se modelan
mediante Potencias Representativas.
* Se modela un flujo de carga para la máxima demanda anual, para cada
uno de tres escenarios de generación, que se determinan a partir de la
simulación energética.
Para determinar los escenarios de generación, se considera la
siguiente clasificación de las crónicas históricas de aportes
hidráulicos:
* Escenario hidrológico seco, el 5% de las crónicas con menor
generación hidráulica anual.
* Escenario hidrológico medio, el 70% siguiente.
* Escenario hidrológico húmedo, el 25% restante (que corresponde a las
crónicas con mayor generación hidráulica anual).
* Para cada uno de los escenarios hidrológicos, se calcula una
Potencia Base de cada generador sujeto a despacho, importación y
exportación de la siguiente manera:
* Se considera el promedio en la simulación energética, en todas las
crónicas del escenario, de la energía de cada generador sujeto a
despacho,
importación y exportación, en un período representativo.
Dicho promedio se denomina Energía Base, y se expresa en MWh.
* A los efectos del cálculo de peajes se toma como período
representativo la totalidad del año, es decir la Energía Base de cada
inyección y exportación es el promedio en las crónicas de su energía
anual.
* Se determina la Potencia Base expresada en MW, de cada generador
sujeto a despacho, importación y exportación, como el cociente entre la
energía base respectiva y el número de horas del período
representativo.
* A partir de las potencias base de cada escenario se determinan las
Potencias Representativas que se emplean en el respectivo flujo de
carga, las que pueden no coincidir con las Potencias Base.
* La Potencia Representativa de las importaciones desde Argentina se
reparte por mitades en los nodos San Javier 500 kV y Salto Grande
Uruguay 500 kV.
* Los generadores de despacho libre no se incluyen en el flujo de
carga o lo que es equivalente su potencia representativa es nula. El
peaje de localización unitario por MWh inyectado resulta de un cálculo
basado en una inyección marginal, que se presenta en el punto "Peaje de
localización de generadores y operaciones de importación".
* Para la determinación de las potencias representativas que se
emplean en el flujo a partir de las potencias base se considera:
* Para los contratos de importación y exportación firme la potencia
representativa en todos los escenarios, es igual al promedio anual de
la potencia contratada.
* Para las importaciones y exportaciones ocasionales la potencia
representativa en el flujo es nula.
* Para los generadores sujetos a despacho, sus potencias
representativas se determinan en cada escenario a partir de las
respectivas potencias base, ajustadas en forma proporcional respetando
la capacidad máxima de cada generador. El objeto de este ajuste es que
la suma de potencias representativas de generadores y contratos de
importación, coincida con la suma de la demanda máxima anual prevista,
más las pérdidas de transmisión estimadas, más la suma de potencias
representativas de contratos de exportación.
Si la capacidad máxima de cada generador varia en el año por
incorporaciones o salidas definitivas de potencia, la capacidad máxima
será el promedio anual de las potencias máximas.
* Como resultado, en cada nodo "k" y escenario hidrológico "e" se
determina las siguientes potencias expresadas en MW:
* Potencia Representativa por Escenario total Inyectada en el nodo
(PRIek)
* Potencia Representativa por Escenario total Extraída en el nodo
(PREek)
* Potencia Representativa por Escenario Inyectada en el nodo por cada
generador sujeto a despacho e importación "g" (PRIegk)
* Potencia Representativa por Escenario Extraída en el nodo por cada
carga y exportación "c" (PREeck).
La suma de los PRIegk para todas las inyecciones del nodo k es por
definición PRIek.
La suma de los PREeck para todas las extracciones del nodo k es por
definición PREek.
Se define la potencia Potencia Representativa Inyectada total en el
nodo k (PRIk) como el promedio ponderado por la probabilidad de los
escenarios, de las PRIek.
Se define la potencia Potencia Representativa Inyectada en el nodo k
del generador o importación g (PRIgk) como el promedio ponderado por la
probabilidad de los escenarios, de las PRIegk.
Se define la potencia Potencia Representativa Extraída total en el
nodo k PREk) como el promedio ponderado por la probabilidad de los
escenarios, de las PREek.
Se define la potencia Potencia Representativa Extraída en el nodo k
de la carga o exportación c (PRIck) como el promedio ponderado por la
probabilidad de los escenarios, de las PRIeck.
