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DEcRETo supREMo euE MoDrFrcA EL enriculo s DEL DEcRETo supREMo N'016-2000-EM

EL PRESTDENTE DE LA nepUelrca

CONSIDERANDO

Que el Decreto Ley N" 25844, Ley de Concesiones El6ctricas, establece lasnormas que regulan las actividades relacionadas con la generacion, transmision ydistribuci6n de la energia el6ctrica;

Que, mediante el Decreto Supremo N" 009-93-EM, se aprobo el Reglamento de laLey de Concesiones El6ctricas (en adelante, el Reglamento) en cuyo articulo g9 seestablece que la informaci6n relativa a precios y la calidad de combustible en centralestermoel6ctricas para los primeros doce meses de planificaci6n, ser6 proporcionado a laDireccion de Operaciones por los titulares de las entidades de generacion;

Que, el artfculo 5 del Decreto Supremo N" 016-2000-EM, que fija horas deregulacion y probabilidad de excedencia mensual de centrales hidr6ulicas, horas punta delsistema el6ctrico y margen de reserva a que se refiere el Reglamento, establece que paraefectos de lo dispuesto en articulo 99 del Reglamento de la Ley de ConcesionesEl6ctricas, trat6ndose de una entidad de generacion que utilice gas natural comocombustible, la informacion a presentar por sus titulares consiste en un precio rinico delgas natural puesto en el punto de entrega de cada central de generaci6n, una formula dereajustes y la informacion relativa a la calidad de combustible;

Que, mediante Decreto Supremo N' 039-2017-EM se suspendio hasta el 31 dediciembre de 2017, la aplicacion del numeral 5.2 del articulo 5 del Decreto Supremo N"016-2000-EM, en tanto el Ministerio de Energia y Minas apruebe las nuevas disposicionesnormativas aplicables a la declaracion de precios de combustible de centralestermoel6ctricas que utilizan gas natural;

Que, luego del an6lisis t6cnico correspondiente, se ha identificado la necesidad demodificar las disposiciones normativas establecidas en el articulo 5 del Decreto SupremoNo 016-2000-EM, con la finalidad de procurar la operacion del Sistema El6ctricolnterconectado Nacional al minimo costo y el mejor aprovechamiento de los recursosenerg6ticos;

Que, el numeral 5 del Anexo 1 de la Ley de Concesiones El6ctricas, define comoCosto Marginal, al costo de producir una unidad adicional de electricidad en cualquierbarra del sistema de generacion-transporte;

Que, la cadena de abastecimiento de gas natural para generacion el6ctrica est6compuesta por tres componentes: Suministro, Transporte y Distribucion, los cuales tienenclSusulas "take or pay" u obligaciones de compra de capacidad de transporte de gas "enfirme";

Que, el nuevo esquema de declaracion del precio 0nico de gas natural que sepropone, establece un valor minimo para la declaracion fnica del precio de gas natural,correspondiente al valor de la parte variable del contrato de suministro susirito con elproductor;

De conformidad con el numeral 8) del articulo 118 de la Constituci6n politica delPer0, asi como el numeral 3) del articulo 11 de la Ley N"2g158, Ley Org6nica del poderEjecutivo.

DECRETA:

Articulo 1: Modificaci6n del articuto 5 del Decreto Supremo 016-2000-EM quefija horas de regulacion y probabilidad de excedencia mensuat de centraleshidrSulicas, horas punta delsistema el6ctrico y margen de reserva a que se refiere elReglamento de la Ley de Concesiones Et6ctricas.

Modiflquese el articulo 5 del Decreto Supremo N' 016-2000-EM con el siguientetexto:

"Articulo 5.-

5.1 Para efectos de lo dispuesto en el articulo gg del Reglamento de la Ley deConcesiones El6ctricas, aprobado por Decreto Supremo N" OOg:g3-EM, trat6ndose deentidades de generacion que utilicen gas natural como combustible, la informaci6n apresentar por sus titulares consiste en un precio (nico del gas natural puesto en el puntode entrega de cada central de generacion, una formula de reajuste y la informacion relativa

,'1&X a la calidad del combustible'

q',#.6ffi natural, seg(n corresponda. El COES verifica que el valor declarado por cada entidadde-v generacion, tenga como minimo el siguiente valor:

l,cDCi

Donde:

