GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Informe N GART.

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Procedimiento de Cálculo de la Prima para la Generación con Recursos Energéticos Renovables Publicación Lima, enero de 2010

2 ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES PREPUBLICACIÓN DEL PROYECTO DE RESOLUCIÓN CONSIDERACIONES PARA LA ELABORACIÓN DE LA NORMA COMENTARIOS A LA PREPUBLICACIÓN HIDROCAÑETE S.A Ingreso Esperado en el Mercado de Corto Plazo Cálculo de la Energía Neta Inyectada NORMA PROCEDIMIENTOS ARTÍCULO 1. MARCO LEGAL ARTÍCULO 2. OBJETO ARTÍCULO 3. DEFINICIONES ARTÍCULO 4. PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE LA PRIMA Y EL CARGO POR PRIMA ARTÍCULO 5. REAJUSTE TRIMESTRAL DEL CARGO POR PRIMA ARTÍCULO 6. TRANSFERENCIAS MENSUALES DE LO RECAUDADO ARTÍCULO 7. SANCIONES RECOMENDACIONES...14 Página 1 de 14

3 1. Introducción 1.1. Antecedentes Con fecha 02 de mayo de 2008, se publicó en el diario oficial El Peruano el Decreto Legislativo Nº 1002 (en adelante DL 1002 ) que tiene por finalidad promover el aprovechamiento de los Recursos Energéticos Renovables ( RER ) para mejorar la calidad de vida de la población y proteger el medio ambiente, mediante la promoción de la inversión en la producción de electricidad. Asimismo, mediante el Decreto Supremo Nº EM, publicado el 02 de octubre de 2008, se aprobó el Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables (en adelante Reglamento RER ), que tiene por objeto establecer las disposiciones reglamentarias necesarias para la adecuada aplicación del DL 1002 a fin de promover el desarrollo de actividades de producción de energía eléctrica en base al aprovechamiento de RER. Al respecto, el Artículo 5 del DL 1002 y el 19º del Reglamento RER señalan que al Generador RER Adjudicatario de un proceso de licitación, se le remunera su energía eléctrica vía dos conceptos: i) la valorización de sus inyecciones netas de energía a Costo Marginal de Corto Plazo, y ii) un monto por concepto de Prima, determinado como la diferencia entre la valorización de sus inyecciones netas de energía a la correspondiente Tarifa de Adjudicación de la licitación y la valorización referida en i). Complementariamente, el Artículo 7 del DL 1002 y el Artículo 21 del Reglamento RER disponen que OSINERGMIN establecerá anualmente un Página 2 de 14

4 Cargo por Prima que pagarán los Usuarios a través del Peaje por Conexión, el cual será calculado sobre la base de la Prima a que se refiere el Artículo 19. Es decir, se requiere establecer un procedimiento para determinar tanto la Prima como el Cargo por Prima a que se refiere el Reglamento RER Prepublicación del Proyecto de Resolución De conformidad con lo dispuesto por el Artículo 25 del Reglamento General de OSINERGMIN1, aprobado por Decreto Supremo N PCM, constituye requisito para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte OSINERGMIN, 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 publicación efectuada del proyecto de norma "Procedimiento de cálculo de la prima para Generación con Recursos Energéticos Renovables", mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD, contiene el texto de la norma, una exposición de motivos y el plazo dentro del cual se recibirán los comentarios escritos de los interesados. Cabe señalar que, la propuesta prepublicada se sustentó en lo establecido en la DL 1002, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, Reglamento RER u otras normas aplicables. Asimismo, el proyecto de norma tomó en cuenta lo establecido en las Bases para la primera Subasta de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables, aprobadas mediante Resolución Viceministerial N MEM/VME. 1 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. Página 3 de 14

