Procedimiento para Trasladar a los Usuarios de Electricidad los Costos Adicionales por Congestión en el Ducto de Camisea

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Procedimiento para Trasladar a los Usuarios de Electricidad los Costos Adicionales por Congestión en el Ducto de Camisea Elaborado en cumplimiento a lo dispuesto en la Quinta Disposición Transitoria del Decreto Legislativo N 1041 Lima, Julio de 2008

2 INDICE 1. INTRODUCCIÓN MARCO DE REFERENCIA PRECIOS DE GENERACIÓN A USUARIOS COMPENSACIONES POR CONGESTIÓN MERCADO DE CORTO PLAZO CRITERIOS DE EFICIENCIA ANÁLISIS Y SUSTENTO DEL PROCEDIMIENTO ANÁLISIS DEL MARCO DE REFERENCIA ADMINISTRACIÓN DE LOS MONTOS RECAUDADOS A LOS USUARIOS MECANISMO DE ASIGNACIÓN SANCIONES POR INCUMPLIMIENTO DE LA NORMA PROCEDIMIENTO DEFINICIÓN OBJETIVO BASE LEGAL MECANISMO PARA TRASLADAR LOS COSTOS ADICIONALES SANCIONES ANEXOS DIAGRAMA SIMPLIFICADO DEL PROCEDIMIENTO PARA TRASLADAR A LOS USUARIOS LOS COSTOS ADICIONALES ESQUEMA DE CÁLCULO DE LOS COSTOS MARGINALES IDEALIZADOS Página 1 de 26

3 1. Introducción El Artículo 4 del Decreto Legislativo N 1041 dispone que, en los períodos de congestión del suministro de gas natural proveniente de Camisea, los Generadores podrán acordar con los usuarios industriales de gas natural la reasignación de la capacidad de transporte para fines de generación eléctrica, es decir cuánto del gas natural disponible se utilizará para la generación de electricidad; así como, distribuir entre ellos de manera eficiente el gas natural y/o la capacidad de transporte disponible. Además, en este mismo artículo se establece que en caso de que los Generadores no lleguen a un acuerdo, el COES será el encargado de coordinar con el transportista y productor de gas natural para establecer los volúmenes de gas natural asignados a la generación eléctrica, así como la redistribución del mismo entre los generadores a efectos de un despacho eficiente para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Asimismo, se dispone que los Generadores perjudicados con esta reasignación recibirán una compensación que cubra sus costos adicionales incurridos, de parte de los Generadores que se beneficien con la reasignación que establezca el COES. Adicionalmente, en la Quinta Disposición Transitoria de este mismo Decreto Legislativo se establece que, cuando el COES ejerza las atribuciones asignadas en el Artículo 4 del Decreto Legislativo N 1041, desde la fecha de publicación hasta que entre en vigencia la modificación de la Potencia Firme, se aplicará lo siguiente: - En el caso de restricción total o parcial del suministro de gas natural a centrales de generación electrica, debido a congestión en el ducto de Camisea, el costo marginal de corto plazo será igual al costo marginal sin congestión, para ello el COES elaborará despachos idealizados. Página 2 de 26

4 - Los costos adicionales de combustibles en los que incurran las centrales que operan con costo variable superior al costo marginal de corto plazo, serán pagados por lo generadores y usuarios en partes iguales. Además, establece que OSINERGMIN, en veinte (20) días de la entrada en vigencia del decreto, publicará el procedimiento que incluye el mecanismo para trasladar los costos adicionales a ser asumidos por los usuarios. En atención a dicha disposición, el presente informe contiene los criterios para la asignación de los costos adicionales a los usuarios, así como la elaboración del procedimiento encomendado. Página 3 de 26

5 2. Marco de Referencia Con fecha 26 de junio de 2008 se publicó en el Diario Oficial El Peruano, el Decreto Legislativo N 1041 (en adelante DECRETO ), el cual introduce una serie de modificaciones al marco regulatorio del sector eléctrico. Previo al análisis y sustento del Procedimiento, se describe el marco de referencia relacionado con el precio de generación, las compensaciones por congestión y los criterios de eficiencia Precios de Generación a Usuarios Precio de Generación a Usuario Regulado De acuerdo con el numeral 3.2 del Artículo 3 de la Ley N se estableció que las ventas de electricidad de Generador a Distribuidor destinadas al Servicio Público de Electricidad (Usuario Regulado), se efectuarán tanto mediante contratos sin licitación de suministro, donde el precio no podrá ser superior a los Precios en Barra, como con contratos resultados de licitaciones, donde el precio es resultado de cada proceso de licitación de suministro conforme se establece en el Capitulo Segundo de dicha ley. Por esta razón, en la actualidad se tiene diferentes precios de ventas de electricidad entre Generadores y Distribuidores, dejando de ser el Precio en Barra el único precio de venta. Precio en Barra OSINERGMIN fija anualmente los Precios en Barra, que entran en vigencia en el mes de mayo de cada año. La Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ) y su Reglamento (en adelante RLCE ) establecen normas y procedimientos detallados para los estudios tarifarios donde participan el Página 4 de 26

