Resolución Nº 002/09/OS - Procedimiento de compensación por generación adicional

Articulo 1.- Aprobar el Procedimiento "Compensaci6n por Generaci6n Adicional", que como Anexo forma parte integrante de la presente Resolucion.

Articulo 2.- La presente Resoluci6n y la Norma deberan ser publicadas en el Diario Oficial EI Peruano y consignadas en la paqina Web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe.

Articulo 3.- La presente Resoluclon entrara en vigen cia a partir del dia eiquiente de su publicaci6n en el Diario Oficial EI Peruano. ALFREDO DAMMERT LIRA Presidente del Consejo Directive ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGiA Y MINERiA Prccedlmlentc Paqina 117 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica "Compensaci6n por Generaci6n Adicional" Lima, enero de 2009 INDICE Articulo 1. MARCO LEGAL Articulo 2. OBJETIVO

Articulo 3. OEFINICIONES Y ABREVIATURAS

Articulo 4. COSTOS TOTALES ESTIMAOOS

Articulo 5. MECANISMO PARA OETERMINAR EL CARGO UNITARIO POR GENERACloN AOICIONAL

Articulo 6. COSTOS NETOS INCURRIDOS ASOCIADOS A LA OPERACION DE LA GENERACloN AOICIONAL

Articulo 7. TRANSFERENCIAS MENSUALES OE ENERGIA

Articulo 8. REAJUSTE TRIM ESTRAL

Articulo 9. L1QUIOACION DEL SALDO NETO ACUMULADO Articulo 10. SANCIONES COMPENSACI6N POR GENERACI6N ADICIONAL

Articulo 1. MARCO LEGAL Para efectos del presente procedimiento se considerara como Leyes Aplicables las normas que se indican a contlnuaclon y acueuas que las complementen. madifiquen a sustltuvan: * Decreta de Urgencia N° 049-2008: Decreta de Urgencia que Asegura Cantinuidad en la Prestaclon del Servicio Electnco. * Decreta de Urgencia ND 037-2008: Se Dictan Medidas Necesarias para Asegurar el Abastecimiento Oportuno de Energia Electrtca al Sistema Electrtco Interconectado Nacional (SEIN). * Ley N° 28832: Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generaci6n Electrtca. * Decreta Ley N° 25844, Ley de Concestones Electrlcas. * Decreta Supremo N° 009-93-EM: Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas. * Decreto Supremo N° 054-2001-PCM: Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversion en Energia y Mineria - OSINERGMIN. * Texto Unico Ordenado de ta Norma "Procedimientos para Fljacion de Precios Requlados", aprobado mediante Resolucion OSINERGMIN N° 775-2007-0S/CD * Prccedimientcs Tecnlcos del COES.

Articulo 2. OBJETIVO Paqina 118 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica 2.1 Establecer la forma, responsabilidades, secuencia y calcufos que se deben seguir con relacton at Cargo Unitario par Generactcn Adtclona! en aplicacion del Articulo 5 del Decreta de Urgencia N° 037-2008 hasta que finalice su vigencia. 2.2 Par disposici6n del Decreto de Urgencia N° 037-2008, OSINERGMIN se abocara unicamente a trasladar a los Usuarios en las taritas. los costas incurridos par el Generador estatal para la contrataci6n de la Generaci6n Adicional. De esta manera. sera la Autoridad de Control pertinente quien se encarqara de fiscalizar y auditar la eficiencia y eficacia del procedimiento de contratactcn menclonado.