5 1.3. Consideraciones para la elaboración de la norma Cabe señalar que para el análisis de los comentarios recibidos dentro del plazo establecido por la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se toma en cuenta las Bases Definitivas para la Primera Subasta de Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables, aprobadas por Resolución Viceministerial N MEM/VME, que incluyen las modificaciones producto del análisis de las opiniones y sugerencias a las bases, aprobadas por Resolución Viceministerial N MEM/VME y sus perfeccionamientos de redacción comunicados mediante las circulares del Comité para la Conducción del Proceso de la Primera Subasta de Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables, designado por Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Al respecto, y conforme a lo establecido en las Bases, forman parte del Ingreso garantizado al Adjudicatario de la Licitación, los ingresos percibidos por potencia, los cuales de acuerdo con el Artículo 109 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 2 se componen de Ingresos Garantizados por Potencia Firme e Ingresos Adicionales por Potencia Generada. En este sentido, y con la finalidad de evitar confusión alguna se precisa este aspecto en los numerales 4.1 y 4.3 de la versión definitiva de la norma, sin que ello modifique en absoluto su sentido. 2 Artículo 109º.- El valor económico de la transferencia de potencia entre los generadores integrantes de un COES será determinado tomando en cuenta: a) Ingresos Garantizados por Potencia Firme requerida por el Sistema; b) Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema; y c) Egresos por Compra de Potencia al Sistema. Página 4 de 14

6 2. Comentarios a la Prepublicación El 27 de noviembre de 2009 venció el plazo para presentar opiniones y sugerencias al proyecto de norma "Procedimiento de cálculo de la prima para Generación con Recursos Energéticos Renovables". El análisis de los comentarios recibidos se presenta a continuación Hidrocañete S.A. Mediante carta HCSA-GG la empresa Hidrocañete S.A. presentó las siguientes opiniones y sugerencias al Proyecto de Norma Ingreso Esperado en el Mercado de Corto Plazo Solicita que se precise en el numeral 4.1 que el ingreso esperado de corto plazo es el Costo Marginal Ponderado Mensual. Propone el siguiente texto para dicho numeral: "Para cada mes (t) del Año Tarifario, y por cada Adjudicatario (k), se estima el Saldo Mensual a Compensar (SMCe) estimado como la diferencia de valorizar su Inyección Neta esperada del mes con su correspondiente Tarifa de Adjudicación y el Costo Marginal Ponderado del mes (t) por su Inyección Neta de las valorizaciones de inyecciones de energía, descontados los costos imputados por COES (e.g. por regulación de frecuencia, regulación de tensión y otros) y sumados los ingresos por potencia." Página 5 de 14

7 Análisis de OSINERGMIN Conforme se explica en el Informe Nº GART, sustento de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD que publicó el proyecto de norma "Procedimiento de cálculo de la prima para Generación con Recursos Energéticos Renovables", luego de efectuar el análisis de la normativa correspondiente se señala: De lo anterior, resulta evidente que es una condición para el otorgamiento de la Prima que el costo marginal durante el plazo en el cual se cumpla con la entrega de la Energía Adjudicada sea menor que la tarifa establecida por OSINERGMIN, conforme lo señalado el Artículo 5 del DL 1002; pues en este escenario el Mercado de Corto Plazo no es suficiente para lograr el ingreso garantizado al Adjudicatario con la aplicación de la Tarifa de Adjudicación. Luego, la verificación de la suficiencia del Mercado de Corto Plazo debe efectuarse dentro del plazo establecido, y de acuerdo con lo dispuesto en las Bases Consolidadas; es decir, tomando en cuenta la evaluación dentro del año tarifario y no en etapas mensuales como se propone, puesto que la Prima es un medio para asegurar al Adjudicatario la remuneración a la Tarifa Adjudicada exclusivamente de su energía adjudicada, y no de toda su energía generada. Por lo expuesto, se mantiene lo publicado en el Proyecto de Norma Cálculo de la Energía Neta Inyectada Señala que infiere del numeral 2.1 del Capítulo 2 del informe Nº GART que si el Adjudicatario entrega la Energía Adjudicada antes de cumplido el año (mayo - abril), la energía neta inyectada, luego de haber cumplido con la Energía Adjudicada, se valorizará exclusivamente a Costo Marginal de Corto Plazo. De esta manera, la energía neta inyectada por encima de la Energía Adjudicada siempre se calculará y valorizará después de haberse entregado la Energía Adjudicada, lo cual normalmente ha de coincidir con el periodo de avenida, periodo en el cual el Costo Marginal de Corto Plazo es menor al Costo Marginal promedio del año. Lo que indica perjudica a las pequeñas hidroeléctricas porque en caso cumplan con su obligación de energía adjudicada antes de finalizado el año tarifario coincidirá su máximo periodo de producción con el de menores costos marginales. Solicita se establezca que la energía neta inyectada por encima de la Energía Adjudicada sea mensualizada y valorizada cada mes por el Costo Marginal Ponderado Mensual. La metodología para la valorización propuesta, refleja de una manera más coherente, las fórmulas de liquidación contempladas en el Artículo 4 de la Prepublicación. Adicionalmente, señala que establecer que la energía neta inyectada por encima de la Energía Adjudicada sea valorizada al Costo Marginal de Corto Plazo, coloca a las generadoras RER en una posición de desventaja frente a las demás empresas generadoras integrantes del COES. Ello atenta contra el objetivo central del Decreto Legislativo, que de acuerdo al propio informe materia de comentario puede resumirse en lo siguiente: Página 6 de 14