PMGNi: Precio minimo de gas natural de la unidad generadora i

cDC;: consumo diario contratado asignado a la unidad generadora i.Pefi: Potencia Efectiva de la unidad generadora utilizando gas natural, determinadaconforme al Procedimiento T6cnico COES correspondiente.CeCi: Consumo especifico de calor de la unidad generadora convertido enMPC/MWh, determinado conforme al Procedimiento T6cnico COES correspondiente.T0P: Porcentaje del consumo diario contratado sujeto a la condicion take or pay, ocualquier otra denominacion estipulada en el respectivo contrato de suministro, iueel generador est6 obligado a pagar independientemente de su consumo efectivo.

PMGNi- (r - 4 xPeft * CeCi lroe) nne

ffiTHt,

@r***WPBP: Es el precio en boca de pozo aplicable segrjn el respectivo contrato desuministro de gas natural, incluido los descuentos aplicables.

Los valores aplicables son los que se encontraron vigentes durante el fltimo dia delmes anterior a la declaracion del precio 0nico del gas natural.

El COES verifica que el precio 0nico declarado sea mayor o igual al precio minimode gas natural; en el caso que el valor declarado sea menor, considera como precio 0nicoal precio minimo de gas natural.

Las entidades de generacion presentan al COES dentro de un plazo de quince diascalendarios previos a la declaracion, la informacion necesaria de los contratos desuministro, transporte y distribucion de gas natural. La informacion ser6 remitida con copiaa OSINERGMIN para efectos de supervision.

5.2 La declaracion 0nica de precios de gas natural a que se refiere el p6rrafoprecedente, es presentada al COES por las entidades de generaci6n una vez al afio, elfltimo dia 0til de la primera quincena del mes de junio, en sobre cerrado, entrando en vigorel 1 de julio del mismo afio. El proceso de apertura de sobres de los precios del gas naturalse realiza en presencia de un representante de OSINERGMIN, quien oficiar6 como veedor.

Para las entidades que no presenten oportunamente la informaci6n a que se refiereeste articulo, se tomar6 como precio 0nico del gas natural, el mayor valor entre ladeclaraci6n anterior y el precio minimo de gas natural calculado por el COES, de acuerdoa la mejor informacion disponible.

Si los contratos de suministro incluyen distintos factores de take or pay (TOP) ocualquier otra denominaci6n estipulada en el respectivo contrato de suministro que elgenerador est6 obligado a pagar independientemente de su consumo efectivo paradiferentes periodos, las entidades de generacion podr5n declarar un precio 0nico paracada periodo de vigencia de los factores take or pay (TOP). En este caso, el COES verificaque en ning[n periodo se supere el minimo correspondiente antes referido.

Las entidades que tengan programado incorporar nuevas centrales de generacion alsistema el6ctrico, efect(an la declaraci6n de precio rinico en la oportunidadinmediatamente anterior a la fecha de ingreso, conforme al p6rrafo que antecede. De noefectuarlo, se emplear6 como precio el definido por el OSINERGMIN para efectostarifarios.

5.3 El COES respeta la informaci6n presentada por los titulares de las entidades degeneraci6n por el periodo correspondiente. Dicha informacion no puede ser modificada porel COES ni por el titular de generacion dentro del periodo indicado.

5.4 El COES aplica la f6rmula de reajuste a partir del mes siguiente de su entrada envigor. Dicha formula est6 basada, fnicamente, en una canasta de combustibles cuyos

precios est6n publicados en el "Platt's Oilgram Price Report", conforme lo sefiale el

respectivo Procedimiento T6cnico del COES.

S.5. Trat5ndose de centrales termoel6ctricas que utilicen gas natural como

combustible y cuya explotacion se derive de Contratos de Licencia o Servicios que hayan

sido adjudicados seg0n las modalidades establecidas en las normas de promocion de lainversion privada; ni el precio Inico declarado por cada generador, ni el que resulte de laaplicaci6n de las formulas de reajuste, pueden ser superior al precio que se obtenga de la

suma del costo de suministro, transporte y distribuci6n de gas natural efectivamente

_.: pagado en las transacciones entre el generador y sus proveedores."

ffiffi\A Articulo 2.- vigencia y rerrendo\L\tWf /-/ El presente Decreto Supremo es refrendado por la Ministra de Energia y Minas y

\@6fl entra en vigencia a partir del dia siguiente de su publicacion en diario oficial El Peruano.

