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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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

Informe Nº 0051-2007-GART

Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación

para Sistemas Aislados

Procedimiento propuesto en cumplimiento del Artículo 30° de la Ley N° 28832, Ley para

Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica

Lima, Febrero de 2007

OSINERGMIN-GART Informe Nº 0051-2007-GART

Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados Página 1 de 29

INDICE

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

2. MARCO DE REFERENCIA .............................................................................................................. 3 2.1. TARIFAS EN BARRA DE LOS SISTEMAS AISLADOS ................................................................................... 3 2.2. PROBLEMÁTICA DE LOS SISTEMAS AISLADOS......................................................................................... 5 2.3. MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS ................................................................. 7 2.4. CRITERIOS DE EFICIENCIA....................................................................................................................... 7

3. ANÁLISIS Y SUSTENTO DEL PROCEDIMIENTO...................................................................... 9 3.1. ANÁLISIS DEL MARCO DE REFERENCIA .................................................................................................. 9 3.2. MECANISMO DE COMPENSACIÓN .......................................................................................................... 10 3.3. SANCIONES POR INCUMPLIMIENTO DE LA NORMA ................................................................................ 11

4. PROCEDIMIENTO........................................................................................................................... 12 4.1. OBJETO ................................................................................................................................................. 12 4.2. ALCANCE.............................................................................................................................................. 12 4.3. BASE LEGAL ......................................................................................................................................... 12 4.4. DEFINICIONES Y GLOSARIO DE TÉRMINOS ............................................................................................ 13 4.5. PROCEDIMIENTO ................................................................................................................................... 14 4.6. PROGRAMA DE TRANSFERENCIAS POR APLICACIÓN DEL MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA

SISTEMAS AISLADOS............................................................................................................................. 19 4.7. OBLIGACIONES DE LAS EMPRESAS ........................................................................................................ 21 4.8. SANCIONES ........................................................................................................................................... 21 4.9. PROCEDIMIENTOS, PLAZOS Y MEDIOS.................................................................................................... 22

5. ANEXOS............................................................................................................................................. 24 5.1. FORMATOS PARA TRANSFERENCIAS...................................................................................................... 25 5.2. ESQUEMA DE TRANSFERENCIAS............................................................................................................ 27 5.3. DIAGRAMA DE FLUJO PARA APLICACIÓN DEL MECANISMO DE COMPENSACIÓN................................... 28 5.4. DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROGRAMA DE TRANSFERENCIAS ............................................................... 29



1. Introducción

El Artículo 30° de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, dispone la creación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, con la finalidad de compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN. Los recursos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se obtendrán de hasta el cincuenta por ciento (50%) del aporte de los usuarios de electricidad a que se refiere el inciso h) del Artículo 7° de la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural.

Asimismo, mediante Decreto Supremo N° 069-2006-EM, publicado en el Diario Oficial El Peruano el 28 de noviembre de 2006, se aprobó el Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados en el cual se establecen las premisas, condiciones y procedimientos necesarios para la aplicación del referido mecanismo, así como se dispone que el OSINERGMIN deberá aprobar los procedimientos que se requieran para su efectiva aplicación a partir de la fijación de Tarifas en Barra para el período mayo 2007 – abril 2008.

En atención a dicha disposición, el presente informe contiene una descripción de la problemática a resolver, junto con una propuesta de procedimiento resultado de la propia experiencia en la regulación del sector a partir de la aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrico.



2. Marco de Referencia

Con fecha 23 de julio de 2006 se publicó en el Diario Oficial El Peruano, la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, la cual introduce una serie de modificaciones al marco regulatorio del sector. Para el análisis del presente Procedimiento se describe el marco de referencia relacionado con las Tarifas en Barra de los Sistemas Aislados y su problemática.

2.1. Tarifas en Barra de los Sistemas Aislados El OSINERGMIN fija cada año las Tarifas en Barra para los sistemas interconectados y los sistemas aislados. En el caso de los sistemas interconectados, la Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”) y su Reglamento (en adelante “RLCE”) establecen normas y procedimientos detallados para los estudios tarifarios donde participan el COES-SINAC y las empresas generadoras1. En el caso de los sistemas aislados, dichas normas señalan que se observarán, en lo pertinente, los mismos criterios que se aplican para los sistemas interconectados y que las funciones del cálculo de tarifas serán asumidas por el OSINERGMIN2.

1 Mediante la Ley N° 28832 se modificó, entre otros, el Artículo 51° de la LCE), el mismo que se refiere a la fecha de presentación de los estudios técnico-económicos, los autorizados para dicha presentación y el contenido de los mencionados estudios. Sin embargo, para el Proceso de Fijación de Tarifas en Barras del periodo mayo 2007 - abril 2008, se previó que no se habrían constituido el Subcomité de Generación ni el Subcomité de Transmisión (entes autoriza por Ley para la presentación de los estudios en su respectiva actividad), se introdujo una Disposición Transitoria en la Resolución OSINERG N° 509-2006-OS/CD que contempló esta situación estableciéndose que sólo para dicho Proceso la presentación de los estudios técnico-económicos continuaría a cargo del COES.

2 Artículo 56º (LCE).- En los Sistemas Aislados, la Comisión de Tarifas de Energía, fijará las Tarifas en Barra de acuerdo a los criterios señalados en la presente Ley y el Reglamento.



Dada la diversidad de sistemas aislados y su gran número, que dificulta un tratamiento individual, el OSINERGMIN ha realizado esfuerzos por tipificar las características de estos sistemas buscando un enfoque sistemático que simplifique la tarea de la fijación tarifaria.

