Procedimiento para Compensación de los Costos …...OSINERGMIN-GART Informe Nº 0015-2009-GART Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV. CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe Nº 0015-2009-GART

Procedimiento para Compensación de los Costos

Variables Adicionales y de los Retiros Sin Contratos

Elaborado en cumplimiento al Artículo 4° del

Decreto de Urgencia N° 049-2008

Lima, Enero de 2009

OSINERGMIN-GART Informe Nº 0015-2009-GART

Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros Sin Contratos

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INDICE

1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 2

2. MARCO DE REFERENCIA ....................................................................................... 4

2.1. ASIGNACIÓN DE RETIROS SIN CONTRATOS ................................................................... 4 2.2. MERCADO DE CORTO PLAZO ........................................................................................ 4 2.3. COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO ...................................................................... 5 2.4. PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN. ................................... 7 2.5. CRITERIOS DE EFICIENCIA ............................................................................................ 8 2.6. LIQUIDACIÓN DEL AÑO 2008 ......................................................................................... 9 2.7. PROCEDIMIENTO COES ............................................................................................... 9

3. ANÁLISIS Y SUSTENTO DEL PROCEDIMIENTO ................................................. 10

3.1. ANÁLISIS DEL MARCO DE REFERENCIA ........................................................................ 10 3.2. METODOLOGÍA DE COMPENSACIÓN DE COSTOS VARIABLES .......................................... 11 3.3. METODOLOGÍA DE ASIGNACIÓN DE RETIROS SIN CONTRATOS ...................................... 12 3.4. ADMINISTRACIÓN DE LOS MONTOS RECAUDADOS A LOS USUARIOS DE ELECTRICIDAD .. 15 3.5. CÁLCULO DE COSTOS ADICIONALES ........................................................................... 15 3.6. MECANISMO DE ASIGNACIÓN ...................................................................................... 16 3.7. SANCIONES POR INCUMPLIMIENTO DE LA NORMA ........................................................ 17

4. PROCEDIMIENTO ................................................................................................... 19

4.1. DEFINICIÓN ................................................................................................................ 19 4.2. OBJETIVO .................................................................................................................. 21 4.3. BASE LEGAL .............................................................................................................. 21 4.4. DISPOSICIONES GENERALES ...................................................................................... 22 4.5. MECANISMO PARA TRASLADAR LOS CVOA-CMG ......................................................... 23 4.6. ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS VARIABLES ADICIONALES DE LAS UNIDADES PARA CUBRIR

LOS RETIROS SIN CONTRATO ..................................................................................... 26 4.7. CÁLCULO DE LA EFEA ................................................................................................ 27 4.8. VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA ....................................................... 28 4.9. VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE ENERGÍA REACTIVA, DE POTENCIA Y

COMPENSACIONES DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN ....................................... 29 4.10. COMPENSACIÓN DE LOS COSTOS VARIABLES ADICIONALES DE LAS UNIDADES QUE

OPERARON PARA CUBRIR LOS RETIROS SIN CONTRATO ................................................ 29 4.11. SANCIONES ................................................................................................................ 31 4.12. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS ........................................................................... 31 4.13. DISPOSICIONES TRANSITORIAS ................................................................................... 32



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1. Introducción

El Artículo 1° del Decreto de Urgencia N° 049-2008 (en adelante “DECRETO”), dispone que para efectos del despacho económico, se calculará 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 superior 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. En este caso, no se incluye la generación adicional a que se refiere el Decreto de Urgencia N° 037-2008, la cual tiene un tratamiento diferenciado en cuanto a su asignación por tipo de usuario1.

Asimismo, en el Artículo 2° del DECRETO se establece que los retiros sin contratos de potencia y energia 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

1 Artículo 5°.- Compensación por la generación adicional Los costos totales, incluyendo los costos financieros, en que incurra el Generador estatal por la generación adicional a que se refiere el artículo 2° del presente Decreto de Urgencia, serán cubiertos mediante un cargo adicional que se incluirá en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Para determinar dicho cargo, se distribuirán los costos señalados en el párrafo anterior entre la suma ponderada de la energía por un factor de asignación, el cual será iguala 1.0 para los 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 y, en caso necesario, podrá incluir los nuevos cargos en la regulación de tarifas vigente .Los costos a que se refiere el presente artículo serán liquidados periódicamente, considerando los descuentos a que hubiere lugar por concepto de los ingresos netos totales mensuales que reciba por la participación en el COES de las unidades a que hace referencia el presente Decreto de Urgencia, según la normatividad vigente aplicable a todas las unidades que operan en el SEIN. Para ello, el COES identificará y desagregará a estas unidades como un grupo separado de la generación propia del generador estatal correspondiente



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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.

El DECRETO también establece que las compensaciones, tanto por costos variables superiores al costo marginal de corto plazo como por la asignación de retiros sin contratos, serán incorporadas en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) como cargos adicionales.

Adicionalmente, en el Artículo 4° del DECRETO se establece que OSINERGMIN aprobará las disposiciones necesarias para su aplicación. Por lo cual, el presente informe contiene los criterios y el procedimiento necesario para su aplicación.



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2. Marco de Referencia

Con fecha 18 de diciembre de 2008 se publicó en el diario oficial El Peruano el DECRETO que tiene como finalidad asegurar la continuidad en la prestación del servicio eléctrico y que, además, establece un único criterio para la remuneración de los costos variables no cubiertos por los costos marginales, en los casos de restricciones de transmisión eléctrica o de producción o transporte de gas natural.

2.1. Asignación de Retiros Sin Contratos El DECRETO establece que los retiros de potencia y energía de las empresas distribuidoras de electricidad, destinadas al Servicio Público de Electricidad, que no cuenten con contratos de suministro de energía que las respalden serán asumidos por los generadores a Precios en Barra, en proporción a la diferencia entre su Energía Firme Eficiente Anual y sus ventas de energía por contratos; siendo estos términos similares a lo establecido en la Ley N° 29179 para el año 2008, pero agregándose una compensación para las centrales que operan para cubrir estos retiros sin contratos.

2.2. 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



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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 1.- Mercado de Corto Plazo

Adicionalmente en referido artículo 14° se establece que el COES es el encargado de calcular los Costos Marginales de Corto Plazo, el cual es utilizado en las compras o ventas de energía en el Mercado de Corto Plazo.

2.3. Costos Marginales de Corto Plazo El DECRETO establece que los Costos Marginales de Corto Plazo se establezcan considerando un despacho económico sin restricciones de producción o transporte de gas natural y sin restricción de transmisión de electricidad, teniendo como límite el valor máximo establecido por el Ministerio de Energía y Minas. Así como, establece la derogatoria de todo aquello que se oponga o que señale un tratamiento diferente a la

Empresas de Generación

Empresas de Distribución

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determinación de costos marginales, respecto a lo dispuesto en el DECRETO.