6 Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) y las empresas generadoras y transmisoras 1. El Precio en Barra se encuentra conformado por los precios de potencia y de energía (Precios de Generación) y por el Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, donde se incluye un peaje por Garantía por Red Principal (GRP), que es un cargo transitorio creado con la finalidad de viabilizar el desarrollo inicial del proyecto del gas natural de Camisea. El esquema de cálculo de los componentes del Precio en Barra se presenta en los siguientes gráficos. Gráfico 1.- Precios de Generación PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA PRECIOS DE GENERACIÓN PRECIO MEDIO PONDERADO DE CONTRATOS POR LICITACIÓN COMPARACION > 10% < 10% REAJUSTE DEL PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA FIN 1 Mediante la Ley N se modificó, entre otros, el Artículo 51 de la LCE, el mismo que se refiere a la fecha de presentación de los estudios técnico-económicos, los autorizados para dicha presentación y el contenido de los mencionados estudios. Sin embargo, para los Procesos de Fijación de Precios en Barra para los periodos mayo abril 2008 y mayo abril 2009, al no haberse constituido el Subcomité de Generación ni el Subcomité de Transmisión (entes autorizados por Ley para la presentación de los estudios en su respectiva actividad), se introdujeron Disposiciones Transitorias que contemplaron esta situación, estableciéndose que sólo para dichos Procesos la presentación de los estudios técnico-económicos continuaría a cargo del COES. Página 5 de 26

7 Gráfico 2.- Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión COSTOS DE INVERSIÓN EN TRANSMISIÓN COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DETERMINAR COSTO ANUAL DE TRANSMISIÓN PEAJE POR SPT AJUSTE CONTRATOS BOOT Y RAG INGRESO TARIFARIO POR POTENCIA Y ENERGÍA Gráfico 3.- Peaje por Garantía de Red Principal INGRESO GARANTIZADO ANUAL (IGA) AJUSTE DEL AÑO DE CÁLCULO ANTERIOR PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DETERMINAR GARANTIA POR RED PRINCIPAL INGRESOS ESPERADOS POR VENTA DE GAS DURANTE EL PERIODO DE ESTUDIO PEAJE POR GRP Precio a Nivel de Generación De acuerdo con el Artículo 29 de la Ley N 28832, se establece que el Precio a Nivel Generación para los Usuarios Regulados en el SEIN sea único, Página 6 de 26

8 excepto por las pérdidas y la congestión 2 de los sistemas de transmisión; esto último entendido en su relación con los factores nodales a que se refiere el Artículo 47 de la LCE. Se establece, además, que el Precio a Nivel Generación debe obtenerse como un promedio ponderado de los contratos firmados para el suministro de los Usuarios Regulados, de acuerdo con lo siguiente: a) Contratos sin Licitación.- Por cada contrato, los precios serán igual al promedio de los Precios en Barra y los precios del contrato sin Licitación. b) Contratos resultantes de Licitaciones.- Por cada contrato, los precios serán iguales a los Precios Firmes resultantes de la Licitación, considerando el régimen de incentivos definido en el Artículo 10º de la Ley N Además, se establece que para el cálculo del Precio a Nivel de Generación sólo se debe incluir los precios de potencia y energia, y no los cargos de transmisión que son asumidos por los Usuarios. El esquema de cálculo se presenta en el siguiente grafico. Gráfico 4.- Precio a Nivel de Generación PRECIO LICITACION 1 (Potencia y Energía) PRECIO LICITACION 2 (Potencia y Energía) PRECIO BARRA (Potencia y Energía) Promedio PRECIO LICITACION n (Potencia y Energía) PRECIO A NIVEL DE GENERACION En resumen, el Precio de Generación para los Usuarios Regulados (PGUR) resulta de la siguiente fórmula: PGUR = Precio a Nivel de Generación + Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión Donde: 2 El 25 de noviembre de 2007, se publicó el Decreto de Urgencia N , en el que se estableció que las centrales que operen por congestión en las instalaciones de transmisión no sean tomadas en cuenta para la determinación de los costos marginales y que los sobrecostos en los que incurran los propietarios de estas centrales sean compensados conforme al Procedimiento Técnico que el COES elabore. Página 7 de 26