* Se corren los flujos de carga para cada uno de los escenarios
hidrológicos y sólo para el escenario de demanda máxima, tomando las
potencias representativas determinadas.
3.2.3 Cargos pagados por los agentes generadores e importaciones
* A partir de los flujos de carga se calculan los cargos de peaje por
localización de cada nodo del sistema según la metodología indicada en
el numeral g del Art. 10 del Anexo X del RT.
Los coeficientes b utilizados para los cálculos antes indicados
(matriz beta), se construyen a partir de la matriz de admitancias del
sistema del flujo de referencia:
* De la matriz de admitancia de la red se eliminan la fila y la
columna correspondientes a la barra flotante.
* La matriz resultante se invierte.
* A partir de la matriz de impedancias resultante se calculan los
elementos de la matriz beta. El coeficiente beta correspondiente a una
línea dada en un nodo dado se calcula como la parte real de la
diferencia entre los elementos de la matriz de impedancias
correspondientes al nodo de interés y cada uno de los nodos extremos de
la línea, dividida entre la impedancia de la línea.
Como resultado, se obtiene para cada nodo k, el monto anual por peaje
de localización correspondiente a la potencia representativa PRIk
asociada al nodo k. Este monto se denomina Cargo de Peaje por
Localización correspondiente a las inyecciones en ese nodo (CPEAJELOCk
(G)). La suma de los CPEAJELOCk(G) para todos los nodos del sistema es
por definición el monto total de peaje de localización (CPEAJELOCT(G)).
* El conjunto de los generadores sujetos a despacho y los contratos de
importación, pagarán en el año el monto CPEAJELOCT(G), menos los
ingresos obtenidos por peaje de localización de importaciones
ocasionales, menos los ingresos obtenidos por peajes de localización de
generadores de despacho libre.
A los generadores sujetos a despacho y a los contratos de importación
según el nodo en que se encuentren y su potencia representativa, se les
calcula un cargo anual fijo por concepto de peaje de localización, que
resulta de su potencia representativa y no de su inyección real a la
red.
A partir de esos cargos fijos anuales se calculan los peajes de
localización mensuales como se describe a continuación.
* Un generador de despacho libre que inyecte energía en el nodo k paga
un peaje de localización unitario por MWh inyectado efectivamente en la
red, propio del nodo k, que resulta de un cálculo basado en una
inyección marginal, que se presenta en el punto "Peaje de localización
de generadores y operaciones de importación".
* Una importación ocasional que inyecte energía en el nodo k, paga un
peaje de localización unitario por MWh inyectado efectivamente en la
red, propio del nodo k, de acuerdo a cargos unitarios en US$/MWh cuyo
cálculo se presenta en el punto "Peaje de localización de generadores y
operaciones de importación".
Para el caso de las importaciones ocasionales desde Argentina, se
considera que las mismas se inyectan a la red en por mitades en los dos
nodos Salto Grande Uruguay 500 kV y San Javier 500 kV.
3.2.3.1 Peaje de localización de generadores y operaciones de
importación
En cada nodo k se determina el peaje unitario de localización
CPEAJEULOCk(G), de la siguiente forma:
CPEAJEULOCk(G) = CPEAJELOCk(G)/PRIk
A cada generador y contrato de importación (g) incluido en la
simulación energética se le calculará un monto fijo anual de peaje de
localización MFALg igual a:
MFALg = CPEAJEULOCk (G) x PRIgk
y un cargo mensual MFALMg igual a:
MFALg
MFALMg =
NMESg
Donde NMESg = (12/52) x (número de semanas en que g fue incluido en
la simulación energética, incluso en las que apareció en la simulación
en mantenimiento programado)
* Esos montos mensuales MFALMg experimentarán las devoluciones a que
pueda dar lugar el ingreso de peajes de localización por generadores de
despacho libre e importaciones ocasionales (IUO).
* El cálculo del cargo unitario por MWh (CUOk) que deben pagar por la
energía efectivamente inyectada los generadores de despacho libre y las
importaciones ocasionales en el nodo k, se calcula como el cociente
incremental:
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
* Cuando tienen lugar importaciones ocasionales o un generador de
despacho libre inyecta energía en algún nodo, por los peajes pagados se
produce un ingreso por usos ocasionales (IUO). Los ingresos por
concepto usos ocasionales que se generen en el mes m (IUOm), se emplean
en reducir en forma proporcional todos los montos que deben pagar en el
mes m por concepto de peaje de localización todos los generadores y
contratos de importación incluidos en la simulación.