DISPOSICION COMPLEMENTARIA TRANSITORIA

UNICA.- En un plazo de dos meses, el COES debe presentar al OSINERGMIN, la

[ropuesta de modificacion del Procedimiento T6cnico del COES correspondiente.

DISPOSICTON COMPLEMENTARIA DEROGATORIA

UNICA.- Deroguese el articulo 1 del Decreto Supremo N" 039-20'17-EM.

DISPOSICION COMPLEMENTARIA FINAL

UNICA.- El 26 de diciembre de 2017, las entidades de generacion el6ctrica debenpresentar la declaracion del precio 0nico de gas natural al COES. En esa oportunidad, las

entidades de generacion el6ctrica presentan con calidad de declaracion jurada con copia a

OSINERGMIN para efectos de supervision, la informacion contractual necesaria para que

el COES calcule el precio minimo de gas natural.

Los precios declarados mantendrin su vigencia durante el periodo 01 de enero

hasta 30 de junio del 2018.

para el proceso sefialado en el p6rrafo anterior, el COES debe emitir las

disposiciones t6cnicas necesarias para la mejor aplicacion del numeral 5.1 del Decreto

Supremo N" 01 6-2000-EM.

Dado en la casa de Gobierno, a los

11

EXPOSICION DE MOTIVOS

DECRETO SUPREMO QUE MODIFICA EL ARTiTULO 5 DEL DECRETO SUPREMO N'016-2000-EM

t. MARCO LEGAL

A; Disposiciones normativas aplicables a la determinaci6n de los Costos Mar0inales

El Decreto Ley N" 258441 (en adelante "LCE"), establece las normas que regulan las

actividades relacionadas con la generaci6n, transmisi6n y distribuci6n de la energia

el6ctrica.

1.2 En lo que respecta a los principios que rigen el sistema de precios en el sector

el6ctrico, el articulo 42 de la LCE dispone que los precios regulados reflejar6n los

costos marginales de suministro y se estructurar6n de modo que promuevan la

eficiencia del sector. Entre los precios sujetos a regulaci6n de precios, el literal a) del

articulo 43 de la LCE, incluye a las transferencias de potencia y energia entre

generadores, las cuales son iguales a los Costos Marginales de Corto Plazo, cuando

estas se requieran para el abastecimiento a minimo costo de la demanda.

De acuerdo al literal e) del articulo 14' corresponde al Comit6 de Operacion

Econ6mica del Sistema Electrico lnterconectado Nacional (COES) determinar los

Costos Marginales de Corto Plazo.

Con relaci6n al sistema de precios marginalista para la determinacion del precio de

la energia en el mercado spot, en el numeral 5 de la LCE, se define como Costo

MarginJl, al costo de producir una unidad adicional de electricidad en cualquier barra

del iistema de generacion{ransporte. En desarrollo de dicha disposici6n, el articulo

105 del Reglamento de la Ley de Concesiones El6ctricas (en adelante "Reglamento

de la LCE"| establece que el Costo Marginal de Corto Plazo de energia, conforme a

la definici6n No 5 del anexo de la LCE, se calcular5 teniendo en cuenta el costopromedio en que incurre el sistema el6ctrico en conjunto durante una hora para

suministrar una unidad adicional de energia en la barra correspondiente,considerando la operacion 6ptima determinada por el COES.

Sobre los costos para suministrar la unidad adicional de energia en la barra el

sistema, el Glosario de abreviaturas y definiciones utilizadas en los Procedimientos

T6cnicos del COES define al Costo Variable, como los costos de operaci6n de una

Unidad de Generaci6n que dependen de su nivel de producci6n, los cuales son

determinados de acuerdo a los Procedimientos T6cnicos COES, incluy6ndose dentro

de su concepto a los Costos Variables Combustibles y los Costos Variables No

Combustibles. Se define como Costo Variable Combustible al gasto derivado del

combustible para generar una unidad de energla (kwh) y corresponde al consumo

promedio necesario para generar una potencia determinada.