2.3.1. Restricción de producción o transporte de gas natural

La restricción de producción o transporte de gas natural, involucra tanto la derogatoria de lo establecido en la Duodécima Disposición Complementaria Final de la Ley N° 288322 como lo establecido en la Quinta Disposición Transitoria el Decreto Legislativo N° 10413 sobre el tratamiento de los costos marginales de corto plazo cuando se presenta interrupción del suministro de gas natural o congestión en el sistema de transporte del gas natural de Camisea respectivamente.

2.3.2. Restricción de transmisión de electricidad La restricción de transmisión de electricidad implica la derogatoria del Decreto de Urgencia N° 046-2007, el cual establecía en su Artículo 1°4, el tratamiento que se daba en el cálculo de los costos marginales de corto plazo cuando se presentaban congestiones en las instalaciones de transmisión.

2 DUODECIMA.- Costos Marginales ante interrupciones del suministro de gas natural En el caso de interrupción total o parcial del suministro de gas natural a centrales de generación

electrica, debido a problemas en la inyección o fallas en el sistema de transporte de la Red Principal definidas en la Ley N° 27133, los costos marginales de corto plazo serán iguales a los registrados en el mismo día de la semana previa a la interrupción del suministro de gas mas un adicional que cubra los costos adicionales de combustibles en que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los referidos costos marginales de corto plazo a la semana previa a la interrupción. El referido adicional será calculado restándole a los costos adicionales de combustibles las compensaciones que les corresponda asumir a los productores o transportistas del gas natural según sea el caso.

3 Quinta.- Cuando el COES ejerza las atribuciones señaladas en el articulo 4° del presente Decreto Legislativo desde la fecha de su publicación hasta que entre en vigencia la modificación a la definición de Potencia Firme, se aplicara los siguientes: En el caso de restricción total o parcial de suministro de gas natural a centrales de generación electrica, debido a la congestión en el sistema de transporte de la Red Principal definida en la Ley N° 27133, los costos marginales de corto plazo serán iguales a los costos marginales que se hubieran presentado sin la congestión , calculados por el COES mediante despacho idealizado sin congestión. Los costos adicionales de combustibles en que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los referidos costos marginales de corto plazo del despacho idealizado sin congestión, serán pagados por los Generadores y los Usuarios en partes iguales.

Los Generadores pagaran las partes que les corresponda en proporción a su energía firme. OSINERGMIN en veinte (20) días de la entrada en vigencia del presente Decreto Legislativo, publicara

el procedimiento que incluye el mecanismo para trasladar los costos adicionales a ser asumidos por los Usuarios.

4 Articulo 1°.- Compensación y asignación de costos de operación Cuando por consideraciones de congestión de instalaciones de transmisión el COES deba despachar

unidades de generación fuera del orden de merito de costos variables, tomando en cuenta los criterios de optimización en la operación del SEIN, los costos variables de dichas unidades no serán considerados para la determinación de costos marginales del SEIN.

Los sobrecostos en que incurran los titulares de dichas unidades serán compensados conforme a lo establecido en el Procedimiento Técnico que, para estos efectos, apruebe el OSINERGMIN a propuesta del COES, asignando el pago de tales sobrecostos a los Generadores que realicen retiros netos positivos de energía durante el periodo de congestión en las barras del subsistema eléctrico afectado por dicha congestión. Tal asignación se efectuará en proporción a dichos retiros netos positivos.



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2.3.3. Generación Adicional El Artículo 6° del Decreto de Urgencia N° 037-20085 es derogado por el Artículo 3° del DECRETO.

2.4. Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.

El Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (en adelante “PCSPT”) es establecido por el OSINERGMIN anualmente, en las fijaciones de 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 los subcomités de Generadores y Transmisores del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) y las empresas generadoras y transmisoras.

El PCSPT en la actualidad se encuentra conformado por los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión que conforman el Sistema Principal de Transmisión. Así como, por el cargo de Garantía de Red Principal (GRP) que es un cargo transitorio creado con la finalidad de viabilizar el desarrollo inicial del proyecto del gas natural de Camisea.

Gráfico 2.- Peaje de instalaciones de Sistema Principal de Transmisión

5 Artículo 6°.- Costo Marginal de Corto Plazo. El costo variable de las unidades de generación que instale el generador estatal correspondiente al amparo del presente Decreto de Urgencia, no será considerado para la determinación del Costo Marginal de Corto Plazo a que se refieren los artículos 105° y 106° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas cuando sean llamadas a operar.

COSTOS DE INVERSIÓN EN TRANSMISIÓN

COSTOS DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO

DETERMINAR COSTO ANUAL DE

TRANSMISIÓN

PEAJE POR SPT

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

INGRESO TARIFARIO POR POTENCIA Y

ENERGÍA

AJUSTE CONTRATOS BOOT Y RAG



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Gráfico 3.- Garantía de Red Principal

2.5. 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 LCE6 en lo relacionado a la fijación de los precios que deben pagar los Usuarios Regulados. En este sentido, al establecer que las compensaciones para las centrales que operan por costos variables superior al costo marginal de corto plazo, así como, las compensaciones para las empresas generadoras que se les asigne los retiros sin contratos serán cubierto a través de unos cargos adicionales al PCSPT, lo cual implica un traslado de estas compensaciones a los usuarios de electricidad, es decir, 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.

6 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.

(…)

INGRESO GARANTIZADO

ANUAL (IGA)

AJUSTE DEL AÑO DE CÁLCULO

ANTERIOR

DETERMINAR GARANTIA POR RED PRINCIPAL

PEAJE POR GRP

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

INGRESOS ESPERADOS POR VENTA DE GAS

DURANTE EL PERIODO DE ESTUDIO



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2.6. Liquidación del año 2008 Debido a que el DECRETO deroga lo dispuesto por la Quinta Disposición Complementaria del Decreto Legislativo N° 10417, corresponde dejar sin efecto, a partir del 01 de enero de 2009, la Norma “Procedimiento para Trasladar a los Usuarios de Electricidad los Costos Adicionales por Congestión en el Ducto de Camisea”, aprobada mediante Resolución OSINERGMIN N° 568-2008-OS/CD. No obstante, al 31 de diciembre de 2008 existen saldos producto de la aplicación de la mencionada norma, los cuales deben ser incluidos en el primer cálculo de los montos a compensar por aplicación del DECRETO.

2.7. Procedimiento COES Debido a que el DECRETO deroga lo dispuesto por el Artículo 1° del Decreto de Urgencia N° 046-20078, corresponde dejar sin efecto, a partir del 01 de enero de 2009, el Procedimiento Técnico COES "Compensación y Asignación de Costos de Operación de las Unidades que Operan por Congestión de Instalaciones de Transmisión del SEIN”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 589-2008-OS/CD.