* Si un generador no fue incluido en las simulaciones para el cálculo
de peajes, por haber informado a las autoridades su conexión a la red
con posterioridad a la fecha de realización de los cálculos de peajes,
y ha tenido la red a su disposición, el mismo pagará un peaje fijo
mensual, calculado como el producto del cargo por unidad de energía
inyectada que pagaría un generador de despacho libre en el mismo nodo,
por la potencia nominal del generador, por la cantidad de horas que
tenga la red a su disposición en el mes. Esto se aplicará hasta el
siguiente recálculo de peajes.
* Si un contrato de importación no fue incluido en las simulaciones
para el cálculo de peajes, por haber informado el importador a las
autoridades su conexión a la red con posterioridad a la fecha de
realización de los cálculos de peajes, y ha tenido la red a su
disposición, el mismo pagará un peaje fijo mensual, calculado como el
producto del cargo por unidad de energía inyectada que pagaría una
importación ocasional en el mismo nodo, por la potencia media
contratada en el mes, por la cantidad de horas que tenga la red a su
disposición en el mes. Esto se aplicará hasta el siguiente recálculo de
peajes.
* Cuando tienen lugar ingresos por concepto de peajes de generadores o
contratos de importación no incluidos en las simulaciones, los peajes
pagados generan un ingreso adicional de generadores y contratos (IAGC).
Los ingresos por este concepto que se generen en el mes m (IAGCm), se
emplean en reducir en forma proporcional todos los montos que deben
pagar en el mes m por concepto de peaje de localización todos los
generadores y contratos de importación incluidos en la simulación.
* Si en el mes m el generador sujeto a despacho o contrato de
importación (g) ha sido incluido en las simulación energética y ha
tenido la red a su disposición, pagará un peaje de localización mensual
PLMgm que vale:
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
De este modo el ingreso por peajes de localización de todos los
generadores sujetos a despacho y contratos de importación incluidos en
la simulación, más el ingreso de peajes por usos ocasionales del mes m
(IUOm), más el ingreso en el mes m por peajes de generadores no
incluidos en la simulación (IAGCm), permite recaudar una mensualidad
del CPEAJELOCT(G) que debe recaudarse por peajes de localización, cuyo
monto es la suma:
MPEAJELOCTMES + MPEAJELOCTAVNR + MPEAJELOCTCORR
* Si el generador o contrato de importación no ha tenido la red a su
disposición en un mes no paga peajes de localización en ese mes.
* Se entiende que en el mes m un generador ha tenido la red a su
disposición, cuando:
* Durante el mes m o cualquier fracción del mismo el generador ya está
instalado, ha firmado un convenio de uso del sistema de transmisión y
el transportista ha proporcionado la capacidad de inyectar la potencia
contratada dentro de las tolerancias admitidas en el RT.
* El generador ha solicitado al transportista su conexión para una
fecha anterior o igual al mes m, ha firmado un convenio de uso del
sistema de transmisión y durante el mes m o cualquier fracción del
mismo el transportista ha proporcionado la capacidad de inyectar la
potencia contratada dentro de las tolerancias admitidas en el RT.
* Se entiende que en el mes m un contrato de importación ha tenido la
red a su disposición, cuando:
* El contrato se está ejecutando, el importador ha firmado un convenio
de uso del sistema de transmisión y durante el mes m o cualquier
fracción del mismo el transportista ha proporcionado la capacidad de
inyectar la potencia contratada dentro de las tolerancias admitidas en
el RT.
* El importador ha solicitado al transportista el uso de la red para
una fecha anterior o igual al mes m, ha firmado un convenio de uso del
sistema de transmisión y durante el mes m o cualquier fracción del
mismo el transportista ha proporcionado la capacidad de inyectar la
potencia contratada dentro de las tolerancias admitidas en el RT.
3.2.3.2 Cargos de conexión de los generadores
* Estos cargos serán pagados por los generadores para remunerar las
instalaciones individualizadas, propiedad del Transportista, que sirven
para su propia conexión a las estaciones de transmisión.
