Factores de Ajuste de los Cargos Adicionales en los Peajes del Sistema Transmisión

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Factores de Ajuste de los Cargos Adicionales en los Peajes del Sistema Transmisión Período agosto octubre2015 Lima, julio de 2015

2 Resumen Ejecutivo La Resolución N OS/CD, que fijó los Precios en Barra para el periodo mayo 2015 abril 2016, establece que trimestralmente, y de acuerdo con lo dispuesto en las normas vigentes, se determinarán los factores de actualización p aplicables a los cargos establecidos como consecuencia de los Decretos de Urgencia N y N , de los Decretos Legislativos N 1002 y N 1041, así como la Ley N y Ley N y para dar cumplimiento a los mandatos judiciales. Dichos cargos corresponden a: Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro, que compensa a las centrales Planta Ilo, Planta Talara y Planta Eten que tienen contrato de Reserva Fría. Cargo Unitario por Generación Adicional, que se determina en base a los costos necesarios para compensar la generación adicional que se encargó contratar a Electroperú S.A., Electronoroeste S.A., Hidrandina S.A., Electro Oriente S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., Electrocentro S.A., Electro Ucayali S.A. y Electro Sur Este S.A.A. Cargo Unitario por CVOA-CMg, que comprende los costos variables adicionales en que incurren las unidades de generación respecto del costo marginal que se determina asumiendo que no existe restricción alguna de producción, transporte de gas natural, ni restricciones de transmisión eléctrica. Cargo Unitario por CVOA-RSC, que comprende los costos por la diferencia entre los Precios en Barra y los costos marginales de corto plazo como consecuencia de atender retiros sin contrato de las empresas distribuidoras para sus Usuarios Regulados. Cargos por Prima, que se determinan a partir de la diferencia entre la valorización de las inyecciones netas de energía de los generadores que utilizan recursos energéticos renovables a su correspondiente Tarifa de Adjudicación de licitación y la valorización de la mencionada energía a Costos Marginales de Corto Plazo. Cargo Unitario por FISE, que compensa los recargos pagados por los generadores eléctricos para financiar el Fondo de Inclusión Social Energetica (FISE). Cargo Unitario por CASE, que compensa el pago del Adelanto de Ingresos Garantizados del Sistema Integrado de Transporte de i

3 Hidrocarburos, que comprende los Ductos de Seguridad y el Gasoducto Sur Peruano; así como la Compensación a los Generadores Eléctricos por el pago de la Tarifa Regulada del Sistema de Seguridad de Transporte de Gas Natural. Cargo Unitario por CMJ de Enersur y San Gabán, que compensa la devolución a Enersur y San Gabán de los pagos realizados por sistema de transmisión para dar cumplimiento de los mandatos judiciales emitidos por la Segunda Sala Contencioso Administrativa Transitoria de Lima y Décimo Segundo Juzgado Contencioso Administrativo de Lima. En este sentido, luego de la evaluación de la información reportada por el COES y por las empresas Electroperú S.A., Electronoroeste S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., Electrocentro S.A. y Electro Ucayali S.A. se recomienda aprobar los siguientes factores de actualización p, para su aplicación a partir del 04 de agosto de Cargo Unitario Factor p Cargo Unitario por Compensación por RF de Talara 1,0479 Seguridad de Suministro RF de Ilo 1,0484 RF de Puerto Eten 1,0560 Cargo Unitario por CVOA-CMg 2,0839 Cargo Unitario por CVOA-RSC 0,0000 Central Cogeneración Paramonga 1,6931 C.H. Santa Cruz II 1,2982 Cargo por Prima C.H. Santa Cruz I 1,3922 C.H. Poechos 2 1,4235 C.H. Roncador 1,3958 C.H. La Joya 1,2477 C.H. Carhuaquero IV 1,5232 C.H. Caña Brava 2,0882 C.T. Huaycoloro 1,1739 C.H. Purmacana 1,2500 C.H. Huasahuasi I 1,3846 C.H. Huasahuasi II 1,4211 C.H. Nuevo Imperial 1,3750 Repartición Solar 20T 1,1283 Majes Solar 20T 1,1279 Tacna Solar 20T 1,0911 Panamericana Solar 20T 1,0624 C.H. Yanapampa 1,1860 C.H. Las Pizarras 1,2765 C.E. Marcona 1,1934 C.E. Talara 1,1585 C.E. Cupisnique 1,1464 C.H. Runatullo III 1,2714 C.H. Runatullo II 1,3540 CSF Moquegua FV 1,1440 C.H. Canchayllo 0,9535 Cargo Unitario por FISE 1,0000 Cargo Unitario por CASEsi 1,0000 Cargo Unitario por CASEge 1,0000 Usuarios Regulados 0,9684 Cargo Unitario por Generación Usuarios Libres que no son Adicional Grandes Usuarios 0,9700 Grandes Usuarios 0,9692 Cargo Unitario por CMJ-ens 1,0079 Cargo Unitario por CMJ-sg 1,0126 ii

4 En el caso de lo recaudado por aplicación del Cargo Unitario por Generación Adicional, corresponde que el COES publique su distribución entre Electroperú S.A., Electronoroeste S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., Electrocentro S.A. y Electro Ucayali S.A. según las proporciones 1,2%, 1,7%, 37,9%, 58,9% y 0,3%, respectivamente. iii