7 Quinta.- Cuando el COES ejerza las atribuciones señaladas en el artículo 4º del presente Decreto Legislativo desde la fecha de su publicación hasta que entre en vigencia la modificación a la definición de Potencia Firme, se aplicará lo siguiente: En el caso de 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° 27133, los costos marginales de corto plazo serán iguales a los costos marginales que se hubieran presentado sin la congestión, calculados por el COES mediante un despacho idealizado sin congestión. Los costos adicionales de combustibles en que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los referidos costos marginales de corto plazo del despacho idealizado sin congestión, serán pagados por los Generadores y los Usuarios en partes iguales. Los Generadores pagarán la parte que les corresponda en proporción a su energía firme. OSINERGMIN, en veinte (20) días de la entrada en vigencia del presente Decreto Legislativo, publicará el procedimiento que incluye el mecanismo para trasladar los costos adicionales a ser asumidos por los Usuarios.

8 Artículo 1°.- Compensación y asignación de costos de operación Cuando por consideraciones de congestión de instalaciones de transmisión el COES deba despachar unidades de generación fuera del orden de mérito de costos variables, tomando en cuenta los criterios de optimización en la operación del SEIN, los costos variables de dichas unidades no serán considerados para la determinación de costos marginales del SEIN. Los sobrecostos en que incurran los titulares de dichas unidades serán compensados conforme a lo establecido en el Procedimiento Técnico que, para estos efectos, apruebe OSINERGMIN a propuesta del COES, asignando el pago de tales sobrecostos a los Generadores que realicen retiros netos positivos de energía durante el período de congestión en las barras del subsistema eléctrico afectado por dicha congestión. Tal asignación se efectuará en proporción a dichos retiros netos positivos.



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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:

• La asignación de los retiros de potencia y energía sin contrato entre los generadores, se realizará en proporción a la diferencia entre la Energía Firme Eficiente y las Ventas de Energia Contratadas anualmente de cada generador. Estas diferencias deberán ser calculadas a inicio de cada año durante la vigencia del DECRETO, con informaciones proyectadas para el referido año.

• Los costos marginales del corto plazo serán calculado por el COES realizando para esto el despacho económico sin considerar la restricción en producción o transporte de gas natural o restricción en la transmisión de electricidad, y tomando el como límite el valor máximo que establezca el Ministerio de Energía y Minas.

• Se incluirá dos cargos unitarios adicionales dentro del PCSPT, el primer cargo que considerará los costos adicionales de las centrales que operan con costos variables superiores a los costos marginales de corto plazo sin incluir la generación adicional a que se refiere el Decreto de Urgencia N° 037-2008, mientras que el segundo cargo considerará los costos adicionales de los generadores que operan para atender los retiros sin contratos y con costos variables superiores a los Precio de Energía en Barra.



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• El PCSPT es fijado en cada Proceso de Fijación de Precios en Barra, siendo el más reciente el correspondiente al periodo mayo 2008 - abril 2009, motivo por el cual, el cargo de esta compensación deberá incluirse en dos etapas, siendo la primera desde la fecha de vigencia del DECRETO (01 de enero de 2009) hasta fines de abril de 2009, mientras que la segunda compensación, correspondiente al período del 01 de mayo 2009 hasta la vigencia del DECRETO (31 de diciembre de 2011), será considerada en el Proceso de Fijación de Precios en Barra de Mayo 2009 – Abril 2010. En el primer caso, al corresponder a un proceso tarifario ya finalizado, se deberá establecer un mecanismo transitorio que permita trasladar estos cargos unitarios a los usuarios de electricidad, de acuerdo con lo establecido en el DECRETO.

• El COES, como administrador de Mercado de Corto Plazo, es el encargado de reconocer y calcular los costos adicionales tanto para las centrales que operan con costo variable superior al costo marginal, así como, de los generadores que atiendan los retiros sin contrato con costo variable superior al Precios en Barra de Energía, teniendo que determinar claramente cuáles son los criterios para establecer qué unidades de generación deben ser compensadas y los montos de compensación. 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 estos costos adicionales.

• Las liquidaciones entre los costos estimados y los costos incurridos por aplicación del DECRETO, tanto para las centrales que operan con costo variable superior al costo marginal, como de los generadores que atiendan los retiros sin contrato con costo variable superior al Precio en Barra de Energía, se realizarán en la finalización de cada periodo tarifario, asignando el saldo positivo o negativo dentro del siguiente Proceso de Fijación de Precios en Barra. No obstante, con la finalidad de evitar que la diferencia acumulada entre estos costos sea de tal magnitud que pueda perjudicar a los usuarios de electricidad o a las empresas generadoras 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 incurridos que se presentaron en los meses anteriores.

3.2. Metodología de compensación de costos variables

• Los costos marginales de corto plazo se tomarán del despacho económico sin restricciones de producción o transporte de gas natural ni en las instalaciones de transmisión de electricidad (despacho ideal) que el COES elaborará, considerando para ellos las mismas herramientas que utiliza en la elaboración de los programas de operación diaria. El límite de estos costos marginales será el valor establecido por el Ministerio de Energía y Minas.

• Las centrales de generación que operaron con costos variables superiores a los costos marginales de corto plazo, serán compensadas



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sobre la base de la diferencia entre sus costos variables y el costo marginal de corto plazo.

• Los montos recaudados mensualmente a los usuarios de electricidad por el cargo unitario que se establezca serán asignados para compensar a las centrales que operaron con costos variables superiores a los costos marginales de corto plazo.

• Estas compensaciones sólo incluirán a las centrales que operan por requerimiento de potencia o energía, conforme el COES lo establece en sus respectivos procedimientos.

3.3. Metodología de asignación de Retiros Sin Contratos

3.3.1. Energía Firme Eficiente Anual En el actual marco legal, las empresas generadoras pueden realizar contratos de ventas de energía anual como máximo hasta la Energia Firme Anual de sus unidades de generación más las comprometidas con terceros. Esta Energia Firme Anual corresponde a la energía garantizada por las empresas generadoras en condiciones de hidrología seca para sus centrales hidroeléctricas y con una indisponibilidad esperada para sus centrales termoeléctricas, es decir, la energía que al menos se entrega en condiciones normales de hidrología, siendo calculado de acuerdo con el procedimiento técnico PR-13 del COES.