Articulo 3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS Para efeetos de ta presente Norma se emplean las siquientes defiruciones: 3.1 Agentes: Denominaci6n qenerica dada al conjunto de Generadores, Transmisores. Distribuidores y Usuarios Libres. 3.2 Ano Tarifario: Periodo comprendido entre el 01 de mayo hasta el 30 de abril del siguiente ano. 3.3 Cargo Unitaric por Generacion Adfclcnel: Cargo unitario expresado en Nuevas Soles por kW al rnes, que se publicara en la Resoluci6n que establezca los Precios en Barra, y que es induido como una componente en el Peaje por Conexi6n al Sistema Principal de Transmisi6n. 3.4 COES: Comite de Operaci6n Econ6mica del SEIN. 3.5 Situaci6n de Restricci6n Temporal de Generaci6n: Situaci6n dedarada par el Ministerio de Energia y Minas para asegurar el abastecimiento oportuno de energia electrica en el SEN 3.6 Generaci6n Adfclcnel: Maqnltud de capacidad adlctona! de qeneracion para asegurar el abastecimiento de energia electrica calculada par el Ministerio de Energia y Minas y requerida a las empresas del sector en las que el Estado tenga participaci6n mayoritaria. 3.7 Costos Totales: Manto expresado en Nuevos Soles, que corresponde a los costos totales. induyendo los costos financieros, en que incurran los Generadores estatales par la generaci6n adicional a que se refiere el Articulo 2 del Decreto de Urgencia N° 037-2008. 3.8 Costos Totales Estimados: Monto total estimado de los Costos Totales par Generaci6n Adicional en un Ana Tarifario, calculado de acuerdo con 10 sefialado en el Articulo 4. 3.9 Costos Totalee Incurridos: Monte total obtenldo de los Costas "rotates por Generaci6n Adicional en un rnes. calculado de acuerdo can 10 sefialado en el Articulo 6. 3.10 Costos Variables: Son los costas en que tncurre una unidad de generaci6n para suministrar una determinada cantldad de enerq!a. 3.11 Decreto: Decreta de Urgencia N° 037-2008 que dicta Medidas Necesarias para Asegurar el Abastecimiento Oportuno de Enerqla Electrica a! Sistema Electrico tnterconectado Nacional (SEIN). 3.12 GART: Gerencia Adjunta de Regulaci6n Tarifaria de OSINERGMIN. 3.13 Costos Preoperativos: Gastos realizados par el Generador estatal. por las acciones para el disefio de la mejor alternativa para realizar las contrataciones y/o adquisiciones de obras. bienes y servicios necesanos para tnstalaclon de la Generaclon Adicional. Paqina 119 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica 3.14 Grandee Usuarios Libres: Usuarios Libres con una potencla contratada iqual 0 superior a 10 MW, 0 agrupaciones de Usuarios Libres cuya potencia contratada total sume par 10 menos 10 MW. 3.15 OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversion en Energia y Mineria. 3.16 Usuario: Consumidor final de electricidad localizado en el Peru y que se encuentra dentro del SEIN. Comprende tanto a los Usuaries Libras como a 10$ Usuaries Requladcs. 3.17 Usuarios Libres: Usuarios no sujetos a regulaci6n de precios par la energia 0 potencta que consumen. 3.18 Usuario Regulados: Usuarios sujetos a la regulaci6n de precios par la energfa y patencia que consumen. 3.19 SEIN: Sistema Electrico Interconectado Nacional. Cualquier menci6n a numerales, articulos 0 tftulos. sin senalar la norma a la que corresponden. se debe entender refenda a la presente Norma.

Articulo 4. COSTOS TOTAlES ESTIMADOS los Costos Totales Estimados estan compuestos por la suma de los coetoe de contrataciones y adquisiciones de obras, bienes y servicios necesarios para la puesta en servicio de la Generaci6n Adicional y los Costos Netos Asociados a la Operaci6n de dicha generaci6n. 4.1 Costos de Contrataciones y Adquisiciones de Obras, Bienes y Servicios Necesarios para la Puesta en Servicio: Una vez eetableclda la Generacton Adlctonal. a! inicio de cada proceso de Fijacion de Precios en Barra, es decir, en el plaza senalado en el item a del Anexo A del Texto Unlco Ordenado de la Norma "Procedimfentos para Fijaci6n de Precios Regulados", aprobado mediante Reeotucton DSINERGMIN N° 775-2007-0S/CD, se sequiran los mtemos crttenos de traneparencta del Procedimiento para Fijaci6n de Tarifas en Barra para el establecimiento de los Costas de Contrataciones y Adquisiciones de Obras, Bienes y Servicios Necesarios para la Puesta en Servicio.. EI Generador estatal debe presentar la documentaci6n sustentatoria de los gastos efectuados, documentaci6n que considera comprobantes de pago, facturas y toda aquella documentaci6n verificable para que proceda la devoluci6n de los gastos incurridos en Costos de Adquisici6n y Puesta en Servicio, qastos financieros producidos debidc a ta aeiqnacion de refires sin contrato por la Generaci6n Adicional. No se aceptaran declaraciones juradas para sustentar la informaci6n serialada anteriormente. 4.2 Costas Netos Estimados Asociados a la Operaci6n de la Generaci6n Adicional: AI inicio de cada proceso de Fijaci6n de Precios en Barra, es decir. en el plazo serialado en e! item a del Anexo A del Texto Unico Ordenado de ta Norma "Procedirnientos para Fijacion de Precios Requlados", aprobado mediante Resoluci6n OSINERGMIN W 775-2007-0S/CD, el COES remftira a la GART un Informe Tecnico con su propuesta de Costos Netos Estimados Asociados a la Operaci6n de la Generaci6n Adicional para el Ano Tarifario, considerando 10 siguiente: (i) Un escenario que proyecte la operaci6n optima del SEIN para el Ario Tarifario. para 10 cual utilizara las herramientas computacionales que emplea para la Programaci6n de Mediano Plaza, conslderando, como mlnlmo, eta pas mensuales de tres bloques horanos por cada una. Paqina 120 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica (if) ldentificacion de las unidades puestas en servicio par Generaclcn Adicional, asi como la energia despachada par cada una de elias, par etapa y bloque horario para el escenario considerado. (iii) Estimaci6n de ingresos par patencia firme de las unidades puestas en servicio par Generaci6n Adicional.