5 INDICE 1. INTRODUCCIÓN COMPENSACIÓN POR GENERACIÓN ADICIONAL COSTOS A COMPENSAR Costos de Electroperú S.A Costos de Electronoroeste S.A Costos de Electro Oriente S.A Costos de Hidrandina S.A Costos de Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (EGEMSA) Costos de Electrocentro S.A Costos de Electro Ucayali S.A Costos de Electro Sur Este S.A.A Importación de energía por situación de emergencia Costos Totales Incurridos DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE AJUSTE DE CARGOS UNITARIOS POR GENERACIÓN ADICIONAL COMPENSACIÓN POR COSTOS VARIABLES ADICIONALES REVISIÓN DEL CARGO UNITARIO POR COSTOS VARIABLES ADICIONALES RESPECTO DEL COSTO MARGINAL (CVOA-CMG) REVISIÓN DEL CARGO UNITARIO POR COSTOS VARIABLES ADICIONALES RESPECTO DE LOS RETIROS SIN CONTRATO (CVOA- RSC) DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE AJUSTE DE CARGOS UNITARIOS POR CVOA-CMG Y CVOA-RSC COMPENSACIÓN POR GENERACIÓN CON RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES PROCEDIMIENTO DE PAGO DEL SUMINISTRO CON GENERACIÓN RER MODIFICACIONES A LA PROPUESTA DEL COES REVISIÓN DEL CARGO POR PRIMA DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE AJUSTE DE LOS CARGOS POR PRIMA COMPENSACIÓN POR SEGURIDAD DE SUMINISTRO PARA PLANTAS DE RESERVA FRÍA PROCEDIMIENTO DE ACTUALIZACIÓN DE PRECIO DE POTENCIA OFERTADO PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN COMPENSACIÓN POR FISE DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PEAJE UNITARIO ANUAL POR COMPENSACIÓN FISE COMPENSACIÓN POR CASE Página 1

6 7.1. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PEAJE UNITARIO ANUAL POR COMPENSACIÓN CASEGE COMPENSACIÓN POR CMJ DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL CARGO POR CUMPLIMIENTO DEL MANDATO JUDICIAL RECOMENDACIONES ANEXO Página 2

7 1. Introducción El siguiente informe se efectúa de acuerdo con lo dispuesto por las Resoluciones N OS/CD, N OS/CD, N OS/CD, N OS/CD, N OS/CD, N OS/CD, N OS/CD y sus modificatorias; así como el Decreto Supremo N EM. La Resolución N OS/CD aprobó la norma Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros Sin Contrato que complementa lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N , el cual estableció que hasta el 31 de diciembre de los costos marginales de corto plazo se determinarán considerando que no existe restricciones de producción y transporte de gas natural, ni restricciones de transmisión eléctrica; asimismo, dispone la forma en que se asignarán los retiros sin contrato destinados al Servicio Público de Electricidad; y establece dos mecanismos de compensación que implican cargos adicionales a incorporarse en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión, el primero para compensar a aquellas unidades con costos variables mayores al costo marginal de corto plazo, y el segundo para compensar las diferencias entre la valorización de los costos marginales a Precios en Barra y a costos marginales de corto plazo. La Resolución N OS/CD aprobó la norma Procedimiento Compensación por Generación Adicional que complementa lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N , el cual estableció la necesidad que el Estado por medio de sus empresas eléctricas contrate generación adicional que garantice la cobertura de la demanda eléctrica, disponiendo que se compense los costos en que incurran las empresas estatales por atender esta obligación. La mencionada compensación implica un cargo adicional a incorporarse en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Con posterioridad a la expedición de esta norma se publicó el Decreto 1 La vigencia del decreto de urgencia fue extendida hasta diciembre de 2013 de acuerdo con lo establecido en el Decreto de Urgencia N Página 3

8 Supremo N EM, que entre otros aspectos dispone que los costos a tomar en cuenta serán los informados por los generadores estatales con carácter de declaración jurada, sin posibilidad de modificación por parte de Osinergmin, y que la remuneración. En este sentido, mediante la Resolución N OS/CD se aprobó una nueva norma Procedimiento Compensación por Generación Adicional para incluir los cambios establecidos en el Decreto Supremo N EM, así como el Decreto de Urgencia N que modificó el Decreto de Urgencia N , que reemplazó a la aprobada mediante Resolución N OS/CD. La Resolución N OS/CD aprobó la norma Procedimiento de cálculo de la Prima para la Generación de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables que complementa lo dispuesto por el Decreto Legislativo N 1002, el cual estableció que la energía eléctrica producida con recursos renovables se remunerará vía dos conceptos cuando sea adjudicada vía licitaciones: 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). La mencionada Prima se debe recaudar vía un cargo adicional a incorporarse en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. La Resolución N OS/CD aprobó la norma Procedimiento de Compensación Adicional por Seguridad de Suministro, que fue modificado mediante Resolución N OS/CD para incluir en el Cargo Unitario por Compensación de Seguridad de Suministro (CUCSS) la compensación de las Plantas de Reserva Fría, conforme ordena el Decreto Supremo N EM. La Resolución N OS/CD aprobó la norma Procedimiento de cálculo y liquidación de la compensación a generadores eléctricos por aplicación del recargo FISE en el servicio de transporte de gas natural por ductos, que tiene como finalidad establecer el procedimiento para el cálculo y la liquidación de la compensación a los generadores eléctricos por aplicación del Recargo FISE en la facturación mensual del servicio de transporte de gas natural por ductos de acuerdo a lo señalado en el numeral 4.3 del Artículo 4 de la Ley N 29852, que fue modificado mediante Ley N 29969, publicada el 22 de diciembre de Asimismo, mediante la Ley N 29970, Ley para Asegurar la Seguridad Energética y Promueve el Desarrollo de Polo Petroquímico en el Sur del País, y sus normas reglamentarias, Osinergmin debe incorporar en la presente regulación, el Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética (CASE), adicional al peaje unitario por conexión al sistema principal de transmisión, por lo cual mediante Resolución N OS/CD se aprobó el Procedimiento para Aplicación del Mecanismo de Ingresos Garantizados del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano, y mediante Resolución N OS/CD se aprobó el Procedimiento de Cálculo de las Tarifas y Cargos Tarifarios del Sistema Integrado de Transporte de Hidrocarburos Página 4