9 Precio a Nivel de Generación = Promedio ponderado de los precios por ventas de energía entre Generadores y Distribuidores. Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión = Peaje que se establece en cada Fijación de Precios en Barra, para las instalaciones que conforman el Sistema Principal de Transmisión, así como el peaje por Garantía de Red Principal por el ducto de Camisea. Gráfico 5.- Precio de Generación para los Usuarios Regulados PRECIO A NIVEL DE GENERACION PEAJE POR SPT y GRP PRECIO DE GENERACION A USUARIO REGULADO Precio de Generación a Usuario Libre La Ley N define como Usuarios Libres a aquellos usuarios con potencia contratada igual o mayor a 1 MW, los cuales no están sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen. Los Usuarios Libres tienen la capacidad de negociación para acordar niveles de precio de generación competitivos con un suministrador, que puede ser tanto una empresa generadora o una empresa distribuidora. Asimismo, se define como Grandes Usuarios Libres, a los Usuarios Libres con potencia contratada igual o mayor a 10 MW, o agrupaciones de Usuarios Libres con potencia contratada total de al menos 10 MW. Estos Grandes Usuarios Libres, además de no estar sujetos a regulación, pueden participar en el Mercado de Corto Plazo donde la compra y venta de energía se realiza en función de los Costos Marginales de Corto Plazo. En resumen, el Precio de Generación para los Usuarios Libres (PGUL) resulta de la siguiente fórmula: PGUL = Precio Libre de Generación + Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión Donde: Precio Libre de Generación = Precio de energía y potencia acordado entre el Usuario Libre y su suministrador o Precio de compra de energía y potencia en el Mercado de Corto plazo para Grandes Usuarios. Página 8 de 26

10 Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión = Peaje que se establece en cada Fijación de Precios en Barra, para las instalaciones que conforman el Sistema Principal de Transmisión, así como el peaje por Garantía de Red Principal por el ducto de Camisea. Gráfico 6.- Precio de Generación para los Usuarios Libres PRECIO LIBRE DE GENERACION PEAJE POR SPT y GRP PRECIO DE GENERACION A USUARIO LIBRE 2.2. Compensaciones por Congestión De acuerdo con las normativas vigentes a la fecha, se han establecido compensaciones tanto por la interrupción y/o congestión en el suministro de gas natural (gas de Camisea), así como por las congestiones en las instalaciones de transmisión del SEIN Interrupción en el suministro de gas natural De acuerdo con la Duodécima Disposición Complementaria Final de la Ley N 28832, se establece que en los casos que se presente interrupción total o parcial del suministro de gas natural a centrales de generación eléctrica, debido a problemas en la inyección o fallas en el sistema de transporte de la Red Principal del gas de Camisea, los costos marginales de corto plazo serán iguales a los registrados en el mismo día de la semana previa a la interrupción de este suministro más un cargo adicional que cubra los costos adicionales de combustibles en que incurran las unidades que operaron con costo variable por encima del costo marginal. Además, se establece que a este cargo adicional que se adiciona a los costos marginales, se deberá restar las compensaciones que corresponda asumir directamente a los productores o transportistas de gas natural, según sea el caso, siendo el resto pagado por los Generadores que participan en el mercado de corto plazo. Página 9 de 26

11 Congestión en el Sistema de Transmisión Eléctrica De acuerdo con el Artículo 1 del Decreto de Urgencia N , cuando se presenten problemas de congestión en las instalaciones de transmisión eléctrica, los costos de las unidades que el COES despache por fuera del orden de méritos de costos variables, no serán considerados en la determinación de los costos marginales del SEIN. En este sentido, los sobrecostos en que incurran las centrales que operen con un costo variable superior a los costos marginales, serán compensados de acuerdo con los Procedimientos Técnicos del COES 3, es decir compensados por los Generadores que forman parte del COES Congestión en el suministro de gas natural De acuerdo con el Artículo 4 del DECRETO, el COES es la entidad encargada de la redistribución del gas entre los generadores de electricidad, cuando se presente congestión en el suministro de gas natural de Camisea (congestión en la capacidad de transporte), en caso no se tenga un acuerdo entre los Generadores para distribuirse, eficientemente entre ellos, el volumen de gas natural o la capacidad de transporte asignados a la generación eléctrica. En este sentido, como resultado de la redistribución realizada por el COES, los Generadores perjudicados por esta reasignación recibirán una compensación que cubra sus costos adicionales incurridos, de parte de los generadores beneficiados por dicha reasignación; es decir, las compensaciones por la congestión en el suministro de gas natural de Camisea, se realizarían entre los Generadores. Adicionalmente, en la Quinta Disposición Transitoria del DECRETO, se establece que mientras se implemente la modificación a la definición de Potencia Firme 4, cuando se produzcan restricciones del suministro de gas natural por congestión en el transporte del gas de Camisea, los costos marginales se obtendrán de un despacho idealizado sin congestión en el transporte del gas natural de Camisea y que los costos adicionales de combustible en los que incurran las centrales que operen con un costo variable superior al costo marginal serán compensados por los Generadores y Usuarios en partes iguales; es decir, transitoriamente los usuarios de electricidad deberán asumir el 50% de las compensaciones que se originen por la congestión en el transporte del gas natural de Camisea. 3 4 En la Única Disposición Transitoria del Decreto de Urgencia N se establece que el COES elaborará el Procedimiento Técnico para la compensación de las centrales que operen por congestión, y que en tanto el procedimiento no sea publicado, el COES aplicará el Procedimiento Técnico N 33 respecto a las compensaciones de las centrales que operan por mínima carga. De acuerdo con la Tercera Disposición Transitoria del Decreto Legislativo N 1041, la modificación de la Potencia Firme entrará en vigencia a los dieciocho (18) meses desde la finalización del proceso de la oferta pública de capacidad a que se refiere el Decreto Supremo N EM. Página 10 de 26