Asimismo, como el parque de generacion de la mayoría de los generadores está compuesto tanto por unidades de bajos costos variables como por unidades con altos costos variables que normalmente no operan, salvo condiciones especiales como indisponibilidades en unidades de bajos costos por trabajos no previstos o crecimiento inesperado de la demanda; por esta razón, no es adecuado utilizar la energia firme anual de las unidades con altos costos variables dentro de la estimación de la Energia Firme Eficiente Anual. Por lo cual, se define como Energia Firme Eficiente Anual a la suma de las energías firmes anuales de las unidades de generación ordenada de menor a mayor costo variable, hasta cubrir la demanda anual.

El cálculo de la Energía Firme Eficiente Anual, se realizará en base al siguiente proceso:

- Se utilizarán las Energías Firmes Anuales de las unidades de generacion existentes, así como de los proyectos de generación que se estima ingresarán en operación hasta diciembre de cada año, durante la vigencia del DECRETO; estas energías se calcularán conforme a lo establecido en el Procedimiento Técnico N° 13 del COES.

- Se proyectará la demanda de energia anual a nivel de generación para cada año, durante la vigencia del DECRETO.



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- Los costos variables de las unidades de generación se tomarán de la información utilizada en la última fijación de Precios en Barra a la fecha del cálculo. Para el caso de las centrales hidroeléctricas este valor se tomará como cero (0).

- Se ordenarán las unidades de generación en función del orden ascendente de sus costos variables, hasta que la suma de sus Energías Firmes Anuales cubran la demanda de energía anual.

- La Energia Firme Eficiente Anual de las unidades de generación que cubra la demanda anual será igual a su Energia Firme Anual, mientras que, para la última unidad que cubra la demanda anual su Energia Firme Eficiente Anual será igual a la energía faltante para cubrir la demanda anual.

- La Energía Firme Eficiente Anual de las unidades de generación que no cubren la demanda anual, por tener altos costos variables, serán iguales a cero (0).

- La Energía Firme Eficiente Anual de las empresas generadoras será igual a la suma de la Energía Firme Eficiente Anual de sus unidades de generación.

3.3.2. Ventas de Energía por Contratos Las Ventas de Energía por Contratos incluirán todos los compromisos de ventas de energía y potencia, tanto con clientes libres como empresas distribuidoras, que tenga el generador vigente para cada año, durante la vigencia del DECRETO. Estas ventas serán proyectadas a inicio de cada año para la asignación de los retiros sin contratos.

3.3.3. Factor de Proporción La asignación entre los generadores de los retiros de energia y potencia sin contratos, se hará en proporción a la diferencia positiva entre su Energía Firme Eficiente Anual menos sus Ventas de Energía por Contratos. En este caso el generador que tiene una diferencia negativa será considerada como deficitaria; es decir, que tiene comprometida con sus contratos una energía mayor a su Energia Firme Eficiente Anual y, por esta razón, no se le debe asignar retiros sin contratos.

En este caso, el factor de proporción se calculara para todas las empresas que tienen una diferencia positiva, es decir excedentaria, en base al siguiente proceso:

- Se definirá como Saldo de Energía de cada empresa generadora, a la diferencia entre su Energia Firme Eficiente Anual y sus Ventas de Energía comprometidas por contrato para cada año.

- Si una generador tiene un Saldo de Energía negativo (generador deficitario), su factor de proporción será igual a cero (0), mientras que, si el generador tiene una Saldo de Energía positivo (generador excedentario), su factor de proporción se calculará proporcionalmente a su saldo de energía entre la suma de los saldos de energía de



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todas los generadores excedentarios, de acuerdo con la siguiente formula:

FPi = SEi / ∑(SEi )

Donde:

FPi : Factor de Proporción del generador excedentario i.

SEi : Saldo de Energía del generador excedentario i.

∑(SEi) : Sumatoria de los saldos de energía de todos los generadores excedentarios.

- La asignación de los retiros de energía y potencia sin contrato entre los generadores se realizará en función del factor de proporción de cada uno de ellos.

3.3.4. Valorización de las transferencias en el COES Los retiros de energía y potencia sin contratos serán tratados de igual manera cómo se trata al resto de retiros de suministros con contratos, sólo asignando estos retiros a cada generador en proporción a su factor de proporción y valorizándolos al Precio en Barra vigente a la fecha de realizar estas transferencias. En este sentido, la valorización de las transferencias dentro del COES de estos será de la siguiente forma:

- Para las valorizaciones de las transferencia de energía activa, de energía reactiva, de potencia y de compensaciones al Sistema Principal de Transmisión, que el COES realiza de acuerdo con sus procedimientos técnicos PR-10, PR-15, PR-27 y PR-23, respectivamente, se considerará a los retiros de energía sin contratos de igual manera cómo se trata al resto de retiros de suministros con contratos, sólo asignando estos retiros a cada generador de acuerdo con su factor de proporción y valorizándolo al Precio en Barra vigente a la fecha de realizar estas transferencias.

- Las centrales de generación que operen para atender los retiros sin contratos, y que tenga costos variables superiores a los Precios en Barra de energía, serán compensados hasta sus costos de operación por los generadores a los que se les asigne los retiros sin contratos, de acuerdo a su factor de proporción. A esta compensación se le descontará la compensación que reciban estas centrales por operar con costos variables superiores a los costos marginales de corto plazo.

- Los generadores que se les asigne los retiros sin contrato, recibirán montos recaudados a los usuarios de electricidad por concepto del cargo unitario que se establezca, de acuerdo con su factor de proporción.



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3.4. Administración de los Montos Recaudados a los Usuarios de Electricidad

• Para la administración de los montos recaudados de los usuarios de electricidad por concepto de los cargos unitarios que se establezcan, se establece lo siguiente:

a. Mensualmente la recaudación de los cargos unitarios será realizada por los Generadores en base a sus 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 del DECRETO.

b. Los montos recaudados por los Generadores, descritos en el párrafo anterior, más los aportes mensuales por estos cargos de los Grandes Usuarios, Distribuidores y/u otros agentes que directamente participen en el Mercado 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 a que se refiere el DECRETO, tanto para las centrales que operan con costo variable superior al costo marginal, como de los generadores que atiendan los retiros sin contrato con costo variable superior a los Precios en Barra de Energía, que corresponde compensar a los usuarios de electricidad, al que se denominará Monto Asignado.

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, tanto para las centrales que operan con costo variable superior al costo marginal, como de los generadores que atiendan los retiros sin contrato con costo variable superior a los precios en barra de energía.

• El COES deberá transferir el Monto Recaudado a los generadores que hayan incurrido en los costos 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.

3.5. 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 de corto plazo se debe utilizar los mismos criterios y herramientas computacionales con



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las que se elaboran la programación de la operación, tanto en el mediano y corto plazo, con la finalidad de garantizar su trazabilidad.