9 Ductos de Seguridad y Gasoducto Sur Peruano, siendo ambos procedimientos necesarios para la operatividad de dicho mecanismo. Además, con la finalidad de dar cumplimiento a las Sentencias emitidas por el Poder Judicial, en los procesos seguidos por la empresa Enersur S.A. ( Enersur ) y la Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. ( San Gabán ) se emitieron las Resoluciones N OS/CD y N OS/CD, respectivamente, en las cuales, se dispuso que los saldos a devolver a Enersur y San Gabán, deberán ser considerados como un cargo adicional al Peaje del Sistema Principal de Transmisión. Los procedimientos antes citados disponen que se determinen los correspondientes cargos con periodicidad anual, en la oportunidad en que se fijen los Precios en Barra, revisándose entre periodos de cálculo con frecuencia de una vez por trimestre, entre periodos de fijación tarifaria. Ello ha sido recogido en la Resolución N OS/CD que aprobó los siguientes cargos en atención a las normas antes indicadas: Cargo Unitario por Generación Adicional, Cargo Unitario por CVOA-CMg, Cargo Unitario por CVOA-RSC, Cargo Unitario por Compensación de Seguridad de Suministro, Cargos por Prima, Cargo Unitario por FISE, Cargo Unitario por CASE y Cargo Unitario por CMJ-enr y CMJ-sg; indicando que se determinará el factor de actualización correspondiente de acuerdo con los procedimientos aprobados por Osinergmin con periodicidad trimestral. Al respecto, corresponde en esta oportunidad calcular los correspondientes factores de actualización a ser aplicados para el periodo agosto 2015 octubre 2015, para lo cual se ha revisado la información recibida del COES, de las empresas Electroperú S.A., Electronoroeste S.A., Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., Electrocentro S.A. y Electro Ucayali S.A. Página 5

10 2. Compensación por Generación Adicional El Decreto de Urgencia N (en adelante DU ), publicado el 21 de agosto de 2008, dictó disposiciones para asegurar, en el corto plazo, el abastecimiento de energía eléctrica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En el DU se establece que el Ministerio de Energía y Minas declarará las situaciones de restricción temporal de generación para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica en el SEIN. Asimismo, dicho DU dispone que, cuando se presenten las situaciones descritas en el párrafo anterior, el Ministerio de Energía y Minas calculará la magnitud de capacidad de generación necesaria para asegurar el abastecimiento oportuno del suministro de energía eléctrica al SEIN ( Generación Adicional ), para lo cual requerirá a las empresas del sector en las que el Estado tenga participación mayoritaria, para que efectúen las contrataciones y adquisiciones necesarias de obras, bienes y servicios. Además, el Artículo 5 del DU dispone que los costos totales, incluyendo los costos financieros, en que incurra el Generador estatal por la Generación Adicional, serán cubiertos mediante un cargo que se incluirá en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Dicho artículo también dispone que, para determinar este cargo adicional, se deben distribuir los costos señalados entre la suma ponderada de la energía por un factor de asignación, el cual será de 1,0 para los Usuarios Regulados, 2,0 para los Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios y 4,0 para los Grandes Usuarios. Adicionalmente, establece que Osinergmin definirá el procedimiento de aplicación y, de ser necesario, podrá incluir estos nuevos cargos en la regulación de tarifas vigente; por lo cual con fecha 09 de enero de 2009, mediante Resolución N OS/CD, se aprobó el Procedimiento "Compensación por Generación Adicional". Página 6

11 Posteriormente, con fecha 13 de noviembre de 2009, se publicó el Decreto de Urgencia N (en adelante DU ) que autorizó la exportación temporal de electricidad por empresas estatales y dispuso que el saldo que obtenga el generador como producto de las transacciones de exportación se destinara íntegramente a reducir el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión de acuerdo con lo que disponga Osinergmin. Al respecto, Electroperú S.A. firmó un contrato con la Corporación Nacional de Electricidad S.A. para la venta de electricidad a Ecuador (del 14 de noviembre de 2009 al 13 de marzo de 2010), cuyo saldo obtenido se consideró conveniente sea descontado de los costos producto de la aplicación del DU , conforme se explicó en el Informe N GART que sustentó la Resolución N OS/CD. Asimismo, se publicó el Decreto Supremo N EM cuyo objetivo es reglamentar la aplicación del DU y que, entre otros aspectos, dispone en su Artículo 2 que los costos a tomar en cuenta serán los informados por los generadores estatales con carácter de declaración jurada, sin posibilidad de modificación por parte de Osinergmin, así como establece en su Artículo 3 (modificado mediante Decreto Supremo N EM) que para los cargos adicionales que se calculen en aplicación del Artículo 5 del DU , los costos incurridos deben ser recuperados en un plazo máximo de veinticuatro (24) meses y que estos costos a ser reconocidos incluyan también a los contratos que suscriban las empresas, cuyos plazos trasciendan la vigencia del DU , siempre y cuando hayan sido suscritos durante la vigencia del referido decreto. Adicionalmente, mediante el Decreto de Urgencia N , se modificó el Decreto de Urgencia N que, entre otros aspectos, amplía la vigencia del referido decreto hasta el 31 de diciembre de 2013 y extiende los alcances del mismo a los sistemas aislados. Como consecuencia de los cambios introducidos por las normas señaladas en el párrafo anterior, se aprobó un nuevo Procedimiento Compensación por Generación Adicional mediante la Resolución N OS/CD, que reemplazó al aprobado mediante Resolución N OS/CD. Como resultado de la aplicación del Procedimiento "Compensación por Generación Adicional" como parte del Proceso de Fijación de Precios en Barra para el periodo mayo 2015 abril 2016, se determinaron los siguientes cargos que se incluyeron en la Resolución N OS/CD 2 : Cuadro N 1 Cargo Unitario por Generación Adicional (S/. /kw-mes) Regulados Libres no Grandes Usuarios Grandes Usuarios 0,095 0,300 0,682 2 Mediante la Resolución N OS/CD se modificaron los cargos que se establecieron en la etapa de publicación del proceso de fijación de Precios en Barra, como resultado de los recursos de reconsideración presentados en el referido proceso. Página 7