12 2.3. Mercado de Corto Plazo De acuerdo con el Artículo 11 de la Ley N 28832, en el Mercado de Corto Plazo pueden participar los Generadores, Grandes Usuarios Libres y los Distribuidores, este último sólo para atender a sus Usuarios Libres; en este mercado, los retiros o entregas de energía son remunerados a Costos Marginales de Corto Plazo (transferencias de energía) y los retiros o entregas de potencia a precio de potencia o de capacidad (transferencias de potencia). En dicho artículo también se dispone que se puede constituir fideicomisos, u otras formas de garantías de realización inmediata, como respaldo de las transferencias de energía y de potencia, con la finalidad de garantizar un pago oportuno de las transacciones realizadas en este mercado. El Artículo 14 de la Ley N 28832, dentro de las funciones administrativas del COES, dispone que el COES sea el que administra el Mercado de Corto Plazo, así como el que determina y valoriza las transferencias de potencia y energía que se realizan en este mercado. En este sentido, dentro de las transferencias de energía, el COES mensualmente calcula las valorizaciones de los retiros y entrega de energía, así como las compensaciones que se realizan a las centrales que brindan reserva rotante u operan con un costo variable superior al costo marginal; en tales casos, el reconocimiento de estas compensaciones se encuentra establecido en los procedimientos técnicos del COES o en el marco legal del sector eléctrico. El esquema actual del Mercado de Corto Plazo se presenta en el siguiente gráfico. Gráfico 7.- Mercado de Corto Plazo COES Empresas de Generación L USUARIO LIBRE R L Empresas de Transmisión Empresas de Distribución R USUARIO REGULADO Página 11 de 26

13 2.4. Criterios de Eficiencia El DECRETO complementa el marco general establecido para el sector eléctrico, por lo cual se mantienen los criterios de eficiencia a que se refiere el Artículo 8 de la LCE 5 en lo relacionado a la fijación de los precios que deben pagar los Usuarios Regulados. En este sentido, siendo que parte del monto de compensación, a que se refiere la Quinta Disposición Transitoria del DECRETO, va a ser pagado por los Usuarios, el procedimiento de estimación y/o cálculo del mismo debe ser realizado de modo transparente, de tal manera que se verifique que los costos asignados hayan sido los más eficientes. 5 Artículo. 8º (LCE).- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley. ( ) Página 12 de 26

14 3. Análisis y Sustento del Procedimiento 3.1. Análisis del Marco de Referencia A partir de la descripción efectuada en la sección anterior relacionada con el marco de referencia, se tiene lo siguiente: Debido al desarrollo de las licitaciones de suministro de energía, los precios de potencia y energía que se aplican a los Usuarios Regulados, en su mayoría se encuentran establecidos por los precios que resultan de cada uno de estos procesos de licitación. Asimismo, los Usuarios Libres tienen precios de potencia y energía que son de libre acuerdo con su suministrador o es el precio de compra del Mercado de Corto Plazo. Por lo señalado, no es factible adicionar dentro de los precios de potencia y energía, la compensación de los costos adicionales por congestión del ducto de Camisea que corresponde a los Usuarios; en este sentido, dicha compensación debe incluirse dentro del Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, correspondiendo a un Cargo Unitario por Costos Adicionales. El establecimiento del Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión se realiza en cada Fijación de Precios en Barra, siendo la más reciente la correspondiente al periodo mayo abril 2009, motivo por el cual, el cargo de esta compensación deberá incluirse en dos etapas, siendo la primera desde la fecha de publicación del DECRETO (26 de junio de 2008) hasta fines de abril de 2009, mientras que la Página 13 de 26