8 "La Propuesta tiene por objetivo dar cumplimiento a los Artículos 5 y 7 del DL 1002 y los Artículo 19 y 21 del Reglamento RER, cuyo objeto se puede resumir en la búsqueda de un mecanismo que permita el desarrollo de la generación eléctrica con RER hasta lograr la participación objetivo en el consumo nacional de electricidad (excluyendo de este porcentaje a las centrales hidroeléctricas)." Por lo tanto, solicita se modifique el numeral 2.1 del Capítulo 2 del Informe Nº GART en los siguientes términos: "Cabe señalar que conforme se desprende de las Bases, el plazo en el cual se evaluará si el Adjudicatario ha cumplido con entregar la Energía Adjudicada comprende un año, coincidiendo dicho año con el Periodo Tarifario que inicia en el mes de mayo de cada año. En este sentido, puede ser que la Energía Adjudicada haya sido entregada antes de finalizados los meses del Periodo Tarifario; en este caso la energía neta inyectada luego de registrada la entrega de la Energía Adjudicada se mensualizará v valorizará para cada mes de acuerdo al Costo Marginal Ponderado Mensual, y no será considerada para efectos de la determinación de la prima." Análisis de OSINERGMIN Como se mencionó en el Análisis de OSINERGMIN al comentario anterior, y considerando el mismo sustento ahí señalado, la verificación de la suficiencia del Mercado de Corto Plazo debe efectuarse dentro del plazo establecido, y de acuerdo con lo dispuesto en las Bases Consolidadas; es decir, tomando en cuenta la evaluación dentro del año tarifario y no en etapas mensuales como se propone, puesto que la Prima es un medio para asegurar al Adjudicatario la remuneración a la Tarifa Adjudicada exclusivamente de su energía adjudicada, y no de toda su energía generada. Por las razones expuestas, no se considera apropiado modificar lo publicado en el Proyecto de Norma. Página 7 de 14

9 3. Norma Procedimientos El presente capítulo muestra los cambios introducidos en los lineamientos (texto subrayado) respecto de los contenidos en el Proyecto de Norma (texto tachado) Artículo 1. Marco Legal Para efectos del presente procedimiento se considerará como Leyes Aplicables las normas que se indican a continuación y aquellas que las complementen, modifiquen o sustituyan: Decreto Legislativo N 1002: Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables, Mayo Decreto Supremo N EM: Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables, Octubre Decreto Supremo N EM: Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema, Mayo Ley N 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de Generación Eléctrica, julio Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N 25844, noviembre 1992; Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo No EM, febrero Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, octubre Página 8 de 14

10 Texto Único Ordenado de la Ley de Transparencia y Acceso a la Información Pública, Ley N 27806, abril 2003; Bases para la primera Subasta de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables, aprobadas por Resolución Viceministerial N MEM/VME. Disposiciones dictadas por OSINERGMIN; y, Otras Normas vigentes del Sector Eléctrico Artículo 2. Objeto Establecer el procedimiento y la metodología de cálculo de la Prima y el Cargo por Prima a que se refieren los Artículos 19 y 21 del Reglamento de Generación de Electricidad con Energías Renovables aplicable exclusivamente a los Adjudicatarios de las subastas para generación con Recursos Energéticos Renovables Artículo 3. Definiciones Para los efectos del Procedimiento entiéndase por: 3.1 Año Tarifario: Periodo comprendido entre el 01 de mayo hasta el 30 de abril del siguiente año. 3.2 Agentes: Denominación genérica dada al conjunto de Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres. 3.3 Cargo por Prima: Cargo que establecerá anualmente OSINERGMIN y que pagarán los Usuarios a través del Peaje por Conexión, el cual será calculado sobre la base de la Prima a que se refiere el Artículo 19 del Reglamento de Generación de Electricidad con Energías Renovables. 3.4 COES: Comité de Operación Económica del Sistema. 3.5 Costo Marginal (CMg): Costo marginal equivalente anual de cada Adjudicatario, respecto del cual se compara su Tarifa de Adjudicación para asignar una Prima. 3.6 Energía Adjudicada: Cantidad anual de energía activa que el Adjudicatario se obliga a suministrar a la Tarifa de Adjudicación respectiva. Su cumplimiento se verificará integrando sus Inyecciones Netas de energía durante cada Año Tarifario. 3.7 Generador: Integrante del COES que cuenta con autorización o concesión para generación eléctrica. 3.8 Inyección Neta: Corresponde a la diferencia entre las inyecciones menos los retiros de energía por compromisos contractuales con terceros. Se valoriza a Tarifa de Adjudicación hasta que el momento en que iguale a la energía Adjudicada, pasado dicho límite se valoriza a Costos Marginales de Corto Plazo. Página 9 de 14