12 Asimismo, la Resolución N OS/CD dispone que se deberá determinar, de conformidad con el Procedimiento "Compensación por Generación Adicional", el valor del factor de actualización p aplicable a los Cargos Unitarios por Generación Adicional. En este sentido, en la presente sección se presenta el sustento de los valores que serán aplicables a partir del 04 de agosto de Costos a Compensar De acuerdo con el Artículo 6 de la norma Procedimiento Compensación por Generación Adicional, aprobada mediante la Resolución N OS/CD, los Costos Totales Incurridos serán los informados por las empresas estatales mediante un informe que tendrá el carácter de declaración jurada, conforme lo ordena el Decreto Supremo N EM. De otro lado, en el caso de los costos a compensar para el periodo anterior a la vigencia del Decreto Supremo N EM, estos fueron considerados conforme a la normativa vigente hasta entonces (la relación de documentos se muestra en el Anexo del presente documento). Asimismo, para dar cumplimiento a lo establecido en el Artículo 3 del Decreto Supremo N EM, con relación a los contratos que trascienden la vigencia del DU , y conforme lo establecen los informes legales elaborados sobre el tema, se está considerando, para la determinación del cargo por generación adicional, solamente los costos que cumplan los siguientes requisitos: Sirvan para atender situaciones de restricción temporal declaradas por el Ministerio de Energía y Minas antes del 31/12/2013. No son compensables las prórrogas o nuevas situaciones de restricción temporal, declaradas por el Ministerio de Energía y Minas luego del 31/12/2013. Los costos deben estar referidos a Contratos suscritos antes del 31/12/2013. No son compensables las prórrogas a contratos preexistentes o nuevos contratos luego del 31/12/2013. Solamente se podrán compensar contratos posteriormente suscritos al 31/12/2013, siempre que coadyuven directamente con los contratos que sí fueron suscritos antes del 31/12/2013 y cuyo objetivo se encuentre referido directamente a la ejecución y cumplimiento de los contratos que sí fueron suscritos durante la vigencia del decreto de urgencia. Al respecto, se ha comprobado que las siguientes empresas han enviado sus contratos o adendas suscritos antes del 31/12/2013. Página 8

13 Cuadro N 2 Empresa Contrato Firmado Plazo Electro Oriente Con FERRENERGY para capacidad adicional de 10 MW en Sistema Aislados Iquitos 27/11/ meses (09 enero abril 2014) Electro Norte Medio Adenda con AGGREKO al contrato de capacidad adicional de 13 MW en Callejón de Huaylas 27/12/ meses (enero abril 2014) Electro Centro 3 Adenda con POWER SOLUTIONS del contrato de capacidad adicional de 8 MW en Sistema Ayacucho 26/12/ meses (enero 2014 junio 2016) Electro Ucayali 4 Con FERRENERGY para capacidad adicional de 9 MW en Sistema Pucallpa 18/12/ meses (enero 2014 febrero 2015) Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. 5 Con AGGREKO para capacidad adicional de 20 MW para las áreas comprendidas por Cusco, Apurímac y Puno 03/12/ días (16/03/ /04/2014) Electro Sur Este S.A.A. Con AGGREKO para capacidad adicional de 10 MW para las áreas comprendidas por Cusco, Apurímac y Puno 12/12/ días (16/03/ /04/2014) La empresa Electrocentro, mediante Oficio GG , informó que en vista que la Resolución Ministerial N MEM/DM que declara la situación de restricción temporal en el sistema de Ayacucho no establece un plazo límite para las contrataciones, conforme también lo confirma el Ministerio de Energía y Minas mediante el Oficio N /MEM-DGE, ha considerado necesario la firma de una adenda con la empresa Power Solutions para que se mantenga la capacidad adicional de 8 MW hasta la ejecución de las obras en la zona de Ayacucho que se encuentran promovida por PROINVERSION, que estima entrarán en junio La Resolución Ministerial N MEM/DM que declara la situación de restricción temporal en el sistema de Pucallpa establece que ésta durará hasta la puesta en operación de la Planta de Reserva Fría de Pucallpa (40 MW) o el reforzamiento de la línea en 138 kv Aguaytía Pucallpa que ampliará su capacidad de 55 MVA hasta 80 MVA. La Resolución Ministerial N MEM/DM que declara en situación excepcional la operación del SEIN para las áreas comprendidas por Cusco, Apurímac y Puno durante un periodo de 45 días contados desde la fecha de inicio de la parada de la Central Hidroeléctrica Machupicchu que apruebe el COES para el primer semestre del año 2014, para lo cual ordena que las empresas Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. y Electro Sur Este S.A.A. efectúen las contrataciones y adquisiciones de obras para poner en operación una capacidad adicional de generación de 20 MW y 10 MW, respectivamente. Página 9