15 segunda compensación, correspondiente al período del 01 de mayo 2009 hasta la vigencia de la Quinta Disposición Transitoria 6, será considerada en el proceso de Fijación de Precios en Barra de mayo 2009 abril En este caso, al corresponder la primera etapa a un proceso tarifario ya finalizado, se deberá establecer un mecanismo transitorio que permita trasladar estos costos a los Usuarios de electricidad, de acuerdo con lo establecido en el DECRETO. El monto asignado a los Usuarios deberá corresponder únicamente al 50% de las compensaciones por los costos adicionales en que se incurran por congestión en el suministro de gas natural, conforme lo ordena la Quinta Disposición Transitoria del DECRETO. Por consiguiente, la metodología para el cálculo de este monto debe ser explícita y transparente, de manera tal que se evite asignar a los Usuarios compensaciones que no correspondan a costos eficientes. El COES, como administrador de Mercado de Corto Plazo, es el encargado de reconocer y calcular las compensaciones a las centrales que operan con costo variable superior al costo marginal, teniendo que determinar claramente cuáles son los criterios para establecer qué unidades operarán por congestión en el suministro de gas natural conforme ordena la Quinta Disposición Transitoria del DECRETO. Asimismo, el COES al contar con toda la información y herramientas computacionales para el despacho económico de las unidades de generación, será el encargado de proponer las estimaciones de los costos adicionales de las centrales que operarán por congestión en el suministro de gas natural en cada período tarifario. Las liquidaciones entre los costos adicionales estimados y los costos adicionales incurridos en la operación se realizarán en la finalización de cada periodo tarifario, asignando el saldo positivo o negativo dentro del Precio en Barra correspondiente al siguiente período tarifario. No obstante, con la finalidad de evitar que la diferencia acumulada entre los costos adicionales estimados y los incurridos sea un monto de tal magnitud que pueda perjudicar a los Usuarios o a las centrales que corresponda compensar; trimestralmente se realizará una nueva evaluación de los costos adicionales estimados para el período tarifario correspondiente, tomando en consideración la información de los costos adicionales reales que se presentaron en los meses anteriores Administración de los Montos Recaudados a los Usuarios Para la administración de los montos recaudados a los Usuarios por concepto de esta compensación, se establece lo siguiente: a. Mensualmente la recaudación del Cargo Unitario por Costos Adicionales será realizada por los Generadores, en base a sus 6 Siendo la vigencia del dispositivo transitorio dieciocho (18) meses después de la finalización del proceso de la oferta pública de capacidad a que se refiere el Decreto Supremo N EM. Página 14 de 26

16 contratos de suministro con Usuarios Libres y/o con los Distribuidores, la que también incluirá los retiros sin contrato de suministro que el COES les haya asignado en cumplimiento de las normativas vigentes al respecto 7. b. El monto recaudado por los Generadores, descrito en el párrafo anterior, más los aportes mensuales por este cargo de los Grandes Usuarios, Distribuidores y/u otros agentes que directamente participen en el Mercado Spot de Corto Plazo, conformarán el Monto Recaudado. El encargado de administrar y llevar la cuenta de este monto es el COES. c. El COES calculará mensualmente los costos adicionales que se reconocerán a las centrales de generación por congestión en el suministro de gas natural, así como, asignará el 50% de estos costos a los Usuarios de electricidad, el que se denominará Monto Asignado. El restante 50% será asignado a los Generadores en base a los criterios o procedimientos que el COES establezca. d. Los Generadores, de acuerdo con las transferencias de energía mensuales asignadas por el COES, de conformidad con lo establecido en el Procedimiento Técnico N 10 o el que lo reemplace, recibirán el pago de las compensaciones por la operación de sus centrales por congestión en el suministro del gas natural. El COES deberá transferir el Monto Recaudado a los Generadores que hayan incurrido en los costos adicionales señalados en el literal c, teniendo prioridad el pago pendiente de las transferencias de meses anteriores por estos costos. En caso de que exista un monto sobrante, el COES deberá llevar el control de estos montos a fin de ser utilizados en los meses donde el Monto Recaudado sea menor al Monto Asignado Cálculo de Costos Adicionales Para garantizar los criterios de eficiencia en el cálculo de los costos adicionales, se establece lo siguiente: a. En el cálculo de los costos marginales del despacho idealizado, se debe utilizar los mismos criterios y herramientas computacionales con las que se elaboran la programación de la operación, tanto en el mediano y corto plazo, con la finalidad de garantizar su trazabilidad. 7 En la actualidad, a través de la Ley N Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado, se dispuso que hasta el 31 de diciembre del presente año, los Distribuidores que no tengan contrato de suministro vigente para alimentar a sus Usuarios Regulados, podrán realizar retiros sin contrato a Precio en Barra, para lo cual se estableció que la asignación de estos retiros entre los Generadores se realizará de acuerdo con el procedimiento que OSINERGMIN establezca. Dicho procedimiento fue aprobado a través de la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Página 15 de 26