A esos efectos, inicialmente los sistemas se discriminan en dos grandes categorías:

• Mayores, como aquellos con potencia máxima anual demandada superior a 3 000 kW, y

• Menores, como aquellos con potencia máxima anual demandada de 3 000 kW o inferior.

Asimismo, para fines tarifarios de generación, se ha efectuado una tipificación a los sistemas aislados en función de su fuente primaria de abastecimiento y otros criterios3, determinando un conjunto que en la actualidad asciende a 7 categorías:

Cuadro N° 1

Categoría Descripción

Típico A Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G, H e I siguientes.

Típico B Otros Sistemas Aislados distintos al Aislado Típico A, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G, H e I siguientes.

Típico E Sistema Aislado de generación Iquitos, perteneciente a la empresa Electro Oriente.

Típico F Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel del departamento de Madre de Dios, pertenecientes a la Empresa Electro Sur Este S.A.

Típico G Sistema Aislado de generación Moyobamba – Tarapoto – Bellavista, perteneciente a la Empresa Electro Oriente.

Típico H

Sistema Aislado Bagua – Jaén

Típico I

Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%, pertenecientes a las Empresas Electro Ucayali o Electro Oriente, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G y H.

Adicionalmente, a estas categorías en generación, se han definido también 5 módulos característicos que permiten tratar el sistema en forma sistemática,

Artículo 130º (RLCE).- Para los efectos del Artículo 56º de la Ley, se consideran Sistema Aislados, a todos aquellos que no cumplen las condiciones establecidas en el Artículo 80º del Reglamento. La Comisión fijará únicamente las Tarifas en Barra destinada a los usuarios del Servicio Público; observando en lo pertinente, los mismos criterios señalados en Título V de la Ley y del Reglamento. Las funciones asignadas al COES, en cuanto a cálculo o determinación tarifaria, serán asumidos por la Comisión, empleando la información de los titulares de generación y transmisión.

3 Para fines tarifarios de generación, los sistemas aislados menores se subdividen en predominantemente termoeléctricos (Típico A) e hidroeléctricos (Típico B), estableciendo un subconjunto en los termoeléctricos por su ubicación en Selva (Típico I), para tomar en cuenta la diferencia en los costos de combustible. En cambio, los sistemas aislados mayores, dado su escaso número (cuatro en total), no se agrupan sino que cada uno representa un Sistema Típico en particular.



para fines tarifarios de distribución4, en función del tipo de demanda abastecida. Estos módulos son:

Cuadro N° 2

Módulo Caracterización geográfica y densidad de carga

Sector Típico 1 Urbano de Alta Densidad

Sector Típico 2 Urbano de Media Densidad

Sector Típico 3 Urbano de Baja Densidad

Sector Típico 4 Urbano Rural

Sector Típico 5 Rural

2.2. Problemática de los Sistemas Aislados La experiencia en materia regulatoria ha puesto en evidencia limitaciones para la aplicación de los métodos de cálculo de precios de los sistemas interconectados a los sistemas aislados. Por otro lado, en la mayor parte de los sistemas aislados no se registran economías de escala, lo que combinado con un desempeño más bien modesto tanto en el ámbito de las inversiones como de la operación, conduce a costos de servicio elevados.

Estos efectos se han visto potenciados, además, por la desfavorable evolución de los precios internacionales de los combustibles líquidos. Esta situación ha conducido a dificultades en relación con las fijaciones tarifarias ya que las comunidades servidas desde estos sistemas aislados tienen la percepción de estar pagando tarifas elevadas.

Por otro lado, las empresas concesionarias de los sistemas aislados señalan que existen limitaciones en los ingresos por tarifas para cubrir las amortizaciones de la inversión y los gastos de operación y mantenimiento.

Puede completarse este panorama indicando que los principales problemas que se señalan en los sistemas aislados comprenden:

• Ingresos insuficientes. • Altos costos operativos y de mantenimiento. • Consumo no eficiente de combustibles. • Mantenimiento inadecuado y corta vida de las unidades. • Desempeño poco confiable. • Gestión institucional no necesariamente eficiente.

Cabe precisar dentro de la problemática que, además, por efecto del tamaño de la demanda de los sistemas aislados y por tratarse de localidades principalmente alejadas del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), los costos en sistemas de generación aislados resultan elevados en comparación con los sistemas interconectados, donde se aprovecha de la economía de escala y la introducción de nuevas tecnologías. Estas

4 Adicionalmente existe un sector típico “Especial” que se aplica a un sistema llamado Villacurí, el cual forma parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.



diferencias hacen que las tarifas por costos en los sistemas aislados sean mayores en general comparadas con las del SEIN y que, por contraste, los usuarios localizados en estos sistemas cuenten con una situación económica precaria en su mayoría.

En este sentido, se requiere la aplicación de mecanismos de incentivos y/o subsidios que permitan la prestación de un servicio con la calidad requerida y a un costo admisible por las comunidades abastecidas, más aún para los sistemas termoeléctricos cuyas tarifas se han elevado considerablemente debido al incremento de los precios internacionales de los combustibles líquidos.

Las medidas a ejecutar deben ser adicionales al Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE)5, el cual sirvió para reducir, en una magnitud importante, el impacto de los precios que hoy pagan los consumidores de menores recursos, creando subsidios en función de la brecha que pudiera existir entre el costo del servicio y la capacidad económica de las poblaciones de menores recursos.

El FOSE es un fondo que permite, a partir del 01/11/2001, la disminución de la facturación mensual que pagan los clientes residenciales con consumos menores o iguales a 100 kWh de todo el país. El fondo es cubierto mediante un recargo tarifario al resto de usuarios que son alimentados a través del SEIN.