14 Del cuadro anterior se tiene que los contratos suscritos que aún tienen vigencia son los de Electro Ucayali S.A. y Electrocentro S.A., mientras que el resto de contratos ya vencieron por lo que solo se estaría liquidando los saldos pendientes de compensación, por los costos ya incurridos. Asimismo para la presente regulación, se está previendo un programa de transferencias de las empresas que tienen recaudaciones mayores que sus costos reconocidos (saldos negativos) y que, por ende, tienen que ser transferidos al resto de empresas con saldos pendientes a compensar (saldos positivos). Asimismo, para la determinación de los Costos Totales Estimados se ha considerado solo los costos de los contratos ya suscritos, habiéndose retirado aquellos otros gastos que no tienen un sustento contractual Costos de Electroperú S.A. Electroperú S.A. reportó en fecha posterior a la publicación del Decreto Supremo N EM, lo siguiente: Oficios G , G y G , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de junio, julio y agosto de Posteriormente, remitió el Oficio G donde se precisa con mayor detalle, la información entregada en los oficios anteriores. Oficio G , en el cual remite el flujo de caja previsto para el periodo octubre 2011 marzo 2014, relacionado al encargo de generación adicional. Oficios G , G y G , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de setiembre, octubre y noviembre de Oficios G y G , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de diciembre de 2011 y enero de 2012, respectivamente. Oficio G , en el cual remite los costos totales incurridos en el mes de febrero de Oficios G , G , G y G , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de marzo, abril, mayo y junio de 2012, respectivamente. Oficios G , G y G , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre de 2012, respectivamente. Oficios G , G y G , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2012, respectivamente. Oficios A , G , G , G , G y G , en los cuales remite los costos totales incurridos en los Página 10

15 meses de enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio de 2013, respectivamente. Oficios G , G y G , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre de 2013, respectivamente. Oficios G , G y A , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2013, respectivamente. Oficios A , A , A , A , A y A , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio de 2014, respectivamente. Oficios A , A y A , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre de 2014, respectivamente. Oficios A , A y A , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2014, respectivamente. Oficios A , A y A , en los cuales remite los costos totales incurridos en los meses de abril, mayo y junio de 2015, respectivamente. Oficio A , en el cual remite la transferencia a Electrocentro S.A. del monto S/ en cumplimiento del artículo 10 de la Resolución N OS/CD Cabe precisar que, para el reconocimiento de los costos incurridos informados, se ha tomado en cuenta las disposiciones previstas en el DU , Decreto Supremo N EM, la Norma Procedimiento Compensación por Generación Adicional y los lineamientos contenidos en la Resolución N OS/CD, siendo que aquellos costos que no han cumplido con dichos lineamientos han sido retirados dentro del cálculo del Cargo Unitario por Generación Adicional, al no sujetarse ni reunir las condiciones para ser incorporados. En ese mismo sentido, no corresponde incluir el costo relacionado con el servicio de patrocinio del arbitraje iniciado por el Consorcio de Servicios Integrales de Energía contra Electroperú, informado por la empresa en los meses de enero a marzo Costos de Electronoroeste S.A. Electronoroeste S.A. reportó en fecha posterior a la publicación del Decreto Supremo N EM, los siguientes documentos: Página 11

16 Carta GG , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos de US$ ,54, que equivalen a S/ (2,743 S/./US$) en la importación de energía de Ecuador para el mes de junio Carta GG , en la cual remite el sustento del saldo pendiente de gastos incurridos en la importación de energía de Ecuador del mes de junio 2011 de US$ ,04 que equivalen a S/ (2,723 S/./US$). Carta GG , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos de US$ ,94 que equivalen a S/ (2,723 S/./US$) en la importación de energía de Ecuador para el mes de agosto Carta GG , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos de US$ ,13 que equivalen a S/ (2,693 S/./US$) en la importación de energía de Ecuador para el mes de diciembre Carta GCC , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos de US$ que equivalen a S/ (2,67 S/./US$) en la importación de energía de Ecuador para el mes de febrero 2012, así como los gastos adicionales y los ingresos complementarios que resultaron de las anteriores importaciones de Energía que dio un saldo a compensar de S/ Carta C-1647-Enosa/2012 en la cual envía la liquidación de los costos relacionados a la compra de energía a Ecuador. En este caso detalla que el costo incurrido a la importación desde el periodo de junio 2011 a abril 2012 fue de S/ ,53, mientras que, el importe transferido por el COES por la compensación de Generación Adicional fue, para el periodo de setiembre 2011 a octubre 2012, de S/ , Costos de Electro Oriente S.A. Electro Oriente S.A., mediante Carta G , reportó el contrato de capacidad adicional para el Sistema de Iquitos, firmado en el marco de la Resolución Ministerial N MEM/DM, que ordena a la empresa a realizar la contratación y adquisiciones de obras, bienes y servicios que sean necesario para la operación de capacidad adicional en el Sistema Aislado de Iquitos, de acuerdo con el DU modificado por el Decreto de Urgencia N Asimismo, reportó en fecha posterior a la publicación del Decreto Supremo N EM, los siguientes documentos: Carta G , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional hasta el mes de enero Carta G , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de febrero, marzo, abril, mayo y junio Página 12

