RESOLUCION DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIA Y MINERIA OSINERGMIN Nº 108-2009-OS-CD
Aprueban Procedimiento para la determinación del Incentivo a la contratación del Servicio Firme y eficiencia en el uso del gas natural
RESOLUCION DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIA Y MINERIA OSINERGMIN Nº 108-2009-OS-CD
CONCORDANCIAS: R. Nº 182-2010-OS-CD, Art. 3
R. Nº 026-2011-OS-CD (Aprueban Saldo final de la Compensación por Cargo por Reserva de Capacidad a favor de
los Usuarios)
Lima, 0 xx xxxxx xx 0000 XXXXXX:
Los Informes Nº 0177-2009-GART y Nº 0266-2009-GART, elaborados por la División de Gas Natural y la Asesoría Legal de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN).
CONSIDERANDO:
Que, el Artículo 5 del Decreto Legislativo Nº 1041, con el cual se aprueba el Decreto Legislativo que modifica diversas normas del Marco Normativo Eléctrico, establece que los Generadores Eléctricos que contraten Servicio Firme de transporte de gas natural con un concesionario amparado por la Ley Nº 27133, tienen derecho a una compensación que garantice la recuperación del pago de transporte de gas que eficientemente harían en virtud de dicho contrato;
Que, en el mismo Artículo 5 del Decreto Legislativo Nº 1041, se establece que el pago de las compensaciones necesarias será asignado en los costos de transmisión del sistema interconectado nacional y será definido por OSINERGMIN;
Que, conforme al Artículo 25 del Reglamento General del OSINERGMIN, constituye requisito para la aprobación de los reglamentos y normas de alcance general que dicte el OSINERGMIN en cumplimiento de sus funciones, que sus respectivos proyectos hayan sido publicados en el Diario Oficial El Peruano, con el fin de recibir las sugerencias o comentarios de los interesados, los mismos que no tendrán carácter vinculante ni darán lugar a procedimiento administrativo;
Que, en los informes Nº 0117-2009-GART y Nº 0138-2009-GART, se sustentaron los motivos para la emisión del proyecto del Procedimiento para la determinación del Incentivo a la contratación del Servicio Firme y eficiencia en el uso del gas natural.
Que, el Consejo Directivo de OSINERGMIN, aprobó mediante Resolución Nº 057-2009 OS/CD, la publicación del proyecto de norma “Procedimiento para la determinación del Incentivo a la contratación del Servicio Firme y eficiencia en el uso del gas natural”, a fin de que las empresas, instituciones y en general los interesados puedan hacer llegar al OSINERGMIN sus comentarios y
sugerencias, habiéndose recibido dentro del plazo establecido los comentarios de las empresas: Gas Natural de Lima y Callao (Cálidda), Kallpa Generación S.A., Enersur GDF Suez, Edegel, Duke Energy Egenor, Payet/Rey/Cauvi Abogados y Transcogas Perú SAC; los cuales han sido analizados en el informe técnico Nº 0177-2009-GART;
Que, el Consejo Directivo de OSINERGMIN, aprobó mediante Resolución Nº 092-2009-OS/CD declarar fundado el recurso de reconsideración interpuesto por la empresa EDEGEL S.A.A., contra la Resolución OSINERGMIN Nº 053-2009- OS/CD, correspondiendo a todas las generadoras eléctricas que mantengan vigentes contratos de transporte de servicio firme, en los gasoductos beneficiados con la Ley Nº 27133, el derecho a percibir la compensación a que se refiere el artículo 5 del Decreto Legislativo Nº 1041.
Que, se han emitido los Informes Nº 0177-2009-GART y Nº 0266-2009-GART de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, los cuales complementan la motivación de la emisión del presente procedimiento, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el Artículo 3, numeral 4, de la Ley del Procedimiento Administrativo General;
De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Xxx Xxxxx de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, en el Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM, en el Decreto Legislativo Nº 1041, en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en el Decreto Supremo Nº 018-2004-EM y en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; así como en sus respectivas normas modificatorias, complementarias y conexas.
SE RESUELVE:
Artículo 1.- Aprobar la norma: “Procedimiento para la determinación del Incentivo a la contratación del Servicio Firme y eficiencia en el uso del gas natural”, la misma que forma parte de la presente resolución.