Articulo 5. MECANISMO PARA DETERMINAR EL CARGO UNITARIO POR GENERACION ADICIONAL 5.1 Una vez establecidos los Costos "rotates Estimadcs (compuesto par los costos determinados en el Articulo 4), se procede a determinar el valor del Cargo Unitario par Generaci6n Adicional que debe regir para el Ana Tarifario. 5.2 Se procedera a estimar la demanda de energia para estos tres grupos de consumidores para el respectivo Ana Tarifario a fin de asignar los Costas Totales en la proporci6n que indica el Decreta. 5.3 Los costas par la Generacton Adicional a ser asignados a cada uno de los grupos de consumidores se calcularan mediante las siguientes f6rmulas: E"< CT Costa Aelqnado a los CT UR = EUR + 2E u L + 4E GU Usuarios Regulados 2E u L CT Costa Asignado a los Usuarios CT UL = EUR + 2E u L + 4E GU Libres que no son Grandee Usuano 4E GU CT coste Asignado a CTGU = EUR + 2E u L + 4E GU Los Grandes Usuarios Donee: EU R = Energia que corresponde a los Usuaries Requlados: EUL = Energia que corresponde a los Usuaries Libras que no son Grandee Usuarios; EGU = Energia que corresponde a los Grandee Usuaries v. CT = Costas Totales Estimadcs por la Generaclon Adicional. 5.4 Una vez determinado determinados los mantas a asignarse a cada grupo de usuarios, se procedera a determinar los nuevas cargos diferenciados a ser aplicados a cada uno de los tres grupos de consumidores: a) Usuarios Regulados, b) Usuarios Libres que no son Grandes Usuarios y c) Grandee Usuarlos. dividiendo e! correepondlente costo asignado a cada tipo de usuarlo entre la maxima demanda utilizada para el calculo del Peaje por Conexi6n al Sistema Principal de Transmisi6n.

Articulo 6. COSTaS NETaS INCURRIDOS ASOCIADaS A LA OPERACION DE LA GENERACION ADICIONAL Paqina 121 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica 6.1 EI COES determinara los Costas Netas Incurridos asociadas a la operaci6n de la Generaclon Adtclonal. 6.2 Una vez recibida la producci6n mensual de energfa activa par unidad y empresa de generaci6n, de acuerdo a 10 establecido en el Procedimiento Tecnico N° 10 del COES, los Costas Netas Incurridos asociadas a la operaci6n de la Generaci6n Adicional se calcularan mediante la siguiente formula: 0 Costas = L [Eq l X (CV j - CMg;)]- INTM; q-I Donde: = Unidad correspondiente a la Generaci6n AdicionaL q = Cada periodo de 15 minutos de la operaci6n de la unidad L Q = Numero total de periodos q en que oper6 la unidad i de la Generaci6n AdicionaL E = Energia inyectada par la unidad i de la Generaci6n Adicional en el periodo q. CV = Costa variable de la unidad i de la Generaci6n Adicional determinado de acuerdo al numeral 9.1.1 del Procedimiento Tecntco N° 33 del COES, para el periodo q. donde el Costa Variable No Combustible sera el sustentado par el Generador estatal. CMg = Costa marginal de Carta Plaza en la barra de la unidad i de la Generaci6n Adicional para el periodo q. INTM = Ingresos netos totales mensuales de la Generaci6n Adicional compuesto par: Ingreso Garantizado par Potencia Firme (IGPF), Ingresos Adicionales par Potencia Generada en el Sistema (IAPG). ingresos par minima carga, regulaci6n de tension, regulaci6n primaria y secundaria de frecuencia y otros debidamente reconocidos par el COES sequn sus Procedimientos Tecntcos. Los ingresos par "Compensacion par Seguridad de Sumintstro", a que se refiere la Resoluci6n OSINERGMIN N° 651-2008- OS/CD, que pudieran recibir unidades duales debidamente calificadas como tal y que formen parte de la Generaci6n Adicional, tambien forma parte del INTM. 6.3 Los Costas Totales Incurridos estan compuestos par la suma de las dos componentes: Costas de Adquisici6n y Puesta en Servicio y los Costas Netas Incurridos asociadas a la Operaci6n de la Generaci6n Adicional. Paqina 122 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica

Articulo 7. TRANSFERENCIAS MENSUALES DE ENERGIA Dentro de las transterenctas mensuafes de enerqta, S8 consfderara 10 siquiente: 7.1 Utilizando el mecanisme establecido en el numeral 8.2 del Procedimiento Tecnico N° 23 del COES, los Generadores recaudaran, mensualmente, los montes correspondientes al Cargo Unitario par Generaci6n Adicional, en base a sus contratos de suministro de energia con Distribuidores, Usuarios libres que no son Grandes Usuarios y Grandes Usuaries: edemas. esta recaudaci6n Inclufra aquella que corresponda a las empresas que realizan retiros sin contratos de sumtntetros, de acuerdo con la asiqnacion estableclda par e! COES, en cumplimiento de ta Resoluci6n OSINERGMIN N° 025-2008-0S/CD 0 de la disposici6n legal que pudiera expedirse al respecto. A esta recaudaci6n se Ie adicionara los aportes provenientes de los demas participantes del Mercado de Corto Plazo por concepto del Cargo Unltarto por Generaci6n Adicional. La recaudaci6n a que se refiere el presente literal se denominara Monto Recaudado para la Generaci6n Adicional. 7.2 EI COES transfertra el Manto Recaudado para la Generaci6n Adicional a la empresa estatal que, por disposici6n del Ministerio de Energia y Minas, ponga en operaci6n la Generaci6n Adicional. AI publicar esta trasferencia. el COES debe detallar que cantidad del Manto Recaudado corresponde a la componente de Costas de Adquisici6n y Puesta en Servicio y que cantidad corresponde a los Costas Netos Incurridos Asociadas a ta Operaclon de la Generaclon Adicional. 7.3 EI COES es el encargado de lIevar el control de la diferencia entre los Costas Totales y e! Monte Recaudado para la Generaclon Adicional para cada Afio Tarifario. Esta cantidad se denominara Saldo Neto Acumulado.

Articulo 8. REAJU$TE TRIME$TRAL 8.1 De forma trimestral, el COES remtttra a la GART un Informe Tecnico que contenga su propuesta de reajuste de los Costos Totales Estimados para los meses restantes del Aria Tarifario respective. Dicha propuesta debe tener en cuenta los criterios establecidcs en e! numeral 4.2, asi como la diferencia entre los Costos Totales Estimados y los Costas Totales Incurridos. EI citado Informe debera ser remitido 15 dias habiles antes del reajuste trimestral a que se refiere el parrafo siquiente. 8.2 EI reajuste trimestral sera publicado en los plazos establecidos en la Resoluci6n OSINERGMIN N° 180-2007-0S/CD, Resoluci6n que aprueba la Norma "Precios a Nivel de Generaclon y Mecantemos de Compensaclon entre Usuaries Requlados".

Articulo 9. L1QUIDACION DEL SALOO NETO ACUMULAOO La liquidaci6n del Saldo Neto Acumulado se realizara al final del Afio Tarifario. Si el Saldo Neto Acumufado resulta positive, correepondera un aumento en los Costas 'rotates Estimados para el pr6ximo Ano Tarifario, y si la diferencia es negativa, correspondera una disminuci6n en los Costos Totales Estimados para el pr6ximo Ana Tarifario. Para e! ultimo ana de vigencia del Decreto, en caso se neceelte liquidar alqun remanente del Saldo Neto Acumulado, dicho saldo sera incluido en el Peaje por Conexi6n al Sistema Principal utilizando el mecanismo de reajuste trimestral establecido en el Articulo 8.