17 Carta G , en la cual modificó los ingresos de Generación Adicional de los meses de febrero, marzo, abril, mayo y junio 2012, informados en la carta anterior. Carta G , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de julio, agosto y setiembre Carta G , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de octubre 2012 a enero Carta G , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de febrero, marzo, abril y mayo Cartas G , G , G y G , en las cuales remite los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de junio, julio, agosto y setiembre 2013, respectivamente. Cartas G , G y G , en las cuales remite los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de octubre, noviembre y diciembre 2013, respectivamente. Cartas G , G y G , en las cuales remite los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional en los meses de enero, febrero y marzo-abril 2014, respectivamente Costos de Hidrandina S.A. Hidrandina S.A., mediante Carta GG , reportó los contratos firmados en el marco de la Resolución Ministerial N MEM/DM, que ordena a la empresa a realizar la contratación y adquisiciones de obras, bienes y servicios que sean necesario para la instalación de una transformador 220/60 kv en la zona de Cajamarca, de acuerdo con el DU Así mismo, mediante Carta GOHS reportó el contrato firmado en el marco de la Resolución Ministerial N MEM/DM, que ordena a la empresa contratar generación hasta 13 MW en la zona de Callejón de Huaylas, así como los costos incurridos por instalación del transformador de 15 MVA - 10/66 kv en la zona de Callejón de Huaylas, conforme lo ordena el Artículo 4 de la Resolución Ministerial N MEM/DM, que modificó la Resolución Ministerial N MEM/DM. En este sentido, reportó en fecha posterior a la publicación del Decreto Supremo N EM, los siguientes documentos: Costos incurridos transformador 220/60 kv en la zona de Cajamarca: Carta GG , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por los contratos con CAME S.A. y CONENHUA, hasta el mes de setiembre 2012 que asciende a S/ Página 13

18 Carta GR , donde amplía la información alcanzada mediante la Carta GG Carta GR , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos hasta el mes de noviembre Cartas GR y GR/F donde amplía la información alcanzada mediante la Carta GR Carta GR/F , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos hasta el mes de diciembre Cartas GR/F , GR/F , GR/F , GR/F , GR/F y GR/F en la cual remite el sustento de los gastos incurridos en enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio Cartas GR/F y GR/F en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en julio y agosto Cartas GR/F ,GR/F y GR/F en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en setiembre, noviembre y diciembre 2013, respectivamente. Costos incurridos zona Callejón de Huaylas: Carta GOHS , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por los contratos por generación adicional en el Callejón de Huaylas, hasta el mes de setiembre Carta GOHS , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por los contratos por generación adicional en el Callejón de Huaylas, para el mes de octubre 2012, así como modifica los informados en meses anteriores. Carta GOHS , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por los contratos por generación adicional en el Callejón de Huaylas, para el mes de noviembre 2012, así como modifica los informados en meses anteriores. Carta GOHS , donde modifican la información alcanzada mediante la Carta GOHS Carta GOHS , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos hasta el mes de diciembre Cartas GOHS , GOHS , GOHS , GOHS , GOHS y GOHS , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio 2013, respectivamente, por generación térmica en el Callejón de Huaylas. Página 14

19 Cartas GOHS , GOHS y GOHS , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre 2013, respectivamente, por generación térmica en el Callejón de Huaylas. Cartas GOHS , GR/F y GR/F , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de octubre, noviembre y diciembre 2013, respectivamente, por generación térmica en el Callejón de Huaylas. Cartas GR/F , GR/F , GR/F y GR/F , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de enero, febrero, marzo y abril 2014 respectivamente, por generación térmica en el Callejón de Huaylas. El costo de abril 2014, que tenia de carácter provisional, fue informado con la carta GR/F Cartas GOHS , GOHS , GOHS y GOHS , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de marzo, abril, mayo y junio 2013, respectivamente, por implementación temporal de transformador de 15 MVA-10/66 kv en SET Kiman Ayllu. Cartas GOHS , GOHS y GOHS , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de julio, agosto y setiembre 2013, respectivamente, por implementación temporal de transformador de 15 MVA-10/66 kv en SET Kiman Ayllu. Cartas GOHS , GR/F y GR/F , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en los meses de octubre, noviembre y diciembre 2013, respectivamente, por implementación temporal de transformador de 15 MVA-10/66 kv en SET Kiman Ayllu. Cabe señalar que la empresa Hidrandina únicamente ha tenido una adenda al contrato de generación térmica para Callejón de Huaylas, conforme se observa en el Cuadro 2, la cual se considera para la determinación de los costos incurridos reconocidos a la empresa hasta abril de No corresponde incluir los costos que reporta como incurridos del transformador 220/60 kv en la zona de Cajamarca (Carta GR/F ) y del transformador 10/66 kv en la zona de Callejón de Huaylas (Carta GR/F ), más allá del 31 de diciembre de 2013, debido a que no resultan compensables las prórrogas o nuevas situaciones de restricción temporal, declaradas por el Ministerio de Energía y Minas luego del 31 de diciembre de 2013, fecha en que venció el DU ; en consecuencia, estos equipos tendrán que ser remunerados en el marco regular de la transmisión, incluyendo sus pagos por costos de operación y mantenimiento dentro del proceso regulatorio correspondiente. De igual forma, no corresponde incluir los costos que la empresa informa ha incurrido en las zonas de Callejón de Huaylas, mediante carta GR/F , luego de vencida en abril 2014 la adenda al contrato de generación Página 15