Artículo 2.- La presente resolución deberá ser publicada en el Diario Oficial El Peruano, y consignada conjuntamente con el Informe Técnico OSINERGMIN- GART/DGN Nº 0177-2009-GART, en la pagina WEB del OSINERGMIN:
Artículo 3.- El COES deberá elaborar un procedimiento para la aplicación de la presente Norma, en un plazo de 20 días hábiles, de conformidad con la Guía de elaboración de procedimientos técnicos, aprobada por Osinergmin.
XXXXXXX XXXXXXX XXXX
Presidente del Consejo Directivo OSINERGMIN
Procedimiento para la determinación del Incentivo a la contratación del Servicio Firme y eficiencia en el uso del gas natural
Artículo 1.- Objetivo.
Reglamentar el artículo 5 y la Cuarta Disposición Transitoria del Decreto Legislativo Nº1041, que establece medidas para:
a) Incentivar la contratación del transporte de gas natural en la modalidad de Servicio Firme, en la Red Principal, para las empresas de generación de electricidad;
El citado incentivo se efectuará mediante una compensación que reconozca los pagos fijos efectuados por los Generadores Eléctricos por concepto de los contratos de transporte de gas natural a firme de la Red Principal, por la capacidad de transporte de gas natural pagado pero no utilizado en la generación de electricidad.
b) Incrementar la eficiencia en el uso de gas natural vía centrales termoeléctricas de alto rendimiento térmico;
El criterio de eficiencia permite definir una capacidad de uso de la Red Principal mediante la utilización de centrales termoeléctricas de alto rendimiento.
Artículo 2.- Definiciones.
En el presente procedimiento, las expresiones que contengan palabras que empiezan con mayúscula, ya sea en singular o plural, tienen los significados que se indican a continuación:
2.1. Capacidad Reservada Diaria (CRD): Es el máximo volumen de gas natural que el Concesionario está obligado a transportar al Generador Eléctrico en un Día Operativo, según lo acordado en el Contrato de Transporte con Servicio Firme que hayan celebrado.
2.2. Capacidad Reservada Diaria Eficiente (CRDE): Es la capacidad de transporte de gas natural que requeriría un Generador Eléctrico, considerando a todas sus centrales térmicas, cada una con su Potencia de Generación a Firme y el Rendimiento Térmico Neto aceptado.
2.3. Consumo Promedio Diario (CPD): Es la capacidad promedio diaria utilizada por un Generador Eléctrico, considerando cada una de sus unidades o centrales de generación de electricidad, en el Período de Evaluación, y que tiene Contratos de Transporte de Gas Natural por Servicio Firme.
2.4. Cargo por Reserva de Capacidad o Pago por Servicio a Firme (CRC): De acuerdo a lo definido en el numeral 2.10 de la Norma del Servicio de Transporte de Gas Natural por ductos.
2.5. Decreto Legislativo: Es el Decreto Legislativo Nº1041, y sus normas modificatorias, complementarias y conexas.
2.6. Ley: Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) aprobada mediante Decreto Ley Nº 25844, y sus normas modificatorias, complementarias y conexas.
2.7. Norma del Servicio de Transporte de Gas Natural por ductos: Norma aprobada mediante Decreto Supremo Nº018-2004-EM y sus normas modificatorias, complementarias y conexas.
2.8. Porcentaje Máximo (PMax): Es el porcentaje máximo que se podrá aplicar a la CRDE para la evaluación de la compensación, de acuerdo a lo establecido en el segundo párrafo de la cuarta disposición transitoria del Decreto Legislativo.
2.9. Potencia de Generación a Firme: Es la potencia del Generador Eléctrico que tiene CRD. En caso de tener un solo contrato por CRD para varias unidades de generación, se distribuirá la CRD contratada de acuerdo a la eficiencia térmica de cada una de sus unidades de generación.
2.10. Reglamento: Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo 009-93-EM, y sus normas modificatorias, complementarias y conexas.
2.11. Tarifa Regulada del Generador Eléctrico: Es la tarifa que considera el Transporte de la Red Principal de Camisea sujeta a Contratos de Servicio Firme con CRD.
2.12. Servicio Firme: De acuerdo a lo definido en el numeral 2.41 de la Norma del Servicio de Transporte de Gas Natural por ductos.
2.13. Día Operativo: De acuerdo a lo definido en el numeral 2.21 de la Norma del Servicio de Transporte de Gas Natural por ductos.
2.14. Período de Evaluación: Es un período de 12 meses, comprendido entre el 1 xx xxxx de un año cualquiera hasta el 30 xx xxxxx del siguiente año.
2.15. Concesionario: Titular de una Concesión de Transporte o Distribución de Gas Natural que tiene una Red Principal según lo señalado en la Ley Nº 27133 y sus normas modificatorias, complementarias y conexas.