De conformidad con el Artículo 3° de la Ley Nº 27510, modificado por la Ley N° 28307, corresponde efectuar por FOSE las reducciones tarifarias a los usuarios y sectores como sigue:

Cuadro N° 3

Usuarios Sector*

Reducción Tarifaria para consumos

menores o iguales a 30 kW.h/mes

Reducción Tarifaria para consumos mayores a 30

kW.h/mes hasta 100kW.h/mes

Urbano 25% del cargo de energía

7.5 kW.h/mes por cargo de energía

Urbano-rural y Rural

50% del cargo de energía

15 kW.h/mes por cargo de energía

Urbano 50% del cargo de energía

15 kW.h/mes por cargo de energía

Urbano-rural y Rural

62.5% del cargo de energía

18.75 kW.h/mes por cargo de energía

Sistema Interconectado

Sistemas Aislados

(*) El sector será considerado urbano, urbano-rural o rural, de acuerdo con la clasificación de los Sectores de Distribución Típicos que establece el Ministerio de Energía y Minas.

5 El FOSE fue creado mediante la Ley Nº 27510, promulgada en el año 2001.



2.3. Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados Es uno de los principales objetivos de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, la introducción de un mecanismo de compensación entre el SEIN y los Sistemas Aislados para que los Precios en Barra de estos últimos incorporen los beneficios del gas natural y reduzcan su exposición a la volatilidad del mercado de combustibles.

En este sentido, el Artículo 30° de la Ley N° 28832 dispone la creación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, con la finalidad de compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN6. Los recursos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se obtendrán de hasta el cincuenta por ciento (50%) del aporte de los usuarios de electricidad a que se refiere el inciso h) del Artículo 7° de la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural7.

Posteriormente, mediante Decreto Supremo N° 069-2006-EM, publicado en el Diario Oficial El Peruano el 28 de noviembre de 2006, se aprobó el Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados en el cual se establecen las premisas, condiciones y procedimientos necesarios para la aplicación del referido mecanismo, así como se dispone que el OSINERGMIN deberá aprobar los procedimientos que se requieran para su efectiva aplicación a partir de la fijación de Tarifas en Barra para el período mayo 2007 – abril 2008.

2.4. Criterios de Eficiencia La Ley N° 28832 complementa el marco general establecido para la regulación del sector eléctrico; en este sentido, mantiene los criterios de eficiencia a que se refiere el Artículo 8° de la LCE8. Es por ello que, en la

6 Artículo 30° (Ley N° 28832).- Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados

30.1 Créase el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados destinado a favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los Usuarios Regulados atendidos por Sistemas Aislados. Su finalidad es compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN, según lo que establece el Reglamento.

30.2 Los recursos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se obtendrán de hasta el cincuenta por ciento (50%) del aporte de los Usuarios de electricidad, a que se refiere el inciso h. del artículo 7 de la Ley Nº 28749. El monto específico será determinado por el Ministerio de Energía y Minas cada año, de conformidad a lo que establece el Reglamento.

7 Artículo 7° (Ley N° 28749).- Recursos para electrificación rural (…)

h) El aporte de los usuarios de electricidad, de 2/1000 de 1 UIT por Megavatio hora facturado, con excepción de aquellos que no son atendidos por el Sistema Interconectado Nacional;

(…) 8 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.

(…)



fijación de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados, se utilizan los siguientes criterios para la determinación de los costos a considerarse en la determinación de las tarifas:

a) Los costos de inversión incluyen la anualidad de la inversión de la unidad de generación, las obras civiles de la central y de la subestación eléctrica de salida de la central. En donde corresponda se incluye el costo de un subsistema de transmisión eficiente para llevar la energía desde la central hasta las redes de distribución.

b) Los costos de operación considerados incluyen los costos fijos de personal más los costos variables combustible y no combustible.

En general, para el cálculo de la tarifa se asume que la demanda es cubierta con un sistema de generación adaptado a las necesidades de cada carga. Para tal fin se calcula el costo eficiente que resulta de agregar las componentes de inversión y de operación y mantenimiento para abastecer cada kWh de la demanda. La multiplicación del consumo total del año por el costo así determinado del kWh debe permitir recuperar los costos anuales de inversión y operación de una instalación suficiente para abastecer la demanda con una reserva adecuada.



3. Análisis y Sustento del Procedimiento

3.1. Análisis del Marco de Referencia A partir de la descripción efectuada en el capítulo anterior del marco de referencia, se tiene lo siguiente:

1. Con la finalidad de considerar costos eficientes para el cálculo de los precios de generación y transmisión de los sistemas aislados se seguirá aplicando la metodología de cálculo para la determinación de los Precios en Barra por tipo de Sistemas Aislados (A, B, E, F, G, H, e I) a fin de mantener la señal de eficiencia.

2. A fin de solucionar la problemática de los Sistemas Aislados, de la incidencia de los costos de combustibles directamente en los Precios en Barra, se hace necesario introducir un mecanismo de compensación a efectos de reducir la volatilidad de los precios de combustibles. Por ello, se propone que los usuarios regulados de los sistemas aislados tengan una tarifa cercana a las tarifas aplicadas en el SEIN con lo cual se facilitará el acceso al uso de la energía eléctrica a mayor cantidad de usuarios y por ende promover un mayor dinamismo económico y social en los diversos sectores.