20 térmica para esta zona, debido a que estos costos no se han realizado en el marco del DU , que a dicha fecha no se encontraba vigente Costos de Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. (EGEMSA) EGEMSA reportó el contrato de capacidad adicional para zona sur del SEIN, firmado en el marco de la Resolución Ministerial N MEM/DM, que ordena a la empresa a realizar la contratación y adquisiciones de obras, bienes y servicios que sean necesario para la operación de capacidad adicional para la zona sur del SEIN, debido a la declaración de Situación Excepcional para las subestaciones en 138 kv Santuario, Callalli, Azángaro, Tintaya, Quencoro, Dolorespata, Cachimayo, Machupicchu y Abancay para el periodo de 13 al 27 de abril de 2013, de acuerdo con el DU modificado por el Decreto de Urgencia N Asimismo, reportó en fecha posterior a la publicación del Decreto Supremo N EM, el siguiente documento: Carta G , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional hasta el mes de abril Adicionalmente por la contratación capacidad adicional de 20 MW para la zona sur del SEIN, firmado en el marco de la Resolución Ministerial N MEM/DM, envió el siguiente documento: Carta G , en la cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional para los meses de abril y mayo Carta G , en la cual remite nuevamente el sustento de los gastos incurridos de capacidad para los meses de abril y mayo 2014, de acuerdo con las observaciones realizadas a través del Oficio N GART. Carta G , en la cual remite el informe final de gastos y costos financieros incurridos por cumplimiento de la Resolución Ministerial N MEM/DM. Carta G , en la cual remite el informe de costos financieros actualizados por cumplimiento de la Resolución Ministerial N MEM/DM Costos de Electrocentro S.A. Electrocentro S.A., en el marco de la Resolución Ministerial N MEM/DM, que declaró en situación de Restricción Temporal de Generación el Sistema Eléctrico de Ayacucho, ha presentado los siguientes informes, con los costos incurridos: Cartas A y GR , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos para los meses de julio a octubre Página 16

21 Cartas A y A , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en noviembre y diciembre Cartas A , A , A , A y GT , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en enero, febrero, marzo, abril y mayo 2014 respectivamente. Cartas GT , GT , GT y GT , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en junio, julio, agosto y setiembre 2014 respectivamente. Cartas GT , GT y GT , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en octubre, noviembre y diciembre 2014 respectivamente. Cartas GT y GT , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en enero y febrero 2015, respectivamente. Cartas GT , GT , GT y GT , en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en marzo, abril, mayo y junio 2015, respectivamente Costos de Electro Ucayali S.A. Electro Ucayali S.A. en el marco de la Resolución Ministerial N MEM/DM que declara la situación de restricción temporal en el sistema de Pucallpa, ha presentado los siguientes informes, con los costos incurridos: Carta ELECTROUCAYALI/G /EU, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos para los meses de enero a febrero Carta ELECTROUCAYALI/G /EU, en la cual remite el sustento de los gastos incurridos para los meses de marzo a mayo Cartas ELECTROUCAYALI/G /EU, G /EU, G /EU G /EU en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en junio, julio, agosto y setiembre 2014 respectivamente. Cartas ELECTROUCAYALI/G /EU, G /EU y G /EU en las cuales remite el sustento de los gastos incurridos en octubre, noviembre y diciembre 2014 respectivamente. Carta ELECTROUCAYALI/G /EU, en la cual remite el sustento de gasto incurrido en enero Asimismo, en esta misma carta la empresa ha informado que la vigencia del contrato por el alquiler de la generación adicional con Ferrenergy SAC será hasta el , para compensar el tiempo entre abril y junio de 2014 que se suspendió el mismo. Por lo cual, ha presentado la actualización de su proyección de costos hasta mayo 2015 mediante la Carta ELECTROUCAYALI/G /EU. Página 17

22 Carta ELECTROUCAYALI/G /EU, en la cual remite el sustento del gasto incurrido en febrero Cartas ELECTROUCAYALI/G /EU, ELECTROUCAYALI/G /EU y ELECTROUCAYALI/G /EU, en las cuales remite el sustento del gasto incurrido en marzo, abril y mayo 2015, respectivamente Costos de Electro Sur Este S.A.A. Electro Sur Este S.A.A, en el marco de la Resolución Ministerial N MEM/DM, que declaró situación excepcional la operación del SEIN para las áreas comprendidas por Cusco, Apurímac y Puno, ha presentado el siguiente informe, con los costos incurridos: Oficio N G , en el cual remite el sustento de los gastos incurridos por el contrato de capacidad adicional para los meses de abril y mayo Oficios N G y N G ,, en la cual remite nuevamente el sustento de los gastos incurridos de capacidad para los meses de abril y mayo 2014, de acuerdo con las observaciones realizadas a través del Oficio N GART Importación de energía por situación de emergencia En el marco de lo establecido en el numeral del Artículo 5 del Reglamento Interno para la Aplicación de la Decisión 757 de la CAN, aprobado por Decreto Supremo N EM, para las importaciones de electricidad por situaciones de emergencia, mientras no se establezca un procedimiento específico para el tratamiento del reconocimiento de estos costos dentro del peaje de transmisión, se considerarán, en lo pertinente, los criterios y metodología establecidos en el procedimiento para la determinación del cargo por generación adicional, aprobado mediante Resolución N OS/CD. En este sentido, Electronoroeste S.A., en el marco de la Resolución Ministerial N MEM/DM, que declaró situación de emergencia la desconexión de la línea L-2249 (Talara Zorritos) de 220 kv ocurrida el 02 de enero 2015, se le designó como agente autorizado para la importación de energía en el ámbito del numeral 5.3 del Artículo 5 del Reglamento Interno para la Aplicación de la Decisión 757 de la CAN. Al respecto, Electronoroeste S.A. ha presentado la siguiente documentación, con los costos incurridos: 6 Artículo 5 - Importación de Electricidad ( ) 5.3 En situaciones de emergencia o restricciones declaradas por el Ministerio, según el numeral 9 del Anexo II de la Decisión 757, el precio contractual será incluido como cargo adicional en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Para determinar dicho cargo, se distribuirán los montos asociados al precio contractual entre la suma ponderada de la energía por un factor de asignación, el cual será igual a 1.0 para Usuarios Regulados, 2.0 para los Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios y 4.0 para los Grandes Usuarios. OSINERGMIN definirá el procedimiento de aplicación. Página 18