2.16. Generador Eléctrico: Consumidor que destina el Gas Natural para la generación de electricidad en el país y que tiene Contrato de Transporte con Servicio Firme con uno o más Concesionarios.
2.17. Red Principal: Red de ductos destinada al transporte de gas natural y a la distribución en la Red de Alta Presión de acuerdo a lo señalado en el Ley 27133, su reglamento y sus normas modificatorias, complementarias y conexas.
Artículo 3.- Principios Generales de la Compensación por Cargo por Reserva de Capacidad o Pago por Servicio a Firme (CRC).
La compensación de los costos fijos por concepto de CRC pagados por los Generadores Eléctricos se realizará considerando:
3.1. El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) estimará el costo a compensar por CRC para el Período de Evaluación por escenarios probabilísticos, de acuerdo a lo establecido en el presente procedimiento.
3.2. El monto a compensar por CRC, estimado por el COES, será transformado en un peaje por compensación de CRC, definido por OSINERGMIN, el mismo que será incluido en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (PCSPT).
3.3. El COES definirá los pagos mensuales por compensación por CRC que le corresponde a cada Generador Eléctrico, de acuerdo con las liquidaciones mensuales y al valor de la compensación correspondiente al período de pago.
3.4. El COES deberá efectuar un seguimiento de los montos recaudados por los Generadores Eléctricos y de las liquidaciones efectuadas a éstos, llevando una cuenta en donde se establezca el monto del que se dispone para hacer frente a las futuras liquidaciones y compensaciones.
3.5. En caso el COES estime que la cuenta de compensación no dispondrá de los recursos suficientes para hacer frente a la compensación anual, podrá solicitar a OSINERGMIN el reajuste del peaje de compensación por CRC. OSINERGMIN evaluará la propuesta del COES y procederá a reajustar, de ser necesario, el peaje de compensación por CRC, en períodos de vigencia no menores a tres (3) meses. Los nuevos valores por compensación determinados no serán de aplicación retroactiva;
3.6. Al finalizar el Período de Evaluación, el COES realizará una liquidación anual de las compensaciones efectuadas por CRC y considerará los saldos resultantes como crédito o débito, en la determinación del monto a compensar para el siguiente Período de Evaluación;
CONCORDANCIA: R. Nº 217-2010-OS-CD (Aprueban valor de Saldo de la Compensación por Cargo por Reserva de Capacidad a favor de los Usuarios, el cual se
constituye en un Débito)
3.7. Los pagos a cuenta y liquidaciones de las compensaciones por CRC no generan intereses, ni a favor ni en contra, para los deudores o acreedores;
CONCORDANCIA: R. Nº 217-2010-OS-CD (Aprueban valor de Saldo de la Compensación por Cargo por Reserva de Capacidad a favor de los Usuarios, el cual se
constituye en un Débito)
3.8. Para el caso de centrales térmicas nuevas, no se considerará, para efectos de la liquidación de la compensación, ningún tipo de postergación en la fecha de entrada en operación comercial ni en la fecha de inicio del servicio de transporte firme, establecidas en sus respectivos contratos iniciales de transporte de gas natural, que generen aumentos en los montos a compensar.
3.9. En la aplicación del presente procedimiento no se considerarán los agregados o las reasignaciones efectuadas por el COES respecto a la disposición del gas natural para los Generadores Eléctricos, no contemplados en los respectivos contratos del servicio de transporte de gas natural a firme.
3.10. Los Generadores Eléctricos deberán informar al COES, a más tardar el último día hábil de cada mes, las tarifas que por el servicio de transporte por Red Principal a firme le son aplicables.
3.11. Los Generadores Eléctricos deberán alcanzar las facturas, que por el servicio de transporte de gas natural a firme deben cancelar al concesionario de la Red Principal, dentro de los 3 días hábiles de haber recibido las mismas. Dichas facturas se utilizarán para efectuar la liquidación mensual del pago de la CRC.
Artículo 4.- Determinación de la Compensación por Cargo de Reserva de Capacidad o Pago por Servicio a Firme (CRC).
4.1 La compensación por CRC, establecida en el artículo 5 del Decreto Legislativo, será determinada utilizando como Capacidad Contratada la Capacidad a Compensar dentro de la metodología del CRC.
4.2 La Capacidad a Compensar, será igual al menor valor obtenido de:
a) La diferencia entre la CRDE menos el CPD; ó
b) El resultado de aplicar el PMax a la CRDE; ó
c) La diferencia entre la CRD menos el CPD.