3. Con la entrada en vigencia de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de Generación Eléctrica, se creó el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, cuya aplicación facilitará el acceso a la utilización de la energía eléctrica a mayor cantidad de usuarios pertenecientes a los Sistemas Aislados. La finalidad del



Mecanismo es compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN.

4. Los recursos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se obtendrán a partir de lo dispuesto por el inciso h) del Artículo 7° de la Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural.

5. En el Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado mediante Decreto Supremo N° 069-2006-EM, se dispone que el Monto Específico anual a ser utilizado en el Mecanismo de Compensación será determinado por el Ministerio de Energía y Minas antes del 1 de marzo de cada año para su aplicación en el período comprendido entre el 1 de mayo del año de su aprobación y el 30 de abril del año siguiente.

6. En dicho Reglamento se establecen, además, las premisas, condiciones y procedimientos necesarios para la aplicación del referido mecanismo y se dispone que el OSINERGMIN deberá aprobar los procedimientos que se requieran para su efectiva aplicación, a partir de la fijación de Tarifas en Barra para el período mayo 2007 – abril 2008.

3.2. Mecanismo de Compensación

3.2.1. Definiciones Todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular, y que empiecen con mayúscula, tienen los significados que se indican en el Procedimiento materia del presente informe o los que se definen en el Artículo 1° de la Ley N° 28832 y en el Artículo 3° del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados.

3.2.2. Criterios Generales Los criterios generales para la aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados son los que se indican a continuación:

1. En primer lugar, se calculan los costos medios de inversión, operación y mantenimiento, en condiciones de eficiencia, que serán utilizados en la determinación de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados. Para ello se deben aplicar los criterios utilizados para determinar las Tarifas en Barra de los Sistemas Aislados Típicos A, B, E, F, G, H, e I, a fin de mantener la señal de eficiencia.

2. Se toman los valores históricos de demanda de cada uno de los sistemas aislados existentes y, mediante un modelo de tendencia, se proyecta el valor de la energía anual para el período de regulación correspondiente.

3. Se calculan los Precios en Barra de Sistemas Aislados por empresa en base a un promedio ponderado de la energía de cada sistema aislado existente.



4. Se determina el Precio de Referencia del SEIN como el correspondiente a la Tarifa en Barra de mayor valor, expandida a nivel de media tensión a fin de que sea comparable con el Precio en Barra de Sistemas Aislados. Para ello se determina previamente, para cada Sistema Aislado Típico, la distancia equivalente a la barra más cercana del SEIN, utilizando criterios económicos y de conectividad.

5. Para cada Empresa Receptora se calcula el producto del Precio en Barra de Sistemas Aislados por la potencia y energía proyectadas medidas en barra para el siguiente período tarifario de cada uno de sus Sistemas Aislados.

6. Para cada Empresa Receptora, se calcula el producto del Precio de Referencia del SEIN por la potencia y energía proyectadas medidas en barra para el siguiente período tarifario de cada uno de sus Sistemas Aislados.

7. Con los valores del Precio en Barra de Sistemas Aislados y el Precio de Referencia del SEIN, y con los factores de carga y la energía proyectada para cada sistema aislado, se calcula los montos a compensar para cada Empresa Receptora, tomando como límite el Monto Específico.

8. A continuación se calculan los Precios en Barra Efectivos que aplicará cada Empresa Receptora a sus usuarios regulados, considerando para ello la diferencia entre el producto de los Precios en Barra de Sistemas Aislados con la energía proyectada, y la compensación anual para cada empresa.

9. Finalmente, se determina el mecanismo a aplicar para la transferencia mensual de las Empresas Aportantes a las Empresas Receptoras.

3.2.3. Operatividad Sobre la base de la información mensual proporcionada por las Empresas Receptoras, el OSINERGMIN calculará la distribución de las compensaciones mensuales para cada empresa y comunicará a las Empresas Aportantes el desembolso de las transferencias hacia las Empresas Receptoras.

La fecha límite de transferencia fijada es hasta el día 25 del mes siguiente a la facturación correspondiente.

3.3. Sanciones por Incumplimiento de la Norma Debido a la naturaleza de la materia regulada (que incluye transferencias entre concesionarios de distribución), se considera apropiado adoptar las sanciones establecidas por el incumplimiento de la norma que regula la aplicación de la presente norma.



4. Procedimiento

4.1. Objeto Normar el procedimiento para la aplicación y administración del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados establecido mediante Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, y el Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 069-2006-EM.

4.2. Alcance Están comprendidas dentro del alcance de la presente norma las empresas distribuidoras de electricidad sujetas a regulación de precios.

4.3. Base Legal Se considerará como Leyes Aplicables al Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, las siguientes:

• Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

• Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 069-2006-EM.



• Ley N° 28749, Ley General de Electrificación Rural.

• Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores.

• Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado mediante Decreto Supremo N° 054-2001-PCM.

• Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y sus modificatorias.

• Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM.

4.4. Definiciones y Glosario de Términos Todas las expresiones que contengan palabras, ya sea en plural o singular, y que empiecen con mayúscula, tienen los significados que se indican a continuación o los que se definen en el Artículo 1° de la Ley N° 28832 y en el Artículo 3° del Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados.

a. GART.- Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN.

b. LCE.- Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada mediante Decreto Ley N° 25844.

c. Ley.- Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.

d. MT.- Nivel de Media Tensión.

e. OSINERGMIN.- Organismo Supervisor de la Inversión Privada en Energía y Minería.

f. Periodo de Compensación.- Periodo de 12 meses, a partir del 1 de mayo de cada año al 30 de abril del siguiente año, el mismo que coincide con la fijación de las Tarifas en Barra.

g. Precios en Barra Efectivos.- Son los precios que aplicará cada Empresa Receptora a sus Usuarios Regulados y que serán determinados de acuerdo con lo establecido en el literal f) del numeral 5.1 del Artículo 5° del Reglamento.

h. Reglamento.- Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, aprobado mediante Decreto Supremo N° 069-2006-EM.

i. RLCE.- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo N° 009-93-EM.

j. UIT.- Unidad Impositiva Tributaria.