* En caso de que esas instalaciones sean compartidas por más de un
generador los cargos de conexión se reparten en proporción a la
potencia nominal.
* Un generador conectado a la red de distribución y al que le
corresponda pagar peajes de transmisión no paga directamente al
transportista el cargo de conexión.
* En el mes m el generador (g), pagará un Cargo de Conexión CCGgm que
si en el mes m el generador o contrato de importación ha tenido la red
a su disposición, en cualquier fracción del mes será igual a:
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
CCGg es el monto de la remuneración anual reconocida correspondiente
a las instalaciones de conexión del generador g, de las "Instalaciones
de conexión de generadores y consumidores en 150 kV y tensiones
superiores", que incluye las instalaciones de conexión de generadores
que se conectan a estaciones de transmisión y su cuota parte de los
Otros Activos de las Estaciones.
Se define CCG como la suma para todos los generadores de los CCGg
* Estos cargos serán pagados tanto por los generadores sujetos a
despacho como por los de despacho libre, por las instalaciones de
conexión que el transportista haya debido instalar para su conexión.
* Las especificidades de cada caso de conexión de un generador a la
red de transmisión serán tratadas en el respectivo Convenio de Uso, en
el cual se podrá reflejar la negociación entre las partes y la eventual
participación del generador en las inversiones en las instalaciones de
su conexión.
* Los Convenios de Uso de la red de transmisión de los generadores, se
regirán por una reglamentación específica que deberá ser elaborada.
3.3 Cargos pagados por los autoproductores conectados en 500 y 150 kV
* Los autoproductores pagarán un cargo de peaje de potencia como
consumidores, idéntico al de cualquier demanda, según sus potencias
contratadas con el transportista, las cuales se establecerán en el
contrato de uso de la red como demanda.
* Los autoproductores deberán firmar también con el transportista un
contrato de uso de la red como generadores, donde se establezca la
potencia máxima de generación que el transportista está obligado a
recibir en la red.
* Los autoproductores pagarán un cargo de peaje de localización como
generadores, por la energía inyectada en su punto de conexión con la
red.
* Los autoproductores se clasifican en autoproductores sujetos a
despacho y de despacho libre. Un autoproductor sujeto a despacho pagará
los mismos peajes de localización que un generador sujeto a despacho
que se encontrase en el mismo nodo, empleándose los mismos criterios
que para un generador, para calcular su potencia representativa. Un
autoproductor de despacho libre pagará el mismo peaje de localización
por la energía inyectada a la red, que un generador de despacho libre
en el mismo nodo.
* Los autoproductores en 150 kV y 500 kV pagarán un cargo de conexión
para remunerar las instalaciones individualizadas que sirven para su
propia conexión a las estaciones de transmisión.
* El cálculo del cargo de conexión mensual de un autoproductor se
realizará de manera idéntica que el de un generador, como se indica en
el punto "Cargos de conexión de los generadores".
3.4 Peajes aplicables a las demandas y operaciones de exportación
* Los peajes aplicados a la demanda y a las operaciones de exportación
recuperan:
* La parte de la Remuneración Anual Reconocida del Transportista que
no es recuperada por los peajes de localización y cargos de conexión
aplicados a generadores e importaciones
* La totalidad de la Corrección Anual por Demanda (CORRDEMt,t+1)
* El monto RPOTDEMt+1 utilizado para el cálculo de los peajes de
potencia y de exportación que regirán en el año t+1 se calcula como:
RPOTDEMt+1 = RPEAJEt+1 - CPEAJELOCT(G) + RTR150 + CCGC + CORRDEMt,t+1
RTR150 es la remuneración anual reconocida para el año t+1 por la
subetapa "Transformación 150/60/30 kV y secciones de conexión en 60 y
30 kV en estaciones 150/60/30 kV", que incluye los transformadores y
sus secciones para cada nivel de tensión, las secciones de conexión de
salidas de circuitos de demanda en las barras de 60 y 30 kV de las
estaciones de transformación y una cuota parte de los Otros Activos de
las Estaciones.