23 Carta GG , en la cual remite con carácter preliminar los gastos incurridos de US$ , que equivalen a S/ (3,097 S/./US$) en la importación de energía de Ecuador para el mes de enero Carta C-1037-ENOSA/2015 en la cual remite los costos finales de importación de energía con el Ecuador para el mes de enero 2015, el cual asciende a S/ , Costos Totales Incurridos De acuerdo con el Artículo 4 de la norma Procedimiento Compensación por Generación Adicional aprobado mediante la Resolución N OS/CD, se ha estimado los gastos de los próximos meses, en base a los costos que se sustentan en contratos suscritos con algún proveedor de servicios, debido a que implican obligaciones de pago, siempre y cuando estos contratos hayan sido suscritos durante la vigencia del DU Cabe señalar que los montos recaudados por aplicación del Cargo Unitario han sido informados por el COES mediante el Informe COES/D/DO/STR-INF Costos Asociados a la Operación de la Generación Adicional hasta el mes de junio Así mismo se incluye la transferencia realizada en el mes de mayo 2015 por la empresa Electroperú S.A. a Electrocentro S.A. que ascienden a S/ Como consecuencia de los montos individuales a compensar corresponde remunerar un total de S/ , para los siguientes 9 meses de los cuales corresponde el 1,2% a Electroperú S.A., el 1,7% a Electronoroeste S.A., 37,9% a EGEMSA, el 58,9 % a Electrocentro S.A. y el 0,3% a Electro Ucayali S.A Determinación de los Factores de Ajuste de Cargos Unitarios por Generación Adicional De conformidad con lo dispuesto en el DU , y el Artículo 5 de la norma Procedimiento Compensación por Generación Adicional, se procedió a distribuir la compensación entre los tres grupos de usuarios: regulados, libres que no son Grandes Usuarios y Grandes Usuarios. Tipo de Usuario Cuadro N 3 Factores de Reparto Regulados 0,2781 Libres no Grandes Usuarios 0,1602 Grandes Usuarios 0,5617 Total 1,0000 Página 19

24 Una vez conocidos los factores de distribución para la compensación, corresponde determinar los cargos unitarios sobre la base de la demanda coincidente con la máxima demanda del SEIN de cada tipo de usuario. El cuadro siguiente muestra los cargos unitarios aplicables al Año Tarifario mayo 2015 abril 2016, a partir del 04 de agosto de 2015: Cuadro N 4 Usuario Regulado Usuario Libre no Gran Usuario Compensación a Electroperú S.A. (S/.) Compensación a Electronoroeste S.A. (S/.) Compensación a Electro Oriente S.A. (S/.) 0 Compensación a Hidrandina S.A. (S/.) 0 Compensación a EGEMSA (S/.) Compensación a Electrocentro S.A. (S/.) Compensación a Electro Ucayali S.A. (S/.) Compensación a Electro Sur Este S.A.A. (S/.) 0 Compensación Total por DU (S/.) Gran Usuario Asignado por tipo de usuario (S/.) Máxima Demanda Ventas 2015 (MW) Periodo de Recuperación (meses) 9 Cargo Unitario por Generación Adicional que debe adicionarse al PCSPT (S/. /kw-mes) 0,092 0,291 0,661 Nota: Con relación a las empresas Electro Oriente S.A., Hidrandina S.A. y Electro Sur Este S.A.A., para el presente cálculo se obtiene un saldo estimado negativo, por lo cual no corresponde incluirse en la compensación a recibir, estando pendiente la transferencia de sus saldos negativos. En consecuencia, estos cargos unitarios se dividen entre los del Cuadro N 1 para obtener los factores de actualización p a que se refiere la Resolución N OS/CD. Cuadro N 5 Tipo de Usuario Regulado Libre no Gran Usuario Gran Usuario Cargos Iniciales (S/./kW-mes) 0,095 0,300 0,682 Cargo Ajustados (S/./kW-mes) 0,092 0,291 0,661 Factor de actualización p 0,9684 0,9700 0,9692 Página 20

25 3. Compensación por Costos Variables Adicionales El Decreto de Urgencia N (en adelante DU ), publicado el 18 de diciembre de 2008, dispone que se determinen los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) sin considerar las restricciones de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, no pudiendo estos costos ser superiores a un valor límite establecido por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial. En este caso, las centrales que operen con costos variables superiores a estos costos marginales, serán compensadas por la diferencia entre sus costos variables y los costos marginales (excluyéndose la generación adicional a que se refiere el DU , la cual tiene un tratamiento diferenciado en cuanto a su asignación por tipo de usuario). Complementariamente, el DU establece que los retiros sin contratos de potencia y energía del SEIN que realizan las empresas distribuidoras de electricidad para atender a sus usuarios regulados, serán asignados a las empresas generadoras en función de la diferencia de sus energías firmes eficiente anual y sus ventas de energía por contratos, siendo estos retiros valorizados a Precios en Barra. En este caso, se compensará a las empresas generadoras asignadas a cubrir dichos retiros, de acuerdo con los costos variables adicionales con respecto a los Precios de Energía en Barra en que incurran las centrales para atender dichos retiros. Es importante señalar que el DU que vencía el 31 de diciembre de 2013, fue prorrogado hasta el 31 de diciembre de 2016 mediante la Décima Página 21