4.5. Procedimiento

4.5.1. Demanda Anual a) Se efectúa la proyección de la demanda anual, para cada uno

de los Sistemas Aislados, sobre la base de la información histórica de ventas de energía proporcionada por las empresas al OSINERGMIN. Esta información base histórica corresponde a los últimos 24 meses previos al mes de febrero de cada año.

b) Se determina la Tasa de Crecimiento Mensual (TCM), para cada Sistemas Aislado, considerando la información base histórica de ventas de energía mencionada en el literal a) anterior, de acuerdo con la siguiente expresión:

12,11,...,2,1

1)12/1(

1,

,

=

−⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡=

−

n

mn

mnn EM

EMTCM

Donde: TCMn = Tasa de Crecimiento Mensual correspondiente al

mes n de para cada Sistema Aislado; donde n=1 (mayo), mes de inicio del período anual.

EMn,m = Energía mensual correspondiente al mes n del año m del Sistema Aislado; donde m es el año correspondiente al período anterior a la fijación de tarifas.

EMn,m-1 = Energía mensual correspondiente al mes n del año m-1 del Sistema Aislado.

c) Se calcula la Tasa de Crecimiento Trimestral (TCT), para cada Sistema Aislado, como un promedio mensual de las tasas resultantes obtenidas en el literal b) anterior, de acuerdo con la siguiente expresión:

[ ] [ ] [ ] [ ]12,11,10;9,8,7;6,5,4;3,2,1

4,3,2,1

3

=

=

∑=

n

m

nn

m

TCMTCT

Donde:

TCTm = Tasa de Crecimiento Trimestral correspondiente al trimestre m de cada Sistema Aislado.

TCMn = Tasa de Crecimiento Mensual correspondiente al mes n del Sistema Aislado; donde n=1 (mayo), mes de inicio del período anual.



d) Para el caso de los Sistemas Aislados Menores pertenecientes a una misma Empresa Receptora, se considera que la Tasa de Crecimiento Trimestral corresponde a la del Sistema Aislado Típico más representativo. Para ello se toman en cuenta las siguientes consideraciones:

i. Deberá pertenecer a un mismo Sistema Aislado Típico Menor (preponderantemente hidroeléctrico o preponderantemente térmico).

ii. Será el sistema de mayor demanda que presente una tendencia de crecimiento estable.

e) Se proyecta la demanda de energía de cada uno de los Sistemas Aislados tomando en cuenta la información base histórica de ventas de energía de los últimos 12 meses mencionada en el literal a), considerando la siguiente metodología:

i. Se calcula la Proyección de Demanda de Energía Mensual (PDEM), con la Tasa de Crecimiento Trimestral correspondiente, calculada en el literal c).

12,11,...,2,1

4,3,2,1

12)1(*

=

=

+=

n

m

mnn TCTEMPDEM

Donde: PDEMn = Proyección de Demanda de Energía

Mensual del Sistema Aislado. EMn = Energía mensual correspondiente al mes

n del período anterior a la fijación de las tarifas.

ii. Se calcula la Proyección de Demanda de Energía

Mensual en Barra (PDEMB) considerando el resultado obtenido anteriormente, al cual se agregan las pérdidas de energía y potencia de distribución, aplicando los factores de expansión de pérdidas de distribución vigentes.

( )( ) ( ) ( )( )( )

12,11,...,2,1

4,3,2,1

=

=

+=

n

m

PEMTPEBT%BT PDEMPEMT%MT)(PDEMPDEMB nnn

Donde: PDEMBn =Proyección de Demanda de Energía

Mensual en Barras del Sistema Aislado de cada Empresa Receptora



PDEMn = Proyección de Demanda de Energía Mensual del Sistema Aislado.

PEMTn = Pérdida de Energía en MT del Sistema Aislado, correspondiente a su Sector Típico de Distribución, según Resolución vigente.

PEBTn = Pérdida de Energía en BT del Sistema Aislado, correspondiente a su Sector Típico de Distribución, según Resolución vigente.

%MT = Porcentaje de Participación Anual de Energía en MT, correspondiente a su Sector Típico de Distribución.

%BT = Porcentaje de Participación Anual de Energía en BT, correspondiente a su Sector Típico de Distribución.

4.5.2. Precio en Barra de Sistemas Aislados (PBSA) a) Se calcula el Precio en Barra por Sistema Aislado Típico,

tomando en consideración los criterios utilizados por el OSINERGMIN en los procesos de Fijación de las Tarifas en Barra.

b) Se determina el Precio en Barra de Sistemas Aislados, tomando en consideración los Precios en Barra por Sistema Aislado Típico calculados en a) y la energía anual de los Sistemas Aislados pertenecientes a cada Empresa Receptora, según la siguiente expresión:

nii

i

Ei

PiEiPBSAe

,1=

∑∑ ×

=

Donde: PBSAe = Precio en Barra de Sistemas Aislados de la

Empresa Receptora “e”. Ei = Energía anual de cada Sistema Aislado, que es

igual a la suma de los doce (12) PDEMB correspondientes al periodo de fijación.