11 3.9 LCE: Decreto Ley N Ley de Concesiones Eléctricas Liquidación: Liquidación que corresponde al Periodo de Liquidación, que se realiza cada año sobre la base de la información real hasta el mes de febrero, e inclusive, sobre información estimada para los meses de marzo y abril Período de Liquidación Anual: Período de meses coincidente con el Año Tarifario precedente al momento de la fijación de tarifas. 3. Procedimiento: Se refiere al presente documento Saldo por Prima Estimado (SPE): Valor estimado para el Año Tarifario del Proceso de Fijación de Precios en Barra en curso sobre la base de la Tarifa de Adjudicación, el costo marginal, la Inyección Neta e ingresos por Potencia Firme. Para mejor entendimiento se adjunta el siguiente esquema Tarifa de Adjudicación: Es la tarifa monómica que se le garantiza a cada Adjudicatario como resultado de la Subasta por su Inyección Neta de energía hasta el límite de su Energía Adjudicada, expresada en ctv US$/kWh Tipo de Cambio.- Valor de referencia para el Dólar de los Estados Unidos de América disponible al último día calendario del mes, determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, correspondiente a la COTIZACIÓN DE OFERTA Y DEMANDA TIPO DE CAMBIO PROMEDIO PONDERADO, o el que lo reemplace y publicado en el diario oficial El Peruano. Los términos que empiezan con mayúscula distintos a los definidos en el presente artículo, tienen el significado establecido en la Ley, el Reglamento, LCE, Reglamento de la LCE u otras normas aplicables Artículo 4. Procedimiento de cálculo de la Prima y el Cargo por Prima 4.1 Para cada mes (t) del Año Tarifario, y por cada Adjudicatario (k), se estima el Saldo Mensual a Compensar (SMCe) estimado como la diferencia de valorizar su Inyección Neta esperada con su correspondiente Tarifa de Adjudicación y de su ingreso esperado en el Mercado de Corto Plazo por su Inyección Neta. Página 10 de 14

12 SMCe k, t INek, t TA ICMek, t Donde: t : indicador de mes, 1 para mayo, 2 para junio y así sucesivamente INe k,t : Inyección neta esperada del Adjudicatario k en el mes t TA k : Tarifa de Adjudicación del Adjudicatario k ICMe k,t : Ingreso esperado en el Mercado de Corto Plazo del Adjudicatario k en el mes t. Incluye valor esperado de iingresos esperados por Potencia Firme. 4.2 Los montos calculados en el paso anterior se agregan aplicando la siguiente fórmula, para obtener el Saldo por Prima Estimado (SPE) de cada Adjudicatario 3 : Donde: SPE k t1 1 ( 1) SMCe t α : Tasa a que se refiere el Artículo 79 de la LCE k, t 4.3 Para cada mes (t) del Periodo de Liquidación, y por cada Adjudicatario (k), se determina el Saldo Mensual a Compensar (SMC) como la diferencia de valorizar su Inyección Neta registrada con su correspondiente Tarifa de Adjudicación y de sus ingresos registrados en el Mercado de Corto Plazo por su Inyección Neta y lo recibido por la aplicación del Cargo por Prima, de acuerdo con el Artículo 7 del Procedimiento. Ambos ingresos expresados es moneda extranjera haciendo uso del Tipo de Cambio del mes t. Donde: SMC k, t INk, t TA ICM k, t Rk, t 3 Nótese que la expresión desarrollada es SPEe k t1 INk, t TA ICM t t ICM k, t, que se puede expresar como k, t t INk, t t1 SPEek ( TA CMgk ), donde CMg t k es el costo marginal equivalente anual t1 INk, t t t1 del Adjudicatario k, respecto del cual se compara la Tarifa de Adjudicación (TA) para asignar una Prima. Página 11 de 14