CCGC es la parte de la remuneración anual reconocida para el año t+1
por las "Instalaciones de conexión de generadores y consumidores en 150
kV y tensiones superiores" correspondiente a las instalaciones de
conexión de grandes consumidores que se conectan en 150 kV y tensiones
superiores, y que son propiedad del transportista, y su cuota parte de
los Otros Activos de las Estaciones.
CORRDEMt,t+1 es la corrección anual a la remuneración del
transportista en el año t+1 como resultado de que los peajes de
potencia realmente facturados en el año t no coinciden con los
estimados al calcular los costos unitarios de peajes de potencia, por
las siguientes
razones:
* En el cálculo de los peajes unitarios se supone siempre
exportaciones nulas.
* En el correr del año tienen lugar variaciones no previstas en las
potencias contratadas que se emplean como divisoras para el cálculo de
los peajes de potencia unitarios.
* En el correr del año se facturan multas por demandas cuya potencia
consumida supera las respectivas potencias contratadas.
* Sean:
FACDEMRm,t la facturación total realmente efectuada por concepto de
peajes de potencia a las demandas y exportación en el mes m del año t,
la que constituye un ingreso del transportista.
FACDEMEm,t la facturación total estimada por concepto de peajes a las
demandas y exportación en el mes m del año t, cuando se toma como
potencias facturadas la suma de potencias divisoras empleadas cuando se
realizó (en el año t-1) el cálculo de dichos cargos en cada nivel de
tensión, en la que no se incluye ninguna exportación. Dichos cálculos
se presentan más adelante.
CORRFACm,t = FACDEMEm,t - FACDEMRm,t
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
La tasa anual de remuneración de correcciones, es representativa de
las tasas de interés de préstamos o colocaciones que tienen lugar
cuando el transportista experimenta apartamientos en sus ingresos
respecto a los previstos.
* El monto RPOTDEM se descompone en las mismas subetapas que el RART:
* Red de 500 kV, en la cual se incluye las líneas de 500 kV, sus
elementos de compensación, las secciones de sus extremos y una cuota
parte de los Otros Activos de las Estaciones, (en su cuota parte no
recuperada en el RPEAJE que se atribuye a los generadores). El monto de
remuneración anual reconocida por este concepto es CAL500
* Transformación 500/150 kV, que incluye los transformadores, las
secciones de los transformadores para cada nivel de tensión, y una
cuota parte de los Otros Activos de las Estaciones, (en su cuota parte
no recuperada en el RPEAJE que se atribuye a los generadores). El monto
de remuneración anual reconocida por este concepto es CAT500/150
* Red de 150 kV, que incluye líneas de 150 kV, las secciones de sus
extremos y una cuota parte de los Otros Activos de las Estaciones, (en
su cuota parte no recuperada en el RPEAJE que se atribuye a los
generadores).
El monto de remuneración anual reconocida por este concepto es CAL150
* Transformación 150/60/30 kV y secciones de conexión en 60 y 30 kV en
estaciones 150/60/30 kV (RTR150), que incluye los transformadores y sus
secciones para cada nivel de tensión, las secciones de conexión de
salidas de circuitos de demanda en las barras de 60 y 30 kV de las
estaciones de transformación y una cuota parte de los Otros Activos de
las Estaciones.
El monto de remuneración anual reconocida por este concepto es
CARTR150, el cual es la suma de los montos CAT150/60/30 y CASC60-30,
que representan la remuneración anual reconocida de la Transformación
150/60/30 kV y de las secciones de conexión de salida de circuitos en
60 y 30 kV, respectivamente (CARTR150 = CAT150/60/30 + CASC60-30). Esta
subetapa del RART es íntegramente cargada a RPOTDEM.
* Instalaciones de conexión de generadores, y de consumidores en 150
kV y tensiones superiores, por la parte correspondiente a las
instalaciones de conexión de consumidores que se conectan en 150 kV y
tensiones superiores, que son propiedad del transportista, y su cuota
parte de los Otros Activos de las Estaciones (La remuneración anual
reconocida por estas instalaciones es el CCGC).
* Se definen los montos de corrección correspondientes a las distintas
subetapas:
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electrónica del mismo."
* Los montos de remuneración mensual reconocida al transportista a los
efectos de calcular los precios unitarios en los peajes de potencia con
validez en el año t+1 se calculan de la siguiente manera:
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electrónica del mismo."