Asimismo, 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 operación9, no considerándose las restricciones de producción y transporte de gas natural, ni las restricciones de transmisión eléctrica.

b. El criterio de asignación de las unidades de generación que deben ser compensados por sus costos variables superior al costo marginal, como de las unidades de generación que atiendan los retiros sin contrato con costo variable superior a los precios en barra de energía, debe ser clara y transparente. En este caso, se deber diferenciar estas unidades de las que se compensan por problemas tensión, por mínima carga u otros motivos diferentes a las restricciones de producción y transporte de gas natural, o a las restricciones de transmisión eléctrica o por el Decreto de Urgencia N° 037-2008.

3.6. Mecanismo de Asignación

3.6.1. 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° 28832 y el DECRETO.

3.6.2. Criterios Generales Los criterios generales para la aplicación del Mecanismo para trasladar a los Usuarios de electricidad las compensaciones por costo variables adicionales y los retiros sin contrato, son los que se indican a continuación:

1. En primer lugar, se calcula para cada proceso de Fijación de Precios en Barra, los costos estimados por aplicación del DECRETO, tanto para las centrales que operan con costo variable superior al costo marginal, como de los generadores que atiendan los retiros sin contrato con costo variable superior a los Precios en Barra de Energía. Estos costos deberán ser presentados por el 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.

9 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.



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2. Los costos a que se refiere el numeral 1., ya revisados por el OSINERGMIN, formarán parte del Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) a través de sus respectivos cargos unitarios.

3. La administración de los montos recaudados a los Usuarios de electricidad se realizarán conforme a lo detallado en el numeral 3.4 del presente informe.

4. Cada trimestre se realizará una nueva evaluación de los costos estimados para los meses restantes del año tarifario correspondiente, 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 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° 180-2007-OS/CD10

5. La liquidación de la diferencia entre los costos estimados y los costos incurridos se realizará al final de cada período tarifario. Si la diferencia resulta negativa, se tendría que los monto estimados 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 los montos estimados ha sido inferior al real, por lo cual correspondería un aumento en los costos adicionales estimados para el siguiente periodo tarifario.

3.6.3. 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.

3.7. 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

10 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° 364-2008-OS/CD del 24 de abril de 2008.



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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.



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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. Barras de Transferencia: Tiene la definición contenida en el Procedimiento Técnico Nº 10 del COES-SINAC.

5. Cargo Unitario por CVOA-CMg: 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. Corresponde a la compensación a que se refiere el numeral 1.3 del Artículo 1° del Decreto de Urgencia N° 049-2008.

6. Cargo Unitario por CVOA-RSC: 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. Corresponde a la compensación a que se refiere el segundo párrafo del Artículo 2° del Decreto de Urgencia N° 049-2008.



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7. COES: Comité de Operación Económica del SEIN.

8. Restricción: Limitación de producción o transporte de gas natural y/o limitación de transmisión de electricidad.

9. Costo Marginal de Corto Plazo: Valor calculado por el COES para efectos de las transferencias de energía, considerando lo establecido en los numerales 1.1 y 1.2 del Artículo 1° del Decreto de Urgencia N° 049-2008.

10. Costos Variables: Son los determinados de acuerdo con el Procedimiento Técnico N° 33 del COES-SINAC “Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales Termoeléctricas del COES”.

11. CVOA-CMg Estimados: Compensación estimada en un Año Tarifario por aplicación del Artículo 1° del Decreto de Urgencia N° 049-2008, determinada de acuerdo con lo señalado en el numeral 4.5.1

12. CVOA-CMg Incurridos: Compensación en un mes por aplicación del Artículo 1° del Decreto de Urgencia N° 049-2008, determinada de acuerdo con lo señalado en el numeral 4.5.3

13. CVOA-RSC Estimados: Compensación estimada en un Año Tarifario por aplicación del Artículo 2° del Decreto de Urgencia N° 049-2008, determinada de acuerdo con lo señalado en el numeral 4.6.1.

14. CVOA-RSC Incurridos: Compensación en un mes por aplicación del Artículo 2° del Decreto de Urgencia N° 049-2008, determinada de acuerdo con lo señalado en el numeral 4.10.1.

15. Energía Firme Anual (EFA): Energía Firme a que se refiere el numeral 6 del Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Ley N° 25844.

16. Energía Firme Eficiente Anual (EFEA): Energía Firme Anual de cada Generador que resulta luego de ordenar las EFA de las centrales de generación en base a sus costos variables hasta cubrir la demanda anual, conforme se establece en el numeral 4.7.1.

17. Factores de Proporción: Factores por medio de los cuales se determinará la proporción de la asignación de los retiros de potencia y energía sin contratos a cada uno de los Generadores.

18. GART: Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN.

19. Generador Excedentario: Generador que tiene un Saldo de Energía Anual positivo.

20. Generador Deficitario: Generador que tiene un Saldo de Energía Anual negativo.

21. OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.



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22. Saldo de Energía Anual: Resultado de restar, para cada Generador, la Energía Firme Eficiente Anual menos las Ventas de Energía por Contrato.

23. SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

24. 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.

25. Ventas de Energía por Contrato: Corresponde a las ventas anuales de energía de cada Generador a través de contratos con Distribuidores y/o Clientes Libres.

4.2. Objetivo 4.2.1 Establecer la forma, responsabilidades, secuencia y cálculos que se

deben seguir a fin de trasladar a los Usuarios, las compensaciones a que se refieren los Artículos 1° y 2° del Decreto de Urgencia N° 049-2008.

4.2.2 La presente norma se aplicará durante el periodo fijado en el Decreto de Urgencia N° 049-2008.

4.3. Base Legal • Decreto de Urgencia N° 049-2008: Decreto de Urgencia que Asegura

Continuidad en la Prestación del Servicio 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 009-93-EM: Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

• Decreto Supremo N° 054-2001-PCM: Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería - OSINERGMIN.

• Resolución Ministerial N° 607-2008: Determinan el Valor Límite de los Costos Marginales de Corto Plazo del SEIN.

• Resolución OSINERGMIN N° 776-2007-OS/CD: Texto Único Ordenado de la Norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”.

• Resolución Ministerial N° 143-2001: Procedimiento Técnico N° 02 del COES-SINAC “Programación de la Operación Diaria del Sistema Interconectado Nacional”.



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• Resolución Ministerial N° 143-2001: Procedimiento Técnico N° 07 del COES-SINAC “Cálculo de los Costos Marginales de Energía de Corto Plazo”.

• Resolución Ministerial N° 143-2001: Procedimiento Técnico N° 10 del COES-SINAC “Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre Generadores Integrantes del COES”.

• Resolución Ministerial N° 143-2001: Procedimiento Técnico N° 13 del COES-SINAC “Determinación de la Energía Firme de las unidades generadoras de las Empresas Integrantes del COES”.