13 t : indicador de mes, 1 para mayo, 2 para junio y así sucesivamente IN k,t : Inyección neta real del Adjudicatario k en el mes t. TA : Tarifa de Adjudicación del Adjudicatario ICM k,t : Ingreso en el Mercado de Corto Plazo del Adjudicatario k en el mes t. Incluye iingresos esperados por Potencia Firme. R k,t : Ingreso del Adjudicatario k en el mes t por aplicación del Cargo por Prima. De igual modo se procede para los meses de marzo y abril (meses 11 y ) a incluirse en la liquidación, pero sobre la base de estimaciones. 4.4 Los montos calculados en el paso anterior se agregan aplicando la siguiente fórmula, para obtener la Liquidación de cada Adjudicatario: Donde: ( 1) 1 Liquidación k SMC k t1, t t α : Tasa a que se refiere el Artículo 79 de la LCE 4.5 Se determina la Prima de cada Adjudicatario como la suma de su Liquidación y su Saldo por Prima Estimado. 4.6 El Cargo por Prima de cada Adjudicatario se obtendrá de dividir su correspondiente Prima entre la demanda utilizada para determinar el Peaje Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Este valor no podrá ser menor que cero Artículo 5. Reajuste Trimestral del Cargo por Prima 5.1 Periódicamente el COES remitirá a la GART un Informe Técnico que contenga el reajuste de la Liquidación y el Saldo por Prima Estimado considerando la información a que se refiere el numeral 6.3 del Procedimiento y una estimación de los SMC k,t y SMCe k,t para los meses restantes del Período de Vigencia del Cargo por Prima. El citado Informe deberá ser remitido a más tardar el segundo miércoles del mes previo al reajuste trimestral a que se refiere el párrafo siguiente. 5.2 El reajuste trimestral del Cargo por Prima será publicado en los plazos establecidos en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, Resolución que aprueba la Norma Precios a Nivel de Generación y Mecanismos de Compensación entre Usuarios Regulados. Página de 14

14 3.6. Artículo 6. Transferencias mensuales de lo recaudado 6.1 Utilizando el mecanismo establecido en el numeral 8.2 del Procedimiento Técnico N 23 del COES, los Generadores recaudarán, mensualmente, los montos correspondientes al Cargo por Prima, en base a sus contratos de suministro de energía con Distribuidores, Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios y Grandes Usuarios; además, esta recaudación incluirá aquella que corresponda a las empresas que realizan retiros sin contratos de suministros, de acuerdo con la asignación establecida por el COES, en cumplimiento de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD o de la disposición legal que pudiera expedirse al respecto. A esta recaudación se le adicionará los aportes provenientes de los demás participantes del Mercado de Corto Plazo por concepto del Cargo por Prima. 6.2 Los montos recaudados por Cargo por Prima serán transferidos por los Generadores y demás participantes del Mercado de Corto Plazo dentro de los siete (7) días calendario siguientes a la notificación de la liquidación mensual practicada por el COES. 6.3 El COES es el encargado de llevar el control mensual de la diferencia entre la valorización de la Energía Inyectada con la Tarifa de Adjudicación y la valorización de la Energía Inyectada en el Mercado de Corto Plazo; así como de registrar los montos recaudados por Cargo por Prima e ingresos por Potencia Firme. El registro incluirá el detalle de los eventuales recálculos efectuados por el COES que devienen en Notas de Crédito y/o Débito Artículo 7. Sanciones 7.1 El COES comunicará los incumplimientos de los Agentes a la presente norma, a fin de aplicarse las sanciones correspondientes, de ser el caso, de conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN. 7.2 Asimismo, los incumplimientos del COES al Procedimiento serán sancionados de conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN. Página 13 de 14

15 4. Recomendaciones 1. Aprobar la norma "Procedimiento de cálculo de la prima para Generación con Recursos Energéticos Renovables". Página 14 de 14