3.4.1 Cargos pagados por la demanda
* Se definen tramos horarios únicos y aplicables en todo el país y en
todo el año.
* Período de Punta: de 18 a 22 hrs., todos los días del año. Si hay
adelanto de la hora oficial, el horario pasa a ser de 19 a 23 hrs.
durante ese período del año.
* Período Fuera de punta: resto de las horas.
* El peaje de potencia se cobra por las potencias contratadas por el
consumidor en los distintos tramos horarios definidos. Existirá en
todos los casos el cobro de un cargo por demanda de potencia superior
a la contratada. La contratación de potencia deberá regirse por una
normativa comercial que, entre otras cosas, defina los procedimientos
de ingreso y egreso del cliente al sistema de transmisión, asegurando
la total recuperación de la amortización de la red.
* Los Grandes Consumidores deberán contratar su potencia según los
horarios definidos. La contratación de potencia según el horario no
podrá modificarse por el lapso de 12 meses a partir del momento de
contratación o de su modificación.
* Asignación de costos:
* La responsabilidad de los consumidores en los costos de la red
lejana (niveles de tensión superiores a su propio nivel de tensión) es
función de su potencia máxima para el período punta.
* La responsabilidad de los consumidores en los costos de la red
cercana (su propio nivel de tensión) es función de su potencia máxima.
3.4.1.1 Valores Unitarios por subetapa de la red
De acuerdo a lo anterior se definen los valores unitarios mensuales por
unidad de potencia por tramo de la red y nivel de tensión:
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la
imagen electrónica del mismo."
Potencias divisoras: Las potencias divisoras corresponden a las
máximas medidas en el caso de las estaciones, y a las potencias máximas
contratadas en el caso de los consumidores, en el año móvil anterior.
En el caso de las estaciones 500/150 se realizan en el primario de
transformación, en tanto que para las estaciones 150/60/30 están
tomadas en el secundario de transformación.
3.4.1.2 Cargos unitarios cobrados a los consumidores
Consumidores en 500 kV
Los consumidores en 500 kV pagarán por el uso de la red de trasmisión un
monto que resulta del producto del Cargo por potencia máxima (Cargo Pmax)
y la Potencia contratada máxima (Pmax), donde:
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electrónica del mismo."
Clientes en 150 kV
Los consumidores en 150 kV pagarán por el uso de la red de trasmisión un
monto que resulta de la suma de:
* el producto del Cargo por potencia punta (CargoPp) y la Potencia
contratada punta (Pp)
* el producto del Cargo por diferencia de potencia (Cargo Pfp-Pp) y la
diferencia entre la Potencia contratada fuera de Punta (Pfp) y la
potencia contratada en punta (Pp),:
La contratación del cliente deberá cumplir con la siguiente condición
Pp < Pfp.
* Cargo punta (Pp). Cargo por potencia contratada en la punta y su
cálculo se realiza según la siguiente fórmula.
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electrónica del mismo."
Donde CT500 es el coeficiente de transferencia correspondiente al
nivel de 500 kV definido como:
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la
imagen electrónica del mismo."
* Cargo por diferencia de potencia (Pfp - Pp). Cargo por potencia que
se aplica a la diferencia entre la potencia contratada fuera de punta
y la potencia contratada en punta.
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electrónica del mismo."
3.4.1.3 Cargos de conexión de los consumidores
* Los cargos de conexión para los grandes consumidores (GC) actuales y
futuros, conectados en tensiones mayores o iguales a 150 kV, surgen de
las especificidades de cada caso y dependen de un proceso de
presupuestación y negociación a ser plasmado en el respectivo Convenio
de Uso de la red de transmisión de cada agente.
* Los Convenios de Uso de la red de transmisión de los consumidores,
se regirán por una reglamentación específica que deberá ser elaborada.
3.4.2 Peajes por exportación
* Como se definió anteriormente, para el cálculo de los cargos
unitarios del peaje de potencia para demandas y exportación, no se
incluyen ninguna demanda de exportación a los efectos de calcular la
demanda divisora que se emplea en el cálculo de los cargos unitarios.
* Los contratos de exportación pagan un cargo mensual fijo por
concepto de peaje de exportación, que es igual al que pagaría un Gran
Consumidor de igual potencia contratada y ubicada en el mismo nodo
frontera en el que se exporta el contrato.