Pi = Precio en Barra por Sistema Aislado Típico aplicable a cada Sistema Aislado “i” de la Empresa Receptora “e”.

4.5.3. Precio en Barra del SEIN equivalente en MT (PBSEIN) a) Se determina el Precio de Referencia del SEIN como la Tarifa

en Barra de mayor valor del SEIN. A fin de hacer comparables



los valores9, se calcula una Tarifa en Barra promedio por cada barra publicada en las resoluciones tarifarias del OSINERGMIN.

b) Se expande el Precio de Referencia del SEIN al nivel de MT para cada Sistema Aislado Típico, mediante la aplicación de los factores de pérdidas marginales y los peajes secundarios por transformación y transmisión vigentes10.

c) Con los precios calculados en b), se determina el Precio de Referencia del SEIN equivalente en MT para cada Empresa Receptora, en base a un promedio ponderado de la energía de cada uno de sus Sistemas Aislados.

nii

i

Ei

PMTiEiPBSEINe

,1=

∑∑ ×

=

Donde: PBSEINe = Precio en Barra del SEIN equivalente en MT

para la Empresa Receptora “e”. Ei = Energía anual de cada Sistema Aislado, que es

igual a la suma de los doce (12) PDEMB correspondientes al periodo de fijación.

PMTi = Precio de Referencia del SEIN al nivel de MT por Sistema Aislado Típico, aplicable a cada Sistema Aislado “i” de la Empresa Receptora “e”.

4.5.4. Monto Anual a Precios del Sistema Aislado (MAPSA) El MAPSA se determina, multiplicando la Energía Anual Proyectada (EAP) del periodo de aplicación tarifaria, por el Precio en Barra de Sistemas Aislados (PBSA) calculado por Empresa Receptora. El cálculo se realiza según la siguiente expresión:

PBSAeEAPeMAPSAe ×=

Donde: MAPSAe= Monto Anual a Precios del Sistema Aislado de la

Empresa Receptora “e”.

9 Los valores del factor de carga y los porcentajes de participación de energía en horas punta y fuera de punta corresponderán a los valores comúnmente utilizados por la GART para la determinación de precios promedios.

10 Para ello el OSINERGMIN utilizará los criterios de distancia equivalente pertinentes que no generen distorsión de las señales económicas de eficiencia, considerando las posibilidades de interconexión de dichos sistemas.



PBSAe = Precio en Barra de Sistemas Aislados de la Empresa Receptora “e”.

EAPe = Energía anual proyectada por Empresa Receptora “e”, que es igual a la suma de las energías anuales proyectadas por cada Sistema Aislado perteneciente a la Empresa Receptora.

4.5.5. Monto Anual a Precios del SEIN (MAPSEIN) El MAPSEIN se determina, multiplicando la Energía Anual Proyectada (EAP) del periodo de aplicación tarifaria, por el Precio en Barra del SEIN Equivalente en MT (PBSEIN) calculado por Empresa Receptora. El cálculo se realiza según la siguiente expresión:

PBSEINeEAPeMAPSEINe ×=

Donde: MAPSEINe= Monto Anual a Precios del SEIN de la Empresa

Receptora “e”. PBSAe = Precio en Barra del SEIN equivalente en MT

para la Empresa Receptora “e”. EAPe = Energía anual proyectada por Empresa

Receptora “e”, que es igual a la suma de las energías anuales proyectadas por cada Sistema Aislado perteneciente a la Empresa Receptora.

4.5.6. Determinación del Monto de Compensación Anual Requerido (MCAR) El MCAR viene la diferencia entre el Monto Anual calculado a Precios Aislados y el Monto Anual calculado a Precios del SEIN para cada Empresa Receptora. El cálculo se realiza según la siguiente expresión:

)(Re MAPSEINeMAPSAeMCA −=

4.5.7. Monto Específico (ME) El Monto Específico anual será determinado por el Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución Ministerial a ser publicada antes del 1 de marzo de cada año. Dicho monto tendrá como límite el 50% del aporte anual de los usuarios de electricidad a que se refiere el inciso h) del Artículo 7° de la Ley N° 28749.

4.5.8. Compensación Anual para cada Empresa Receptora (CA) El cálculo de la Compensación Anual para cada Empresa Receptora “e” se realizará de acuerdo a la siguiente expresión:



MEMCA

MCACAe

e

*Re

Re∑

=

4.5.9. Precio en Barra Efectivo para cada Empresa Receptora (PBEF) El Precio en Barra Efectivo que aplicará cada Empresa Receptora a sus usuarios regulados se determina de acuerdo con la siguiente expresión:

EAPeCAeMAPSAePBEFe −

=

4.6. Programa de Transferencias por aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados El programa de transferencias será elaborado sobre la base de:

• La información reportada por las Empresas Aportantes y Receptoras, a través de los formatos MCSA-1 y MCSA-2.

• La información reportada por las Empresas Distribuidoras para aplicación del FOSE.

• Los montos de las Compensaciones Anuales a asignar a cada una de las Empresas Receptoras, calculadas de acuerdo con el procedimiento establecido en el Artículo 5° del Reglamento y de acuerdo con la expresión definida en el numeral 4.5.8 del presente Procedimiento.