17 Así mismo, la información a utilizar para este cálculo, debe ser la misma con las que se elabora estos programas de operación, tomando en cuenta que esta información ha sido validada por el COES dentro de sus etapas de elaboración de los programas de operación 8, adicionándose únicamente que el suministro de gas de natural de Camisea para generación eléctrica es ilimitada. b. El criterio de asignación de las unidades de generación que deben ser compensados por congestión en el suministro de gas natural de Camisea, debe ser clara y transparente. En este caso, se deber diferenciar estas unidades de las que se compensan por problemas tensión, de congestión de transmisión, por mínima carga u otros motivos diferentes al de congestión en el suministro de gas natural de Camisea Mecanismo de Asignación Definiciones Todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular, y que empiecen con mayúscula, deberán tener los significados que se indican en el Procedimiento materia del presente informe o los que se definen en la Ley N y el Decreto Legislativo N Criterios Generales Los criterios generales para la aplicación del Mecanismo para trasladar a los Usuarios de electricidad los costos adicionales por congestión del ducto de Camisea, son los que se indican a continuación: 1. En primer lugar, se calcula para cada proceso de Fijación de Precios en Barra, los costos adicionales estimados que corresponde asumir a los Usuarios de acuerdo con la Quinta Disposición Transitoria del Decreto. Estos costos adicionales estimados deberán ser presentados por el administrador del Mercado de Corto Plazo (COES) en los plazos que establece el procedimiento de Fijación de Precios en Barra, acompañado con un informe técnico donde se sustente y detalle la metodología utilizada. 2. Los costos adicionales estimados ya revisados por el OSINERGMIN, formará parte del Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT). 3. La administración de los montos recaudados a los Usuarios de electricidad se realizarán conforme a lo detallado en el numeral 3.2 del presente informe. 8 Los Programas de Operación de Mediano y Corto plazo del SEIN deben ser elaborados en base a los criterios de mínimo costo y seguridad del sistema, así como, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Por lo cual, se siguen diferentes etapas para revisión y validación de la información que se reciben para estos programas, con la finalidad de tener la mejor información para su elaboración. Página 16 de 26

18 4. Cada trimestre se realizará un nueva evaluación de los costos adicionales estimados para los meses restantes del período tarifario, para lo cual se utilizará la misma metodología utilizada en el cálculo presentado al inicio del proceso de Fijación de Precios en Barra, pero con la información actualizada de los costos adicionales incurridos que se presentaron en los meses transcurridos. Los reajustes trimestrales serán realizados en los mismos plazos que se calculen los Precios a Nivel de Generación, conforme a la Resolución OSINERGMIN N OS/CD 9 5. Las liquidaciones de la diferencia entre los costos adicionales estimados y los costos adicionales incurridos se realizarán al final de cada período tarifario. Si la diferencia resulta negativa, se tendría que el monto estimado ha sido superior al real, por lo cual correspondería una disminución en los costos adicionales estimados para el siguiente periodo tarifario, y si la diferencia es positiva se tendría que el monto estimado ha sido inferior al real, por lo cual correspondería un aumento en los costos adicionales estimados para el siguiente periodo tarifario Operatividad Sobre la base de la información mensual que el COES maneja dentro de la administración del Mercado de Corto Plazo se realizarán las transferencias y asignaciones del monto de compensación; así como, las liquidaciones que correspondan. Las empresas generadoras serán las encargadas de recaudar mensualmente este monto en base a sus contratos de suministro eléctrico, considerando adicionalmente los retiros sin contrato asignados. El COES llevará la cuenta tanto de la recaudación realizada a los usuarios por este cargo, así como de las transferencias realizadas a los Generadores de esta recaudación, por concepto de compensación por congestión en el suministro de gas natural Sanciones por Incumplimiento de la Norma El COES comunicará cualquier incumplimiento al Procedimiento por parte de algún agente a fin de establecer la sanción correspondiente de conformidad con lo dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN; asimismo, los incumplimientos del COES al Procedimiento, serán sancionados de conformidad con lo dispuesto en la citada Escala. 9 De acuerdo con el numeral 4.1 del procedimiento aprobado mediante dicha resolución, OSINERGMIN calculará trimestralmente los Precios a Nivel de Generación y las transferencias productos de la aplicación del Mecanismo de Compensación. El ultimo Precio a Nivel de Generación establecido a la fecha, fue mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD del 24 de abril de Página 17 de 26

19 4. Procedimiento 4.1. Definición Para efectos de esta norma se emplean las siguientes definiciones: 1. Agentes: Denominación genérica dada al conjunto de Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres. 2. Año Tarifario: Periodo comprendido entre el 01 de mayo hasta el 30 de abril del siguiente año. 3. Barra: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para entregar y/o retirar energía eléctrica. 4. Cargo Unitario por Costos Adicionales: Cargo unitario expresado en Nuevos Soles por kw al mes, que se publicará en la Resolución que establezca los Precios en Barra, como parte integrante del Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. 5. COES: Comité de Operación Económica del SEIN. 6. Congestión: Restricción total o parcial de suministro de gas natural a centrales de generación eléctrica debido a congestión en el sistema de transporte de la Red Principal definida en la Ley N y declarada por el Ministerio de Energía y Minas, de acuerdo con el Artículo 4 del Decreto Legislativo N Costo Marginal: Se refiere al Costo Marginal de Corto Plazo definido en el Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas. Página 18 de 26