* Las exportaciones ocasionales pagan un peaje de exportación
ocasional por la energía efectivamente extraída de la red, de acuerdo a
cargos unitarios en US$/MWh, calculados a partir de los peajes de
potencia de las cargas.
El peaje de exportación ocasional en un nodo k de interconexión,
expresado en US$/MWh, es igual al monto en dólares que pagaría
anualmente un contrato de exportación de 1 MW en dicho nodo, de
potencia constante en todo el año, dividido 8760 horas.
* Como ya se describió, los ingresos por peaje de exportación del año
t reducen el monto RPOTDEMt+1 a partir del cual se calculan los peajes
de potencia.
PARAMETRICA DE AJUSTE
Fórmula Paramétrica de Ajuste
El ajuste previsto, en el Art. 99 del Reglamento de Transmisión (RT) para
la remuneración reconocida para las instalaciones del Sistema de
Transmisión y para los Cargos de Transmisión se realizará de acuerdo con
el siguiente procedimiento:
* La fórmula paramétrica de ajuste indicada más adelante se empleará
para adecuar los estándares de remuneración de las instalaciones, hasta
tanto se defina los nuevos estándares aplicables según lo dispuesto por
el Art. 99 del RT.
* El ajuste por la fórmula paramétrica de los estándares de
remuneración se realizará en forma anual y previa al cálculo de los
cargos de transmisión (peajes y cargos de conexión). Con los estándares
ajustados por la fórmula paramétrica se recalculará la remuneración de
las instalaciones del Sistema de Transmisión no sujetas a canon según
lo dispuesto por el Art. 85 del RT. Tomando en cuenta la evolución de
la demanda el ingreso de nuevos generadores y contratos de importación,
y los cánones correspondientes a la incorporación de nuevas
instalaciones de transmisión, se determinarán los cargos de transmisión
resultantes de los estándares de remuneración: peajes y cargos de
conexión, según la metodología establecida y con la tasa regulada
vigente.
* La ponderación de los diferentes parámetros involucrados en la
fórmula paramétrica refleja el inventario actual de las instalaciones
de transmisión, la estructura estándar actual de costos, y la tasa
regulada.
En caso de modificación relevante de alguno de estos conceptos, debería
revisarse dicha fórmula.
La remuneración anual para las instalaciones del Sistema de Transmisión
Ret correspondiente a la fecha t se calculará a partir de la remuneración
definida para el año 0, Re0 con la fórmula siguiente:
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
donde:
Ret es la remuneración anual para las instalaciones del Sistema de
Transmisión correspondiente a la fecha t, expresada en pesos uruguayos.
Re0 es igual a $ 2.676.000.000,00 (Dos mil seiscientos setenta y seis
millones de pesos uruguayos) y corresponde a la remuneración anual para
las instalaciones del Sistema de Transmisión correspondiente a 2007 (año
0), expresada en pesos uruguayos.
PPI es el Indice de Precios al Productor de EEUU, categoría bienes finales
(serie WPUSOP3000) elaborado y publicado en la web
(http://data.bls.gov/cgi-bin/srgate) por la oficina de estadísticas
laborales del Departamento del Trabajo del gobierno de EEUU.
PPI0: Es igual a 160.5 y corresponde al valor de diciembre 2006.
PPIt: Es el último valor del índice mensual disponible a la fecha del
reajuste.
IPPN es el Indice de Precios al Productor de Productos Nacionales,
elaborado y publicado en la web
(http://www.ine.gub.uy/banco%20de%20datos/ippn/IPPN%20Gral%20var%20M.xls)
por el Instituto Nacional de Estadística del Uruguay en convenio con el
Banco Central del Uruguay.
IPPN0: es igual a 220.83 y corresponde al valor de diciembre 2006.
IPPNt: Es el último valor del índice mensual disponible a la fecha del
reajuste.
TC es la cotización dólar billete USA interbancario vendedor promedio
mensual publicada en la web por el Banco Central del Uruguay.
TC0: Se tomó igual a 24.00 $/US$, consistentemente con la determinación
del valor de Re0.
TCt: Es el último valor de la cotización mensual promedio disponible a la
fecha del reajuste.