4.6.1. Determinación del Programa de Transferencias a) Las Compensaciones para los Sistemas Aislados serán

transferidas mensualmente, en fecha posterior al cierre de facturación mensual.

b) El programa de transferencias será elaborado, sobre la base de información mensual a ser proporcionada por las Empresas Aportantes y Receptoras, a través de los formatos MCSA-1 y MCSA-2

c) Determinación del Monto Límite de Compensación Mensual (MLCM):

i. El Monto Especifico será distribuido mensualmente en función a las ventas de energía mensual proyectadas, según la siguiente expresión:



MEEAPEMPiMLCMi *=

Donde: MLCMi = Monto Límite de Compensación Mensual,

correspondiente al mes “i”. EMPi = Energía Mensual Proyectada, igual a la suma de

la energía mensual proyectada de todas las Empresas Receptoras, correspondiente al mes “i”.

EAPe = Energía Anual Proyectada, igual a la suma de las energías anuales proyectadas de todas las Empresas Receptoras.

d) Distribución del Monto de Compensación Mensual entre Empresas Receptoras (CM):

i. El Monto Mensual de Compensación Requerido (MMCR) viene a ser la suma de los montos de compensación mensual requeridos por todas las Empresas Receptoras, el cual se determina con la información real de ventas de energía.

ii. La Compensación Mensual (CM) por Empresa Receptora es igual al Monto Mensual de Compensación Requerido (MMCR), teniendo como tope máximo el Monto Limite de Compensación Mensual (MLCM), según la aplicación de la siguiente expresión:

ii

ieie MLCM

EMRTEMR

CM *,, =

Donde: CMe,i = Compensación Mensual por Empresa Receptora

“e”, correspondiente al mes “i”. EMRe,i = Energía Mensual Real de la Empresa Receptora

“e”, correspondiente al mes “i”. EMRTi = Energía Mensual Real Total, igual a la suma de

las energías mensuales reales de todas las Empresas Receptoras, correspondiente al mes “i”.

e) Las transferencias se harán efectivas según el cronograma mensual que se detalla en la Operación del Programa de Transferencias.



4.6.2. Operación del Programa de Transferencias a) A más tardar el día 20 de cada mes las Empresas Aportantes y

Receptoras harán llegar a OSINERGMIN la información de las ventas de energía del mes anterior.

b) Entre los días 20 y 25 de cada mes el OSINERGMIN determinará los montos a ser transferidos de acuerdo a lo indicado en el numeral 4.6.1.

c) A más tardar el día 25 de cada mes el OSINERGMIN comunicará a las Empresas Aportantes y Receptoras, los montos correspondientes a ser transferidos.

d) Entre el día 25 y el último día de cada mes se harán efectivas las transferencias de las Empresas Aportantes hacia las Empresas Receptoras.

e) Hasta el cuarto día útil posterior a la fecha límite de transferencia fijada, las Empresas Aportantes enviarán al OSINERGMIN los comprobantes de pago que sustenten las transferencias realizadas, según literal d).

4.7. Obligaciones de las Empresas Las Empresas Aportantes y Receptoras deben cumplir con las siguientes obligaciones:

a) Las Empresas Receptoras están obligadas a hacer llegar a OSINERGMIN la información de las ventas de energía realizadas en el mes.

b) Las Empresas Aportantes están obligadas a realizar los desembolsos de las transferencias a las Empresas Receptoras correspondientes a cada mes en los plazos establecidos en el Programa de Transferencias.

c) Las Empresas Aportantes y Receptoras suministrarán información mensualmente al OSINERGMIN a través de los formatos MCSA-1 y MCSA-2.

d) La Empresa Receptora que no disponga de generación propia, está obligada a transferir a la empresa generadora el monto de compensación correspondiente a la cantidad de energía comprada, dentro de los tres días siguientes a la recepción de la transferencia del SEIN.

4.8. Sanciones Las sanciones que se aplicarán a las empresas eléctricas por el incumplimiento de la presente Norma serán las que se señalan a continuación:



Multa Infracción Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4 Por incumplir con las Transferencias del Mecanismo de Compensación.

Hasta 30 UIT Hasta 150 UIT Hasta 200 UIT Hasta 250 UIT

Cuando no presenten la información en la forma y plazos establecidos en la Norma o lo hagan en forma inexacta

Hasta 30 UIT Hasta 150 UIT Hasta 200 UIT Hasta 250 UIT

Nota:

Tipo 1: Generador o Distribuidor cuya venta del año anterior fue inferior o igual a 50 GWh.

Tipo 2: Generador o Distribuidor cuya venta del año anterior fue superior a 50 GWh hasta 200 GWh.

Tipo 3: Generador o Distribuidor cuya venta del año anterior fue superior a 200 GWh hasta 1 000 GWh.

Tipo 4: Generador o Distribuidor cuya venta del año anterior fue superior a 1 000 GWh.

4.9. Procedimientos, plazos y medios a. Las Empresas Distribuidores presentarán al OSINERGMIN la información

que se señala en los Formatos MCSA-1 y MCSA-2, así como las bases de datos que los sustentan. La información tendrá periodicidad mensual y será reportada al OSINERGMIN en los formatos y tablas de base de datos tanto en medio impreso como en medio magnético, dentro de los veinte (20) días calendario después de finalizado el mes.

b. La GART del OSINERGMIN se encargará de calcular mensualmente las transferencias producto de la aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, y de acuerdo con el procedimiento establecido en el Artículo 5° del Reglamento.

c. El OSINERGMIN publicará en su página Web las transferencias por concepto del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados.

d. La Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERGMIN se encargará de fiscalizar la correcta aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados por parte de las Empresas Aportantes y Empresas Receptoras, debiendo aplicar cuando corresponda la escala de sanciones contenida en el numeral 4.8 del presente procedimiento.

e. Las transferencias por concepto del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados serán efectuadas en moneda nacional.



f. Es obligación de las Empresas Receptoras aplicar los Precios en Barra Efectivos, no estando condicionadas a la recepción de la transferencia respectiva.

g. Las Empresas Receptoras podrán aplicar a las transferencias no recibidas en la fecha límite establecida para las transferencias del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, los intereses compensatorio y moratorio que se señalan en el Artículo 176° del RLCE11.