20 8. Costo Marginal Ideal: Valor calculado por el COES como el Costo Marginal asociado a un despacho económico idealizado sin la presencia de Congestión. 9. Costos Adicionales: Son los costos asociados al combustible en que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los Costos Marginales Ideales, durante períodos de Congestión. 10. Costos Adicionales Estimados: Monto total estimado de los Costos Adicionales en un Año Tarifario calculado de acuerdo con lo señalado en el numeral Costos Adicionales Incurridos: Monto total obtenido de los Costos Adicionales en un mes, calculado de acuerdo con lo señalado en el numeral Costos Variables: Son los costos en que incurre una unidad de generación para suministrar una unidad adicional de energía. 13. GART: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN. 14. Grandes Usuarios Libres: Usuarios Libres con una potencia contratada igual o superior a 10 MW, o agrupaciones de Usuarios Libres cuya potencia contratada total sume por lo menos 10 MW. 15. OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. 16. Usuario: Consumidor final de electricidad localizado en el Perú y que se encuentra dentro del SEIN. Comprende tanto a los Usuarios Libres como a los Usuarios Regulados. 17. Usuarios Libres: Usuarios no sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen 18. Usuario Regulados: Usuarios sujetos a la regulación de precios por la energía y potencia que consumen. 19. SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Objetivo Establecer la forma, responsabilidades, secuencia y cálculos que se deben seguir a fin de trasladar a los Usuarios, el 50% de los Costos Adicionales La presente norma se aplicará para el reconocimiento de los Costos Adicionales, desde la publicación del Decreto Legislativo N 1041 y hasta la entrada en vigencia de la nueva definición de Potencia Firme, a que se refiere la Tercera Disposición Transitoria de dicho Decreto Legislativo. Página 19 de 26

21 4.3. Base Legal Decreto Legislativo N 1041: Modifica Diversas Normas del Marco Normativo Eléctrico. Ley Nº 28832: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas. Decreto Supremo Nº EM: Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Decreto Supremo N PCM: Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN. Texto Único Ordenado de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD Procedimiento Técnico N 02 del COES: Programación de la Operación Diaria del Sistema Interconectado Nacional, aprobado por Resolución Ministerial N Procedimiento Técnico N 07 del COES: Cálculo de los Costos Marginales de Energía de Corto Plazo, aprobado por Resolución Ministerial N Procedimiento Técnico N 10 del COES: Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores Integrantes del COES, aprobado por Resolución Ministerial N Procedimiento Técnico N 23 del COES: Compensaciones al Sistema de Principal de Transmisión, aprobado por Resolución Ministerial N Procedimiento Técnico N 32 del COES: Criterios y Metodología para la Programación de la Operación de Corto Plazo de las Centrales de Generación del COES, aprobado por Resolución Ministerial N MEM/DM. Procedimiento Técnico N 33 del COES: Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales termoeléctricos del COES, aprobado por Resolución Ministerial N MEM/DM En todos los casos, se incluyen las normas modificatorias, complementarias, sustitutorias y conexas a los dispositivos citados. Página 20 de 26

22 4.4. Mecanismo para Trasladar Los Costos Adicionales El mecanismo para trasladar los Costos Adicionales comprende las siguientes etapas: COSTOS ADICIONALES ESTIMADOS Al inicio de cada proceso de Fijación de Precios en Barra, es decir, en el plazo señalado en el ítem a del Anexo A del Texto Único Ordenado de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD, el COES remitirá a la GART un Informe Técnico con su propuesta de Costos Adicionales Estimados para el Año Tarifario, considerando lo siguiente: a) Dos escenarios: Despacho económico con presencia de Congestión y despacho económico sin presencia de Congestión, para lo cual utilizará las herramientas computacionales que emplea para la Programación de Mediano Plazo, considerando como mínimo etapas mensuales y tres bloques horarios por cada etapa. b) Los Costos Marginales Ideales asociados al despacho económico sin presencia de Congestión. c) Identificación de las unidades de generación térmica cuyo costo variable sea superior al Costo Marginal Ideal, así como la energía despachada por cada una de ellas, por etapa y bloque horario para el escenario con presencia de Congestión. d) Por cada central identificada en el paso previo, se calculará el producto de la energía despachada por la diferencia entre su costo variable y el Costo Marginal Ideal, por etapa y bloque horario. e) Los Costos Adicionales Estimados se obtendrán como la suma de los valores obtenidos en el paso previo por cada mes y cada generador ASIGNACIÓN DE LOS COSTOS ADICIONALES ESTIMADOS A LOS USUARIOS El 50% de los Costos Adicionales Estimados serán asignados por OSINERGMIN a los Usuarios, mediante su incorporación en el Cargo Unitario por Costos Adicionales, como parte del Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) COSTOS ADICIONALES INCURRIDOS El COES calculará los Costos Adicionales Incurridos de acuerdo con el siguiente procedimiento: Página 21 de 26