MO es el Indice medio de salarios (base diciembre 2002) elaborado y
publicado en la web
(http://www.ine.gub.uy/banco%20de%20datos/ims/IMS%20Cl%20Tot%20s%20con%20M
%20B02.xls) por el Instituto Nacional de Estadística del Uruguay.
MO0: Es igual a 142.66 y corresponde al valor de diciembre 2006.
MOt: Es el último valor del índice mensual disponible a la fecha del
reajuste.
Gas-Oil es el precio promedio mensual por litro del Gas-Oil DNETN sin IVA
e incluyendo IMESI.
Gas-Oil0: Es igual a 19.561 $/lt y corresponde al valor de diciembre 2006.
Gas-Oilt: Es el último valor del índice mensual disponible a la fecha del
reajuste.
Ac es el Indice medio de evolución de precios del Acero Producer Price
Index-Commodities (serie WPU101) publicado en la web
(http://data.bls.gov/cgi-bin/surveymost) por la oficina de estadísticas
laborales del Departamento del Trabajo del gobierno de EEUU.
Ac0: Es igual a 189.3 y corresponde al valor de diciembre 2006.
Act: Es el último valor del índice mensual disponible a la fecha del
reajuste.
Al es el Indice de evolución de precios globales (US$/ton métrica) del
Aluminio (Cash buyer), calculado como la semisuma de los valores extremos
mensuales, publicado en la página web del London Metal Exchange
(http://www.Ime.co.uk/dataprices_pricegraphs.asp)
Al0: Es igual a 2825 y corresponde al valor de diciembre 2006.
Alt: Es el último valor del índice mensual disponible a la fecha del
reajuste.
Cu es el índice de evolución de precios globales (US$/ton métrica) del
Cobre (Cash buyer), calculado como la semisuma de los valores extremos
mensuales, publicado en la página web del London Metal Exchange
(http://www.Ime.co.uk/dataprices_pricegraphs.asp)
Cu0: Es igual a 6675 y corresponde al valor de diciembre 2006.
Cut: Es el último valor del índice mensual disponible a la fecha del
reajuste.
ANEXO II
MODALIDAD DE CALCULO TRANSITORIA DE PEAJES PARA LAS INYECCIONES DE ENERGIA
A LA RED
En forma transitoria y por un período de 4 años, los cargos a aplicar a
las inyecciones de energía a la red no serán los calculados según la
Metodología contenida en el Anexo I, sino que el peaje que pagarán todas
las inyecciones de energía a la red durante el año t+1, se cobrará en
forma estampillada por MWh inyectado efectivamente a la red, y se
determinará como sigue:
PUIt+1 = (CPEAJELOCT(G) + CORRINYt,t+1)/ EAt+1
* PUIt+1: Estampillado del peaje unitario a aplicar a las inyecciones
de energía a la red, a regir en el año t+1, expresado en dólares por
MWh.
* EAt+1: Se considerará la estimación de la cantidad de energía anual
EAt+1 expresada en MWh, a ser inyectada en las redes de transmisión en
el año t+1, acordada por el DNC y ADME en el año t. Esta es la misma
energía anual empleada en la simulación energética de base definida en
la Metodología de cálculo del Anexo I.
* CPEAJELOCT(G): Este monto resulta de la aplicación de la Metodología
del Anexo I y corresponde a la cuota parte de la Remuneración Anual del
Transportista del año t+1, expresado en dólares, a ser recuperado por
el peaje aplicado a las inyecciones de energía a la red.
* CORRINYt,t+1: Es la corrección anual a la cuota parte de la
Remuneración Anual del Transportista del año t+1 a ser recuperado por
el peaje aplicado a las inyecciones de energía a la red (CPEAJELOCT
(G)).
Corresponde a un monto en dólares que resulta de actualizar las
diferencias mensuales producidas durante el año t, entre lo recaudado
efectivamente por cargo de peaje entre las inyecciones de energía y el
monto que debería haber recibido mensualmente el Transportista por tal
concepto. En la Metodología del Anexo I se encuentra definido el monto
que debería haber recibido mensualmente el Transportista por tal
concepto (MPEAJELOCTMES + MPEAJELOCTAVNR + MPEAJELOCTCORR).
Dicha actualización se hará de modo de mantener el valor actual de
los ingresos del transportista.
Para el año 2007, CORRINY2006,2007 se toma igual a cero.