11 Artículo 176° (RLCE).- Los concesionarios podrán aplicar a sus acreencias relacionadas con la prestación del Servicio Público de Electricidad un interés compensatorio y un recargo por mora. El interés compensatorio será aplicable desde la fecha de vencimiento del comprobante de pago hasta su cancelación. A partir del décimo día se aplicará en adición a dicho interés, un recargo por mora equivalente al 15% de la tasa del referido interés compensatorio hasta que la obligación sea cancelada. La tasa máxima de interés compensatorio aplicable será el promedio aritmético entre la tasa activa promedio en moneda nacional (TAMN) y la tasa pasiva promedio en moneda nacional (TIPMN), que publica diariamente la Superintendencia de Banca y Seguros. El concesionario informará al cliente que lo solicite el tipo de interés y los plazos aplicados.



5. Anexos



5.1. Formatos para Transferencias

FORMATO MCSA-1: Información Comercial de las Empresas Eléctricas de Distribución o GeneraciónClientes Regulados y Clientes Libres (SEIN)

Empresa : …………………………………………………………...…….…...…Mes y Año: …………………………………………………………...…….…...…

Fondo Recaudado (Nuevos Soles)Data del Mercado SEIN Aplicación inciso h) del Articulo 7 de la Ley 28749

N° kW.h Mes 1 ……. Mes 12Clientes

Clientes Regulados AT2MT2

MT3PMT3FPMT4P

MT4FPBT2

BT3PBT3FPBT4P

BT4FPBT5A

BT5BNRBT5CBT6BT7

Sub-Total

Clientes Libres AT2MT2

MT3PMT3FPMT4P

MT4FPSub-TotalTotal



Empresa Sistema Eléctrico Año Mes

1. TRANSFERENCIA A EMPRESAS RECEPTORAS1.1 Ingresos por recargos facturados

Empresas Receptoras Monto Transferido Fecha de Transferencia ObservacionesS/,

Empresa 1Empresa 2Empresa 3

.

.

.

Subtotal Subtotal (I)2. BALANCE (INGRESO POR RECAUDACION Y EGRESO POR TRANSFERENCIAS)2.1 Ingreso por Recaudación - Aplicación inciso h) del Articulo 7 de la Ley 28749

Mes y Año Monto Recaudado (S/,) Observaciones

Subtotal (II)2.2 Egresos por transferencias a empresas receptoras

Mes y Año Monto Total Transferido Observaciones

Subtotal (III)Saldo Neto (A) - (B)

Fecha :

Ejecutado por:Nombre y firma del representante de la Empresa

FORMATO MCSA-2

REPORTE DE TRANSFERENCIA MENSUAL



5.2. Esquema de Transferencias

ESQUEMA DE TRANSFERENCIAS DEL PERIODO ANUAL

TF1 TF2 TF10 TF11 TF12

CT1 CT2 CT10 CT11 CT12. . .

May Jun Jul Mar Abr Maymes 1 mes 2 mes 3 . . . mes 11 mes 12 mes 1

Periodo 1 Periodo 2

Donde:CTi Comunicación de Transferencias del Mes i (como máximo hasta el día 20 del mes siguiente)TFi Desembolsos de Transferencias Comunicadas por OSINERGMIN, del mes i (como máximo hasta el día 25 del mes siguiente)CTP Comunicación de Transferencias de la Liquidación del Periodo Anual (como máximo hasta el día 20 del mes siguiente de finalización del periodo anual)TFP Desembolsos de Transferencias de la Liquidación del Periodo Anual, Comunicadas por OSINERGMIN (como máximo hasta el día 25 del mes siguiente

de finalización del periodo anual)



5.3. Diagrama de Flujo para Aplicación del Mecanismo de Compensación

Determinación del Monto Anual a

Precios del SEIN (MAPSEIN)

Determinación del Monto Anual a

Precios del Sistema Aislado (MAPSA)

Determinación de la Demanda Anual

de Sistemas Aislados

Determinación del Precio en Barra de Sistemas Aislados

(PBSA)

Determinación de la Compensación Anual para Cada

Empresa Receptora (CA)

Determinación del Precio en Barra Efectivo para cada

Empresa Receptora (PBEF)

Determinación del Precio en Barra del SEIN equivalente en MT (PBSEIN)

Determinación del Monto de

Compensación Anual Requerido (MCAR)

Monto Específico (ME)



5.4. Diagrama de Flujo del Programa de Transferencias

EMPRESA 1 Venta de Energía Mensual (Periodo Vigente)

Información Ventas de

Energía Mensual Proyectada (todas

las empresas)

MMCR 1

EMPRESA 2 Venta de Energía Mensual (Periodo Vigente)

MMCR 2

EMPRESA n Venta de Energía Mensual (Periodo Vigente)

MMCR n

Determinación del Monto Límite de Compensación

Mensual (MLCM)

Monto Especifico determinado por el Ministerio de Energía y Minas

(ME)

Total Monto de Compensación

Mensual Requerido (MMCR)

SI MLCM >= MMCR

CM = MMCR

VERDADERO

FALSO

CM = MLCM

El Monto de Compensación Mensual (CM), se distribuye entre las Empresas Receptoras, según la siguiente Formula:

CM = EMR x MLCM / EMRT

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