23 a) Cada día se determinará el Costo Marginal Ideal con el modelo matemático de optimización señalado en el Procedimiento Técnico N 32 del COES, utilizando la misma información y consideraciones utilizadas en la elaboración del último Programa de Operación Diario para este día, de acuerdo con el Procedimiento Técnico N 02 del COES, y asumiendo disponibilidad ilimitada de gas natural de Camisea para las unidades de generación que utilicen dicho combustible. b) Para efectos del cálculo de las transferencias mensuales de energía, la calificación de las horas de operación de las unidades térmicas se realizará con el despacho ejecutado. Los Costos Adicionales Incurridos se determinarán teniendo en cuenta solo las unidades térmicas que despacharon y fueron calificadas por potencia y/o energía, conforme a lo establecido en el Procedimiento Técnico N 07 del COES, y con costo variable superior al Costo Marginal Ideal en su barra de inyección. c) Una vez recibida la producción mensual de energía activa por unidad y empresa de generación, de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Técnico N 10 del COES, los Costos Adicionales Incurridos se calcularán mediante la siguiente fórmula: Donde: Costos = si : q= 1 ( CV Cmg Costos = 0; i Q q q q [ E ( CV Cmg fp )] i si : q i fp q i ) > 0 ( CV Cmg i q i fp q i ) < 0 i = Unidad térmica que operó con costos variables superiores al Costo Marginal Ideal en su barra de inyección. q = Cada periodo de 15 minutos de la operación de la unidad i. Q = Número total de periodos q en que el costo variable de la unidad i fue superior al Costo Marginal Ideal. E = Energía inyectada por la unidad i en el periodo q. CV = Costo variable de la unidad i determinado de acuerdo al numeral del Procedimiento Técnico N 33 del COES, para el periodo q a compensar. Cmg = Costo Marginal Ideal para el periodo q. fp = Factor de pérdidas marginales de energía en la Barra donde inyecta la unidad i durante el periodo q. A la totalidad de los costos así calculados, se descuentan las compensaciones propias entre generadores que no tienen relación con la Congestión, tales como las señaladas en el numeral 9.2 del Procedimiento Técnico N 33 del COES. Página 22 de 26

24 d) El monto resultante como consecuencia de los cálculos efectuados conforme al literal anterior, constituye los Costos Adicionales Incurridos a compensar para dicho mes. El 50% de esta cantidad corresponde ser asumida por los Usuarios y se denominará Monto Asignado TRANSFERENCIAS MENSUALES DE ENERGIA Dentro de las transferencias mensuales de energía, se considerará lo siguiente: a) 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 Unitario por Costos Adicionales, en base a sus contratos de suministro de energía con Usuarios Libres y Distribuidores; 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 Unitario por Costos Adicionales. La recaudación a que se refiere el presente literal se denominará Monto Recaudado. b) El COES transferirá el Monto Recaudado a los Generadores que hayan incurrido en los Costos Adicionales, teniendo prioridad el pago pendiente de las transferencias de meses anteriores por estos costos. En caso de existir un sobrante, el COES llevará el control de estos montos a fin de ser utilizados en los meses donde el Monto Recaudado sea menor al Monto Asignado. c) El COES es el encargado de llevar el control de la diferencia entre el Monto Asignado y el Monto Recaudado para cada Año Tarifario. Esta cantidad se denominará Saldo Neto Acumulado REAJUSTE TRIMESTRAL DE LOS COSTOS ADICIONALES ESTIMADOS De forma trimestral, el COES remitirá a la GART un Informe Técnico que contenga su propuesta de reajuste de los Costos Adicionales Estimados para los meses restantes del Año Tarifario respectivo. Dicha propuesta debe tener en cuenta los criterios establecidos en el numeral 4.4.1, así como la diferencia entre los Costos Adicionales Estimados y los Costos Adicionales Incurridos. El citado Informe deberá ser remitido 15 días hábiles antes del reajuste trimestral a que se refiere el párrafo siguiente. El reajuste trimestral 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 LIQUIDACION DEL SALDO NETO ACUMULADO Página 23 de 26

25 La liquidación del Saldo Neto Acumulado se realizará al final del Año Tarifario. Si el Saldo Neto Acumulado resulta positivo, corresponderá un aumento en los Costos Adicionales Estimados para el próximo Año Tarifario, y si la diferencia es negativa, corresponderá una disminución en los Costos Adicionales Estimados para el próximo Año Tarifario Sanciones 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. Asimismo, los incumplimientos del COES a la presente norma, serán sancionados de conformidad con lo dispuesto en la citada Escala. Página 24 de 26

26 5. Anexos Página 25 de 26

27 5.1. Diagrama simplificado del procedimiento para Trasladar a los Usuarios los costos adicionales Estimación de los Costos Adicionales para el Periodo Tarifario Liquidación Anual del Periodo Anterior Proyección de la Demanda Cargo Unitario por Costos Adicionales Reajuste Trimestral TRANSFERENCIA DE ENERGIA MENSUAL Demanda Mensual Monto Recaudado Mensual + Monto Asignado Mensual - Saldo Mensual 50 % Costos Adicionales del mes Prioridad de pago de los saldos negativos de meses anteriores Página 26 de 26

28 5.2. Esquema de Cálculo del Costo Marginal Ideal Datos de Programación de Despacho Diario Generación Demanda Transmisión Mantenimiento Disponibilidad Ilimitada del Ducto de Camisea Modelo de Programación de Despacho Diario Costos Marginal Ideal Página 27 de 26