Articulo 10. SANCIONES EI COES comunfcara los incumplimientos de los Agentes a la presente norma, a fin de aplicarse las sanciones correspondientes, de ser el caso. de conformidad can 10 dispuesto en la Escala de Multas y Sanciones de OSINERGMIN. Asimismo, los incumplimientos del COES a la presente norma, seran sancionados de contormtdad can 10 dispuesto en ta citada Escala. Paqina 123 Ifl l)truano Sistema Peruano de Informacion .luridica DISPOSICI6N COMPLEMENTARIA TRAN$ITORIA untca.. Los Costas Preoperattvos par Compensaci6n Adicional seran incluidos mediante un Factor de Ajuste en el Peaje per Conexi6n al Sistema Principal de Transmisi6n, el cual entrara en vigencia desde el 01 de febrero de 2009 hasta el 30 de abril de 2009, de acuerdo a los plazas establecidos en la Resoluci6n OSINERGMIN N° 180-2007-0S/CD, Resoluci6n que aprueba la Norma "Precios a Nivel de Generaci6n y Mecanismos de Compensaci6n entre Usuarios Requlados". Para la determinacion de los Costas Preoperanvos, e! Generador estate! debera considerar 10 siguiente: a) Dentro de los 7 dias calendano siguientes de publicada ta presente norma, debera presentar la documentaci6n sustentatoria de los gastos efectuados. documentaci6n que considera comprobantes de pago, facturas y toda aquella documentaci6n verificable de los Costos Preoperativos. los cuales formaran parte de los Costos de Adquisici6n y Puesta en Servicio. b) Costos Preoperativos que sean posteriores a los presentados en el literal previo. deberan ser presentados de acuerdo a 10 establecido en el numeral 4,1 de la presente Norma, EXPOSICION DE MOTIVOS EI Decreto de Urgencia N° 037-2008 (en adelante "DECRETO"), dicta disposiciones para asequrar, en e! corto plazo. el abaetectmfento de enerq!a electnca del Sistema tnterconectado Nacional (SEIN), En el DECRETO se establece que el Ministerio de Energia y Minas (MEM) declarara las situaciones de restricci6n temporal de generaci6n para asegurar el abastecimiento oportuno de energia efectrtca en el SEIN, Asimismo, dicho DECRETO dispone que el MEM calculara la magnitud de capacidad de generaci6n necesaria para asegurar el abastecimiento oportuno del suministro de energia electrica al SEIN, para 10 cual requerira a las empresas del sector en las que el Estado tenga participaci6n mayoritaria, para que efectuen las contrataciones y adquisicionee necesartas de obras. blenes y servtclos. Ademas. el Articulo 5 del DECRETO dispone que los costas totales, incluyendo los costas financieros, en que incurra e! qenerador estate! par ta Generactcn Adlctonal. seran cubtertos mediante un cargo que se lncluira en el Peaje par Conexi6n al Sistema Principal de Transmieion. Dicho Articulo tambien dispone que, para determinar este cargo adicional. se deben distribuir los costas sefialados entre la suma ponderada de la energia par un factor de asignaci6n, el cual sera de 1,0 para los Usuaries Requlados. 2,0 para los Usuaries Libras que no son Grandee Usuarios y 4,0 para los Grandes Usuaries. Aoemas. establece que OSINERGMIN, definira el procedimiento de aplicacion y, de ser necesario, podra incluir astos nuevos cargos en ta regulaci6n de tarifas viqente. En atenctcn a dicha disposici6n, la presente norma contiene los criterios para la aplicaci6n de la compensaci6n par Generaci6n Adicional, asi como la elaboraci6n del procedimiento encomendado. Aprueban Bases para la Convocatoria a Licitaci6n de Suministro de Energia Electrica para las Empresas Concesionarias de Distribuci6n Hidrandina S.A., Electronoroeste S.A., Electronorte S.A., Electrocentro S.A., Sociedad Electrica del Sur Oeste S.A., Electro Puna S.A. y Electro Sur Este S.A.A. RESOLUCION DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIA Y MINERIA OSINERGMIN N° 011-2009-0S-CD Lima, 8 de enero de 2009 Paqina 124