• Resolución Ministerial N° 143-2001: Procedimiento Técnico N° 15 del COES-SINAC “Valorización de Transferencia de Energía Reactiva entre integrantes del COES”.

• Resolución Ministerial N° 232-2001: Procedimiento Técnico N° 23 del COES “Compensaciones al Sistema de Principal de Transmisión”.

• Resolución Ministerial N° 322-2001: Procedimiento Técnico N° 27 del COES-SINAC “Egresos por Compra de Potencia”.

• Resolución Ministerial N° 516-2005-MEM/DM: Procedimiento Técnico N° 32 del COES-SINAC “Criterios y Metodología para la Programación de la Operación de Corto Plazo de las Centrales de Generación del COES”.

• Resolución Ministerial N° 516-2005-MEM/DM: Procedimiento Técnico N° 33 del COES-SINAC “Reconocimiento de Costos Eficientes de Operación de las Centrales termoeléctricos del COES”.

En todos los casos, se incluyen las normas modificatorias, complementarias, sustitutorias y conexas a los dispositivos citados.

4.4. Disposiciones Generales

4.4.1 La asignación de los retiros de potencia y energía sin contratos del mercado regulado, así como, sus transferencias asociadas, las efectuará mensualmente el COES, aplicando los criterios y valorizaciones previstos en la presente norma.

4.4.2 Las empresas distribuidoras con retiros de potencia y energía sin contrato para el mercado regulado, proporcionarán al COES, o al generador que el COES disponga, la información de energía activa, reactiva y potencia de estos retiros, en las formas establecidas por el COES, dentro de los primeros tres (3) días calendario del mes correspondiente.

4.4.3 Las divergencias o controversias que puedan presentarse por aplicación de la presente norma, se sujetan a lo dispuesto por el Artículo 14°, inciso k), de la Ley N° 28832, en lo que resulte aplicable.



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4.4.4 Los Factores de Proporción se calcularán en el primer mes de cada año calendario, con la EFEA que resulta de cubrir la demanda prevista de energía anual con la EFA de las centrales generadoras existentes y aquellas cuya puesta en operación esté prevista de producirse hasta antes del 31 de diciembre de dicho año.

4.4.5 Las empresas de generación de electricidad, facturarán a las empresas distribuidoras de electricidad los retiros de potencia y energía sin contratos del SEIN y los correspondientes cargos por transmisión de acuerdo a los factores de proporción previstos en el numeral 7.2 de la presente norma.

4.4.6 Las empresas generadoras remitirán las facturas señaladas en el numeral anterior después que el COES emita la valorización mensual de las transferencias de potencia y energía en los puntos donde se inician las instalaciones de las empresas de distribución. El plazo para efectuar el pago por parte de las distribuidoras, será no mayor a catorce (14) días calendario de recibidas dichas facturas. El vencimiento del plazo señalado, cuando el último día es inhábil, corresponde al primer día hábil siguiente.

4.4.7 Si las facturas no fueran canceladas ni observadas antes de su fecha de vencimiento, el generador estará facultado a aplicar los intereses a que se refiere el Artículo 176° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM, hasta la oportunidad en que se realice el pago del monto adeudado.

4.4.8 OSINERGMIN fiscalizará el cumplimiento de la presente norma.

4.5. Mecanismo para trasladar los CVOA-CMg

El mecanismo para trasladar los CVOA-CMg comprende las siguientes etapas:

4.5.1 CVOA-CMg 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° 775-2007-OS/CD, el COES remitirá a la GART un Informe Técnico con su propuesta de CVOA-CMg Estimados para el horizonte de tiempo remanente entre la entrada en vigencia del Año Tarifario y el fin de dicho Año Tarifario, considerando lo siguiente:

a) Dos escenarios: Despacho económico con presencia de Restricción que intente simular lo mejor posible la operación óptima futura del SEIN y despacho económico sin presencia de Restricción, para lo cual utilizará las herramientas computacionales que emplea para la



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Programación de Mediano Plazo, considerando como mínimo etapas mensuales y tres bloques horarios por cada etapa.

a) Determinación de los costos marginales asociados al despacho económico sin presencia de Restricción.

b) Identificación de las unidades de generación térmica, con excepción de generación adicional a la que se refiere el Decreto de Urgencia N° 037-2008, cuyo Costo Variable sea superior al costo marginal calculado de acuerdo al literal anterior, así como la energía despachada por cada una de ellas, por etapa y bloque horario para el escenario con presencia de Restricción.

c) 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 calculado de acuerdo al literal a), por etapa y bloque horario.

d) Los CVOA-CMg Estimados se obtendrán como la suma de los valores obtenidos en el paso previo por cada mes y cada generador.

4.5.2 Asignación de los CVOA-CMg

Los CVOA-CMg Estimados serán incorporados en el Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) como Cargo Unitario por CVOA-CMg.

4.5.3 CVOA-CMg Incurridos

El COES seguirá el siguiente procedimiento:

a) Cada día se determinará el Costo Marginal de Corto Plazo 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 para las unidades de generación que utilicen dicho combustible y de capacidad de transporte del sistema de transmisión. Dicho costo marginal no podrá ser superior al valor límite que defina el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial.

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 CVOA-CMg Incurridos se determinarán teniendo en cuenta sólo las unidades térmicas que despacharon y fueron calificadas por potencia - energía y/o por congestión del sistema de transmisión, conforme a lo establecido en el Procedimiento Técnico N° 07 del COES, y con Costo Variable superior al Costo Marginal de Corto Plazo en su barra de inyección. Los CVOA-CMg no incluirán compensaciones propias entre generadores que no tienen relación con la Restricción, tales como las



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señaladas en el numeral 9.2 del Procedimiento Técnico N° 33 del COES, ni incluirá la generación adicional a la que se refiere el Decreto de Urgencia N° 037-2008.

c) Los CVOA-CMg Incurridos por un Generador se calcularán mediante la siguiente fórmula:

d)

[ ]

0)(:;0

0)(:

)(1

≤×−=

>×−

×−×=∑=

qi

qi

qi

qi

Q

q

qi

qi

qi

fpCmgCVsiCostos

fpCmgCVsi

fpCmgCVECostos

Donde:

i = Unidad termoeléctrica que operó con Costo Variable superior al Costo Marginal de Corto Plazo en su barra de inyección, con excepción de la generación adicional a la que se refiere el Decreto de Urgencia N° 037-2008.

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 de Corto Plazo.

E = Energía inyectada por la unidad i en el periodo q.

CV = Costo variable de la unidad i determinado de acuerdo al numeral 9.1.1 del Procedimiento Técnico N° 33 del COES, para el periodo q a compensar.

Cmg = Costo Marginal de Corto Plazo para el periodo q.

fp = Factor de pérdidas marginales de energía en la Barra donde inyecta la unidad i durante el periodo q.

e) La sumatoria de los CVOA-CMg Incurridos por los Generadores se denominará Monto Asignado por CVOA-CMg.