By Disposiciones normativas aplicables al despacho econ6mico del Sistema El6ctrico

lnterconectado Nacional (SEl N)

1.5 El articulo 14 de la Ley 288322, establece que el COES tiene por finalidad coordinar

la operacion de corto, mediano y largo plazo del SEIN al minimo costo, preservando

la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energ6ticos, asi

comdplanificar el desarrollo de la transmisi6n del SEIN y administrar el Mercado de

Corto Plazo.

1 Lev de Concesiones El6ctricas

' Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generaci6n El6ctrica

1.3

1.4

1.6 En desarrollo de dicha disposici6n legal, el Procedimiento T6cnico coES PR-o1

Progrrr""ion de la Operaci6n de Corto Plazo", aprobado con Resoluci6n N' 244-

201 4-OS/CD ('PR-01'), establece como objetivo:

,,Establecer los criteios t|cnicos y la metodologia para la elaboraci6n de los

programas de la operacion de Cbno Ptazo de las Unidades de Generaci1n

del Slsfema El^cirico lnterconectado Nacional (SEIN), considerando su

gesti6n eficiente para et meior aprovechamiento de /os recursos

6nergdticos, asi como garantizar la operaci6n econ6mica del SE/N

pres-eruando los criteios de catidad, seguridad y confiabilidad establecidos

por la normativa vigente."

En el mismo sentido, el numeral 1 del Anexo 2 del PR-01, prescribe que la

programaci6n de operaci6n de corto plazo tiene el siguiente objetivo:

"Et obietivo de ta programaci6n de la operacion de corto Plazo es

determinar el menoi costo totat de operaci1n del SEIN, garantizando la

seguidad del abastecimiento de energia el^ctica y el meior

ap-rovechamiento de los recursos energ1ticos disponlbles. Lo cual implica

que la referida programaci1n considere la operaci6n de Unidades de

Generacion, minimiiando el costo incurido en la generacion incluido el

Racionamiento, durante un peiodo de tiempo determinado y considerando

/as Resfncc iones Operativas impuesfas. "

Variables

1.g El articulo gg del Reglamento de LCE3, establece que la informaci6n relativa a

precios y la calidad de combustible en centrales termoel6ctricas para los primeros

doce meses de planificaci6n, ser6 proporcionada a la Direcci6n de Operaciones por

los titulares de las entidades de generacion, acompaffados de un informe sustentario

de los valores entregados.

1.g Como excepci6n a la regla establecida en el citado articulo 99 del RLCE, mediante el

articulo 5 del Decreto Supremo N' 016-2OOO-EM4, se dispone para efectos de lo

dispuesto en el articuto bg del Reglamento, que. respecto de las entidades de

generaci6n que utilicen gas natural como combustible, la informaci6n a presentar por

sus titulares consiste e-n un precio (nico del gas natural puesto en el punto de

entrega de cada central de generaci6n, una f6imula de reajuste y la informaci6n

relativa a la calidad del cohbustible, que considera los costos de suministro,

transporte y distribuci6n de gas natural, seg0n corresponda.

1.10 Mediante Decreto Supremo N" 019-2017- EM, se modific6 el citado articulo 5 del

Decreto Supremo No OtO-ZOOO-EM, con la finalidad de establecer que la declaraci6n

del precio (nico de gas natural, sea presentada por las entidades de generaci6n dos

veces al afio, prr, -"t periodo de avenida (desde el 1 de diciembre hasta el 31 de

mayo del siguiente afio), y para el periodo de estiaje (desde el 1 de junio hasta el 30

de noviembre).