En el caso en que el resultado obtenido en los párrafos que anteceden fuera negativo, se considerará que la Capacidad a Compensar es igual a cero (0).
4.3 La compensación por CRC se determina considerando el Período de Evaluación.
4.4 Para el caso de Generadores Eléctricos con centrales térmicas nuevas, se considerará a la fecha de inicio del servicio de transporte firme de cada central nueva, como la fecha referente para efectuar los cálculos para la compensación de dicha central.
Artículo 5.- Determinación de la Capacidad Reservada Diaria Eficiente (CRDE).
5.1 La CRDE, expresada en metros cúbicos por día, se determinará de acuerdo con la siguiente ecuación:
CRDE
=
24 x EMC x PGF --------------
>
(1)
(RPC x RTN x PCSGN)
Donde:
EMC = Factor de conversión igual a 3,6 GJ/MWh;
RPC = Relación entre el Poder Calorífico Inferior y Superior del gas natural (90%);
PCSGN = Poder Calorífico Superior del Gas Natural (40,5 MJ/m3); RTN = Rendimiento Térmico Neto;
PGF = Potencia de Generación a Firme en kW, determinada de acuerdo a la CRD contratada y asignada eficientemente.
5.2 El Rendimiento Xxxxxxx Xxxx (RTN), de acuerdo a lo establecido en la Cuarta Disposición Transitoria del Decreto Legislativo Nº 1041, tendrá los siguientes valores:
a) 30%, para los primeros 36 meses de vigencia del Decreto Legislativo (desde el 27 xx xxxxx del 2008 hasta el 27 xx xxxxx del 2011);
b) 50%, para los siguientes 4 años de culminado el período anterior; y
5.3 En caso de no efectuarse oportunamente la aprobación de los nuevos valores del RTN, continuará aplicándose el último valor vigente hasta la fijación del nuevo valor.
Artículo 6.- Determinación del Consumo Promedio Diario (CPD).
6.1. El CPD es el consumo promedio de gas natural de un Generador Eléctrico, considerando el conjunto de centrales asociadas a su contrato de transporte de Gas Natural por Servicio a Firme, en el Período de Evaluación.
6.2. El CPD utilizado en la liquidación de los montos a compensar a cada Generador Eléctrico, afecto al presente procedimiento, se determinará al final del Período de Evaluación. Para efectuar la determinación de las compensaciones durante el Período de Evaluación, se utilizarán valores proyectados, los cuales serán ajustados por el COES.
6.3. Para el inicio del Período de Evaluación, el CPD será determinado para diversos escenarios probabilísticos del consumo de gas natural para cada Generador Eléctrico.
6.4. OSINERGMIN, con la información anterior proporcionada por el COES y su propio análisis, definirá el CPD a utilizarse en el cálculo del Peaje por Compensación.
6.5. El CPD tiene por inicio o fin, dentro del Período de Evaluación, la misma que el Contrato de Servicio a Firme de Gas Natural.
6.6. Dentro del Período de Evaluación no se considerarán los siguientes eventos en la determinación del CPD: i) Los mantenimientos programados; ii) las fallas fortuitas; iii) la demora en la entrada en operación comercial respecto a lo previsto en el contrato de servicio a firme de transporte de gas natural.
Artículo 7.- Recaudación y Pago de las Compensaciones por Cargo de Reserva de Capacidad o Pago por Servicio a Firme (CRC).
7.1 Definidos los montos a ser recaudados por compensación por CRC, el COES dispondrá la inclusión de las mismas en la valorización mensual de transferencias a ser administradas por los propios Generadores Eléctricos. La demora en los depósitos a cargo de los Generadores Eléctricos estarán afectos a los intereses compensatorios y moratorios definidos en las normas correspondientes.
7.2 El proceso de recaudación se efectuará de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento Técnico Nº 23 del COES, “Compensaciones al Sistema Principal de Transmisión” u otro que el COES señale.
7.3 Los Generadores Eléctricos que comercializan electricidad a Usuarios Libres o Distribuidoras son los responsables de recaudar, mensualmente, dicho peaje y distribuirlo de acuerdo al mandato del COES;
Artículo 8.- Ámbito de Aplicación del procedimiento.
El presente procedimiento será de aplicación a los Contratos de transporte de Gas Natural en la modalidad de Servicio Firme, por la Red Principal, vigentes en el Período de Evaluación.