4.5.4 Transferencias Mensuales de Energía

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 CVOA-CMg, 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



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asignación establecida por la presente norma 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 CVOA-CMg. La recaudación a que se refiere el presente literal se denominará Monto Recaudado por CVOA-CMg.

b) El COES transferirá el Monto Recaudado por CVOA-CMg a los Generadores que hayan incurrido en los CVOA-CMg, 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 por CVOA-CMg sea menor al Monto Asignado por CVOA-CMg.

c) El COES es el encargado de llevar el control de la diferencia entre el Monto Asignado y el Monto Recaudado por CVOA-CMg para cada Año Tarifario. Esta cantidad se denominará Saldo Neto Acumulado por CVOA-CMg.

4.6. Estimación de los costos variables adicionales de las unidades para cubrir los Retiros Sin Contrato

4.6.1 Utilizando la información de la simulación del escenario con presencia de Restricción del numeral 4.5.1, literal a), de la presente norma, el COES determinará lo siguiente:

a) Realizará una proyección de los retiros sin contrato por etapas y bloques horarios considerados en la referida simulación.

b) Ordenará las energías despachadas de las centrales en orden decreciente de sus Costos Variables hasta cubrir la energía de la demanda de los retiros sin contrato por etapas y bloques horarios considerados. En el caso de las centrales hidroeléctricas se considerará un costo igual a cero.

c) 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 Precio en Barra, por etapa y bloque horario, teniendo cuidado de no contabilizar las energías de las unidades de generación térmica cuyo Costo Variable fue superior al Costo Marginal que fueron consideradas en el cálculo señalado en el numeral 4.5.1 del presente informe.

d) Los CVOA-RSC Estimados se obtendrán como la suma de los valores obtenidos en el paso previo por cada mes y cada generador. Estos CVOA-RSC Estimados serán incluidos en el Informe Técnico



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que contiene la propuesta de CVOA-CMg Estimados de acuerdo a lo indicado en el numeral 4.5.1 de la presente norma.

4.6.2 Asignación de los CVOA-RSC Estimados

Los CVOA-RSC Estimados serán incorporados en el Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT) como el Cargo Unitario por CVOA-RSC.

4.7. Cálculo de la EFEA

4.7.1 Para el cálculo de la EFEA se considerará los siguientes pasos:

4.7.1.1 Para cada central generadora, incluyendo aquellas cuya puesta en operación está prevista de producirse hasta antes del 31 de diciembre del año en proceso, se determinará la EFA. Para este fin, se utilizará el Procedimiento Técnico Nº 13 del COES-SINAC o el que lo sustituya.

4.7.1.2 Se ordenarán todas las centrales generadoras de menor a mayor costo variable, tomando para ello los costos variables utilizados en la última fijación de Precios en Barra. En el caso de las centrales hidroeléctricas se considerará un costo igual a cero.

4.7.1.3 Se identificará a las centrales generadoras de menor costo variable cuya suma de sus EFA totalizan la demanda anual de energía prevista para el año en proceso. La EFA de las centrales generadoras identificadas con este procedimiento constituirá la EFEA de cada una de ellas. Para el caso de la central de mayor costo identificada para cubrir la demanda, la EFEA sólo corresponde a la parte de su EFA necesaria para cubrir la referida demanda. El resto de centrales de mayor costo variable que la unidad que cubrió la demanda, tendrán un EFEA igual a cero (0).

4.7.1.4 La EFEA de cada Generador será igual a la suma de la EFEA de todas las unidades de sus centrales generadoras.

4.7.2 Para el cálculo de los Factores de Proporción de cada Generador se utilizará lo siguiente:

4.7.2.1 Para cada uno de los Generadores Excedentarios, el Factor de Proporción a ser utilizado será igual a la participación de su Saldo de Energía Anual sobre la suma de los Saldos de Energía Anual de todos los Generadores.

∑= n

ii

ii

SEAMax

SEAMaxF

)0,(

)0,(



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Donde:

n = Número de Generadores

SEAi = Saldo de Energía Anual del Generador i

Fi = Factor de Proporción del Generador i

4.7.2.2 Para cada uno de los Generadores Deficitarios, el Factor de Proporción será igual a cero.

4.8. Valorización de Transferencias de Energía

4.8.1 En la transferencia de energía, los retiros de energía sin contratos serán valorizados a Precios de Barra establecidos por OSINERGMIN y serán asignados a los generadores en proporción a los Factores de Proporción determinados de acuerdo al numeral 4.7.2 del presente informe. En caso se presentase una variación en estos precios por aplicación de los factores de actualización en el mes, se utilizará un precio promedio ponderado resultante de los días correspondientes con un redondeo a dos decimales.

4.8.2 A efectos de la determinación de las unidades a la que se refiere el segundo párrafo del Artículo 2° del DECRETO, se considerará que la demanda de los retiros sin contrato es cubierta con las unidades más caras que resulten del despacho. Para identificar a dichas unidades, para cada periodo de 15 minutos, el COES ordenará las energías despachadas de las centrales en orden decreciente de sus Costos Variables hasta cubrir la energía de la demanda de los retiros sin contrato.

Dicha energía despachada será descontada de las transferencias de energía valorizada al costo marginal de corto plazo y adicionada considerándola al Precio en Barra en su respectiva barra de generación.

4.8.3 Saldos económicos que resulten de la diferencia de la valorización de los retiros sin contratos y la generación que los cubre por la diferencia de precios y costos marginales en las barras correspondientes, serán asignados a las empresas generadoras aplicando los factores de proporción determinados en el numeral 4.7.2 del presente informe.



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4.9. Valorización de transferencias de energía reactiva, de potencia y compensaciones del sistema principal de transmisión

4.9.1 Para la valorización de los retiros de energía y potencia sin contratos en la transferencia de energía reactiva, de potencia y de compensación del Sistema Principal de Transmisión se considerarán los mismos criterios establecidos en el procedimientos técnicos Nº 15, Nº 23, Nº 27 del COES, o los que lo sustituyan, pero considerando los Precios de Barra establecidos por OSINERGMIN y los factores de proporción para asignación entre los generadores de estos retiros. En caso se presentase una variación en estos precios por aplicación de los factores de actualización en el mes, se utilizará un precio promedio ponderado resultante de los días correspondientes con un redondeo a dos decimales.