3 Aprobado por Decreto Supremo N' 009-93-EM.'il;;;;;-d;;;g;il6,i y fiooaoirioades de excedencia mensual de centrales hidr6ulicas, horas de

punta del sistema el6ctrico y margen de reserva a que Se refiere el Reglamento de la Ley de

Concesiones. El6ctricas z

1.7

c)

1.11 Con Decreto Supremo N'O 39-2017-EM, se suspendi6 hasta el 31 de diciembre de

2017 ,la aplicacibn del numeral 5.2 del articulo 5 del Decreto Supremo No 016-2000-

EM y normas modificatorias, indic6ndose en los considerandos que la suspensi6n

duraria hasta que el Ministerio de Energia y Minas apruebe en un plazo perentorio

las nuevas disposiciones normativas para la declaracion de precios de combustibles

de centrales termoel6ctricas que utilizan gas natural'

II. DESCRIPCION DE PROBLEMATICA

2.1. La cadena de abastecimiento de gas natural paru generaci6n electrica est6

compuesta por tres componentes: Suministro, Transporte y Distribuci6n, los cuales

tienen caracteristicas inflexibles tales como cl5usulas "take or pay" u obligaciones de

compra de gas "en firme".

2.2. El actual esquema de declaraci6n de precios del gas natural, si bien permite manejar

en parte a estas inflexibilidadesu, ha generado el incentivo para que muchas

empresas declaren precios de gas natural iguales a cero. Ello genera algunos

problemas en el despacho y seffales de precios, tales como:

i) que centrales a ciclo simple que declaran cero est6n operando en base y

centrales a ciclo combinado que declararon algo m6s est6n sin operar;

ii) que, bajo ciertas condiciones existiria la posibilidad de algunos generadores de

poder usar sus declaraciones estrat6gicamente; y

iii) que la evoluci6n del precio spot genera otros efectos, como cambios en la prima

RER a los usuarios finales, la cual surge como diferencia entre los ingresos

garantizados de los generadores RER y los ingresos en el mercado spot'

2.3. La situaci6n antes expuesta, ha sido analizada en estudios de consultoria que han

evaluado de forma integral la situaci6n actual del sector el6ctrico peruano,

incluy6ndose, entre otros, el informe denominado "Revisi6n del Marco Regulatorio

del Sector El6ctrico"6 e "lnforme de la sobreoferta de generaci6n en el SEIN, sus

impactos y alternativa de soluci6n"T; han identificado que existe una relaci6n directa

entre la evoluci6n de los precios spot del SEIN, la inflexibilidades que enfrentan las

generadoras en la compra de gas natural y el mecanismo de declaraci6n del precio

6nico de gas natural. Esta relaii6n se ha hecho m5s evidente en el actual contexto

de "sobreoferta de generaci6n".

2.4. En el gr6fico siguiente se muestra la evoluci6n del precio spot del SEIN en la barra

Santa Rosa. C6mo se puede ver los precios en los 0ltimos afios han estado entre

US$ 10 Y US$ 20 Por MWh:

s La declaraci6n de precios bajo se debe en parte a la necesidad de asegurar el despacho de sus unidades de

generaci6n el6ctrica, ya que de otra forma, tendrian que asumir las perdidas econ6micas derivadas de los

iostos fijos asociados a las cl5usulas "take or pay" de sus contratos de suministro, y sus contratos de

lr"nrport" y distribuci6n de gas natural en firme, en caso no sean llamadas a despachar'6 rtaboraoo por el consorciJ de Camoridge Economic Policy Associates Ltd (CEPA) y Negocios Globales

lnteliqentes SAC (NEGLI) por encargo de OSINERGMINi'Li;i;;;;;;"; [;;iJsa tuis dspinoza Quifiones & Asociados S.A.c por encarso de la Direccion

General de Electricidad

Grafico N'1

Costo Marginaly Tarifa en Barra (USS/MW.h)2 50.OO

2 CXT.OC)

150.O0

10C).o()

50.oo

o.o0

EEgHEE EEEEEEgBEEEEEE EEFBSEBE;EEEB^J ry ar,:r iJ i l. .." * n .:r if .:] .I ? ;J ;r N N d N tu c' e' +':' + ar iJ ar n + iJ

g iE+ rIi* gf e gH iE* frE=; gE E sH iE* frEE: g

2.5

*Costos Margillales Pronledio lnensual "**Tarifa en R'rra

Fuente: COES

En los 6ltimos procesos de declaracion de precio rinico de gas natural, tal como se

puede advertir en el Cuadro 1, un n0mero importante de empresas tienden a

declarar precios de gas natural iguales a cero:

Cuadro N" 1

Declaraci6n de Precios Gas Natural

REsutrADos DE tA oeclamc16t'l DE PREclos Y cAtloAD DE coMBUsrlBtE GAs NATURAT

Periodos (01-iul'16 al 3o-iun-17) ( o1-iul'17 al 30'nov-17)

Fuente: COES

2.6 Ante dicha situaci6n, y teniendo en cuenta que el mecanismo de declaracion de

precios de gas naturai tiene 16 aflos de creado, el Ministerio de Energia y Minas

consider6 necesario efectuar una evaluaci6n integral de la problem6tica

mencionada, en base al an6lisis de los diagn6sticos, propuestas de consultores

especializados y reuniones con diferentes agentes del Sector El6ctrico (para

:ERMOCH I LCA S. A, sto- Domiheo de los Olleros 0.0( 0.0(

2 I I APIJ FNERGYU S, A. )lanta Huachioa 3.81 19"1

3 :NGIE0.3; 0.1! 66%

:hilca 2 0.3 L.4 .78%

4 FENIX POWER S,A. Fenix 0.0( 0.0{

5 TFRMOSFI VA S,R.L. r.2( 3.6r $6"1

6 :GFSI IR S A 0.o( 0.0(

? sDF ENERGfA s.A,c. Cq ue ndo TG1 C si mpl e 0.0( 0.0(

8 :NELGENERACiON PERU

Santa Rosa 1 1.5; 3.77 -S20)

Sente Rosa 2 o.76. 1.50 -52%

o.0c 1.5

9 NELGENERAo6N PIURA

vlalacas 2(TGN4) 0.0( 0.4!

\.4a laca s lTG6) 3.1: o.92 ) 41.4

urla.as 3 {TGNs) 0.0( o.71 -t oool

10 KALLPA1.52 1.5! -5e/

La s Flores 1.3( 3.0, .5 59r

11 :GASA Pisco 0.0( 0.0c

12 inF p[lRA TehLa26 Cnlan o.0c

1il.

3.1

garantizar el principio de participaci6n), y tomando en cuenta el tratamiento de este

tlpo de problemas en mercados con marcos regulatorios similares al peruano; ha

identificado oportunidades de mejora en el marco regulatorio aplicable a la

declaraci6n del precio 6nico de gas natural a fin de lograr que los Costos Marginales

del SEIN reflejen adecuadamLnte los costos variables de las unidades de

generaci6n a gas natural del sistema.

con ello se busca mejorar las sefiales de precios para el mercado de generaci6n

el6ctrica en el corto plazo (decisiones comerciales, valorizaci6n de retiros e

inyecciones, entre otros) y mediano plazo (inversiones en generaci6n).

PROPUESTA NORMATIVA

La propuesta normativa busca que el Costo Marginal refleje adecuadamente los

cosios variables de las unidades de generaci6n termoel6ctricas a base de gas

natural. Para elloes necesario establecer un precio minimo de gas natural, que

represente el componente variable del contrato de suministro. Las generadoras

podr6n declarar por encima de este valor hasta el valor nominal del precio de sus

contratos tal como lo venian haciendo con el actual mecanismo.

De acuerdo a ello, luego de la evaluaci6n t6cnica, Se propone que el COES

verifique que el valor declarado por cada unidadd de generaci6n a gas natural, tenga

como minimo el siguiente valor:

PMGNi =

Donde:

PMGNi: Precio mlnimo de gas naturalde la unidad generadora icDCi: consumo diario contratado asignado a la unidad generadora i.

Pefl: Potencia Efectiva de la unidad generadora utilizando gas natural,

deirminada conforme at Procedimiento Tdcnico COES correspondiente-

CeCi: Consumo especifico de calor de la unidad generadora conveftido en

MPb/MWh, determinado conforme at Procedimiento Tdcnico COES

correspondiente.T0p: borcentaje del consumo diario contratado sujeto a la condicion take or pay,

o cualquier otia denominaci6n estipulada en el respectivo contrato de suministro,

que el generador esf6 obtigado a pagar independientemente de su consumo

efectivo.pBp: Es el precio en boca de pozo aplicabte segun el respectivo contrato de

suministro de gas natural, incluido los descuentos aplicables.

Este mecanismo tiene, entre otras, las siguientes ventajas:

i) Mejora la eficiencia en el despacho el6ctrico (al mismo factor "take or

pai") el precio minimo es menor para la central m6s eficiente,

ii) Refleja mejor los niveles de inflexibilidad de los contratos de suministro

de gas natural Y,

iii) Es factible de implementar en el corto plazo dado que otras opciones

normativas implican modificaciones con rango Ley,

iv) Se encuentra apegada a los principios del modelo marginalista en el que

basa la Ley de Concesiones El6ctricas.

(r- froe)enrl,cDCi

Pefi * (s5,4*

3.2 para la aplicacion del mecanismo las declaraciones de precios se establecen en el

proyecto normativo los siguientes lineamientos:

i) Los valores aplicables son los que se encontraron vigentes durante el tiltimo

dfa del mes anterior a la declaraci6n del precio ilnico del gas natural.

ii) El COES verifica que el precio (nico declarado sea mayor o igual al precio

minimo de gas natural; en el caso que el valor declarado sea menor,

considera como precio (nico al precio minimo de gas natural.

iii) Las entidades de generaci6n presentan al COES dentro de un plazo de quince

dias calendarios previos a la declaraci6n, los contratos de suministro,

transporte y distribuci6n de gas natural.

En el caso que la entidad de generacion no presente la declaraci6n en el plazo

establecido, se establece que el precio minimo de gas natural sea el mayor valor

entre el valor que declar6 en el periodo anterior o el valor que el COES determine

como precio minimo, en funcion de la informacion de sus contratos. En virtud de ello,

se propone incorporar como segundo p6rrafo del numeral 5.2 del articulo 5' del

Decreto Supremo N' 016-2000-EM, el siguiente texto:

"para las entidades que no presenten oportunamente la informaci6n a que se

refiere este afticuto, se tomaid como precio lnico del gas natural, el mayor valor

entre la declaracion anteior y et precio minimo de gas natural calculado por el

COES, de acuerdo a la meior informaci5n disponible"

por otra parte, dado que los contratos de suministro pueden incorporar diferentes

factores ''take or pay" para los periodos de estiaje y avenida, se este proponiendo

que los generadoies propongan en la declaraci6n de junio de cada afio, diferentes

precios Jel gas natural sujetos a SuS respectivos precios minimos, siempre que asi

se haya pa6taOo en su contrato de suministro de gas natural. Por tal motivo, se

adecu'ar6'el primer y tercer p6rrafo del numeral 5.2 del articulo 5" del Decreto

Supremo N' 016-2000-EM, de acuerdo a lo siguiente:

,,La declaraci6n 1nica de precios de gas natural a que se refiere el pArrafo

precedente, es presentada atCOES por las entidades de generaci6n una vez al'afio,

el lttimo dia rtfl de la primera quincena del mes de iunio, en sobre cerrado,

entiando en vigor et 1 de julio del mismo afio. El proceso de apertura de sobres

de /os precios del gas nitural se realiza en presencia de un representante de

OS/NERGMIN, quien oficiar1 como veedor.

Sl /os contratos de suministro incluyen disfinfos factores de "take or pay" (TOP) o

cualquier otra denominacion estiputada en el respectivo contrato de suministro

que'el generador estd obtigado a pagar independientemente de su consumo

efectivo-para diferentes peiodos, tas entidades de generaci1n podrdn declarar un

precio 1'nico para cada'periodo de vigencia de los fac.tores "take or pay" (TOP).

En este caso, el COES verifica que en ningjn periodo se supere el minimo

co rre s po n d ie nte ante s refe ri d o"

De otro lado, con la finalidad de adecuar, el Procedimiento T6cnico del COES N" 31,

debe establecerse un plazo prudencial para que el COES prepare su propuesta en

un plazo perentorio. Por ello, se propone la siguiente disposici6n complementaria:

3.3

3.4

3.5

3.6

D'SPOS'CI ON COMPLEMENTARIA TRANSITORIA

ItNtCA.- En un plazo de dos meses, e/ COES debe presentar al OSINERGMIN' la

propuesta de miodificaci6n det Procedimiento T1cnico del COES conespondiente.