4.10. Compensación de los costos variables adicionales de las unidades que operaron para cubrir los retiros sin contrato

4.10.1 Una vez identificada la producción mensual de energía activa por unidad y empresa de generación, según el numeral 4.8.2, los CVOA-RSC Incurridos de las unidades se calcularán mediante la siguiente fórmula:

Si CVi>=CMgi,q

[ ]∑=

−×=Q

qqi

qi PBCMgE

1, )(RSC-CVOA

Si CVi<CMgi,q

[ ]∑=

−×=Q

qi

qi PBCVE

1)(RSC-CVOA

Donde:

i = Unidad que operó para cubrir los retiros sin contrato.

q = Cada periodo de 15 minutos de la operación de la unidad “i”.

PB = Precio en Barra establecido por OSINERGMIN en la barra de inyección



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E = Magnitud de la Energía inyectada por la unidad “i” en el periodo “q”, que se determinó de acuerdo al numeral 4.8.2 del presente informe.

CVi = Costo variable de la unidad “i” determinado de acuerdo al numeral 9.1.1 del Procedimiento Técnico N° 33 del COES, para el periodo “q” a compensar.

CMgi,q = Costo marginal en la barra de inyección “i” en el periodo “q”

4.10.2 El monto neto resultante como consecuencia de los cálculos efectuados conforme al numeral anterior, constituye los CVOA-RSC Incurridos a compensar para dicho mes y se denominará Monto Asignado por CVOA-RSC.

4.10.3 Cuando los CVOA-RSC Incurridos resulten positivos, los Generadores a los cuales se les ha asignado Retiros Sin Contrato pagarán el Monto Asignado por CVOA-RSC en proporción a los Factores de Proporción determinados por el COES según el numeral 4.7.2 del presente informe

4.10.4 Cuando los CVOA-RSC Incurridos resulten negativos, las unidades que operaron para cubrir los retiros sin contrato pagarán dichas compensaciones, en proporción a los Factores de Proporción determinados por el COES según el numeral 4.7.2 del presente informe, a los Generadores a los cuales se les ha asignado Retiros Sin Contrato.

4.10.5 Utilizando el mecanismo establecido en el numeral 8.2 del Procedimiento Técnico Nº 23 del COES, los Generadores recaudarán, mensualmente, los montos correspondientes al Cargo Unitario por CVOA-RSC, 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 del presente procedimiento. A esta recaudación se le adicionará los aportes provenientes de los demás participantes del Mercado de Corto Plazo por concepto del Cargo Unitario por CVOA-RSC. La recaudación a que se refiere el presente numeral se denominará Monto Recaudado por CVOA-RSC.

4.10.6 El COES transferirá el Monto Recaudado por CVOA-RSC a los Generadores que fueron asignados a cubrir los retiros sin contrato de acuerdo al numeral 4.8.1 del presente informe, 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 por CVOA-RSC sea menor al Monto Asignado por CVOA-RSC.

4.10.7 El COES es el encargado de llevar el control de la diferencia entre el Monto Asignado por CVOA-RSC y el Monto Recaudado por CVOA-



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RSC para cada Año Tarifario. Esta cantidad se denominará Saldo Neto Acumulado por CVOA-RSC.

4.11. 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.

4.12. Disposiciones Complementarias

4.12.1 PRIMERA.- Participación de los Grandes Usuarios Libres en el Mercado de Corto Plazo

La participación de los Grandes Usuarios Libres y los Distribuidores en el Mercado de Corto Plazo, estará sujeta a las condiciones y requisitos que establezca el Reglamento del Mercado de Corto Plazo de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 11° de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

4.12.2 SEGUNDA.- Remisión de información a OSINERGMIN Diariamente, junto con el Programa Diario de Operación, el COES remitirá a OSINERGMIN los archivos electrónicos que sustenten los cálculos señalados en el ítem a) del numeral 4.5.3.

La información que permita verificar los cálculos señalados en el numeral 4.5.4 de la presente norma, será remitida por el COES en la forma, medios y plazos que establezca la Norma “Formularios, Plazos y Medios para el Suministro de Información de la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional”, aprobado por Resolución OSINERG N° 235-2005-OS/CD.

4.12.3 TERCERA.- Reajuste Trimestral de los CVOA-CMg y CVOA-RSC Estimados

De forma trimestral, el COES remitirá a la GART un Informe Técnico que contenga su propuesta de reajuste de los CVOA-CMg y CVOA-RSC Estimados para el periodo de tiempo remanente entre la entrada en vigencia del reajuste trimestral y el fin de dicho Año Tarifario. Dicha propuesta debe tener en cuenta los criterios establecidos en el numeral 4.5.1 y en el Artículo 6°, así como la diferencia entre los CVOA-CMg y CVOA-RSC Estimados e Incurridos. El citado Informe deberá ser remitido 15 días hábiles antes del reajuste trimestral a que se refiere el párrafo siguiente.



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El reajuste trimestral será publicado en los plazos establecidos en la Norma “Precios a Nivel de Generación y Mecanismos de Compensación entre Usuarios Regulados”, aprobada mediante Resolución OSINERGMIN N° 180-2007-OS/CD.

4.12.4 CUARTA:- Liquidación de los Saldos Netos por CVOA-CMg y CVOA-RSC Acumulados

La liquidación de los Saldos Netos por CVOA-CMg y CVOA-RSC Acumulados, se realizará al final del Año Tarifario. Si el Saldo Neto Acumulado resulta positivo, corresponderá un aumento en los CVOA Estimados para el próximo Año Tarifario, y si la diferencia es negativa, corresponderá una disminución en los CVOA Estimados para el próximo Año Tarifario.

4.13. Disposiciones Transitorias

4.13.1 PRIMERA.- Primer Informe Técnico del COES Los CVOA-CMg y CVOA-RSC Estimados para el periodo enero – abril 2009, serán incluidos mediante un Factor de Ajuste en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión de acuerdo a los plazos establecidos en la Resolución OSINERGMIN N° 180-2007-OS/CD, Resolución que aprueba la Norma “Precios a Nivel de Generación y Mecanismos de Compensación entre Usuarios Regulados”. Para este efecto, el COES presentará a OSINERGMIN un Informe Técnico considerando las premisas establecidas en el numeral 4.5.1 del presente informe, dentro de los primeros quince (15) días de enero de 2009.

4.13.2 SEGUNDA.- Liquidación del año 2008 Los saldos correspondientes al año 2008 producto de la aplicación de la

Norma “Procedimiento para Trasladar a los Usuarios de Electricidad los Costos Adicionales por Congestión en el Ducto de Camisea”, aprobada mediante Resolución OSINERGMIN N° 568-2008-OS/CD, deberán ser incluidos dentro del Informe Técnico al que se refiere la Primera Disposición Transitoria como parte de los CVOA-CMg Estimados.

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Procedimiento para Compensación de los Costos …...OSINERGMIN-GART Informe Nº 0015-2009-GART Procedimiento para Compensación de los Costos Variables Adicionales y de los Retiros