Finalmente, dado que con el Decreto supremo N' O3g-2017-EM se suspendi6 la

declaracion de precios de gas natural previsto en el mes de noviembre del 2017 ' se

debe dictar las reglas prriqr" se efectue una declaracion extraordinaria en el mes

de diciembre, cuyos precios declarados tendr6n vigencia hasta el 30 de junio de

2018. Paraestos efectos se propone la siguiente disposici6n transitoria:

"D'SPOS'C ION COMPLEMENTARIA FIN ALUNICA.- Et 26 de diciembre de 2017, las entidades de generaci1n elactrica deben

presentar la declaraci6n det precio jnico de gas natural al COES' En esa

oporlunidad, las entidades de generacion el\ctrica presentan con calidad de

declaraci6n jurada con copia a OS/NERGMIN para efectos de superulsi6n' la

informaci6n contractual necesaia para que e/ COES calcule el precio minimo de

gas natural.

Los precios declarados mantendriln su vigencia durante el peiodo 01 de enero

hasta 30 de iunio del 2018.

Para el proceso sefialado en el pdrrafo anteior, e/ COES debe emitir las

disposiciones tecnicas necesaias para la meior aplicaci1n del numeral 5.1 del

Decreto SuPremo N' 016-2000-EM'

ANALISIS COSTO BENEFICIO

Aprobar las modificaciones propuestas a los numerales 5.1 y 5 2 del articulo 5 del

Decreto supremo N'016-2OOO-EM permitir6 que la operaci6n del sistema responda

al criterio de minimo costo y el mejor aprovechamiento de los recursos energeticos.

Finalmente, es de resaltar la aprobaci6n de la propuesta normativa no genera gastos

adicionales en el presupuesto del sector prlblico, toda vez que se trata de

disposiciones que son de'cumplimiento obligatorio para el coES y los Generadores

lntegrantes del COES que tienen unidades de generaci6n a base de gas natural'

EFECTO DE LA VIGENCIA DE LA NORMA

La aprobacion del Decreto Supremo modifica de forma expresa las siguientes

disposiciones normativas:

tv.

V.

NooBLIGAcIoNDETRASLADoALAcoMISIoNMULTISECToRIALDECALIDAD REGULATORIA

Mediante Decreto Legislativo N" 1310, Decreto Legislativo que aprueba medidas

adicionales Oe simptificacion administrativa, Reglamento para la aplicaci6n del

Disposici6nnormatava

Articulo Objetivo

Decreto Supremo N'016-2000-EM

5.1 lncorporar disposiciones orientadas a

determinar el precio minimo del gasnatural

Decreto Supremo N"016-2000-EM

5.2 lncorporar disposiciones referidas al

proceso de declaraci6n fnica del preciodel qas natural

An6lisis de Calidad Regulatoria de procedimientos administrativos establecido en el

articulo 2 del Decreto iegislativo No 1310, aprobado por Decreto Supremo N'075-ZO17-1CM y el Manual para la aplicaci6n del An6lisis de Calidad Regulatoria

aprobado por Resolucion Ministerial N' 196-2017-PCM, se estableci6 el Andlisis de

Cal idad Regulatoria en procedimientos administrativos.

De esta manera, las entidades del Poder Ejecutivo deben realizar un An6lisis de

Calidad Regulatoria de todas las disposiciones normativas de alcance general, a

excepci6n OL tas contenidas en leyes o normas con rango de ley, que establezcan

procedimientos administrativos, a fin de identificar, reducir y/o eliminar aquellos que

resulten innecesarioS, injustificados, desproporcionados, redundantes o no Se

encuentren adecuados a ia Ley del Procedimiento Administrativo General o a las

normas con rango de ley que les sirven de sustento. El requisito tambi6n es exigible

a las disposiciones que reglamenten trdmites creados en leyes o normas de rango

de ley. Una ,ez realizada esta evaluaci6n deber6n remitir su an6lisis a la Comisi6n

Multisectorial de Calidad Regulatoria para la validaci6n respectiva.

Al respecto, sin perjuicio de haberse efectuado el an6lisis costo-beneficio contenido

en el presente documento, se indica que no corresponde el traslado en la Comisi6n

Multisectorial sefialada, en tanto no se establecen procedimientos administrativos.