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Regulación eléctrica Perú
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Regulación eléctrica Perú
1.
Regulación Eléctrica Peruana Octubre
de 2010 Alberto Muñante Aquije 1 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
2.
Contenido Regulación General
de la Industria Eléctrica Regulación de la Generación Regulación de la Transmisión Regulación de la Distribución 2 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
3.
Contenido Regulación General
de la Industria Eléctrica Regulación de la Generación Regulación de la Transmisión Regulación de la Distribución 3 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
4.
Regulación General de
la Industria Eléctrica 4 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
5.
Regulación General de
la Industria Eléctrica Principales Normas dela Transmisión DS 020-97 RD 049-99 DL 25844 Norma Norma Técnica Ley de Técnica de de Operación en DS 027-2007 Concesiones Calidad de Tiempo Real de Reglamento Eléctricas los Servicios los Sistemas de (LCE) Eléctricos Interconectados Transmisión 25Feb93 19Nov97 23Jul06 03May08 19Nov92 09Oct97 29Nov99 17May07 DS 009-93 Ley 26876. Ley Ley 28832 DS 027-2008 Reglamento Antimonopolio Desarrollo Reglamento de la LCE y Antioligopolio eficiente de del COES del Sector generación Eléctrico eléctrica ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
6.
6
Regulación General de la Industria Eléctrica Principales Características de la Normatividad • Eliminación del monopolio del Estado y las empresas se desintegran vertical y horizontalmente, quedando separada la industria en tres actividades: generación, transmisión y distribución. • Fomento de la participación del sector privado, instrumentado a través de concesiones o autorizaciones otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas, necesarios para operar en cualquiera de las tres actividades del sector. • Se introduce los conceptos de competencia y eficiencia. • Segmentación de dos tipos de clientes en función de su demanda por capacidad, siendo: • Clientes “regulados” todos aquellos con consumos menores a 200 kW de demanda de potencia (Servicio Público de Electricidad); • Clientes “libres” aquellos cuya demanda es mayor o igual a 2500 kW; • Los clientes cuya demanda se encuentra entre ambos valores, tienen derecho a elegir su condición de cliente. ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
7.
7 Regulación General de
la Industria Eléctrica Estructura Institucional ESTADO - MINEM Ente Normativo Concedente Promotor PROINVERSIÓN INDECOPI Promotor de la Inversión Fiscalizador de la Privada Libre Competencia COES GENERADORES TRANSMISORES DISTRIBUIDORES USUARIOS LIBRES OSINERGMIN Fiscalizador Regulador ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
8.
Regulación General de
la Industria Eléctrica Interrelaciones en el sector eléctrico REGULADOR / FISCALIZADOR / SUPERVISOR NORMATIVA Y SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS -Plan de Transmisión -Fiscalización -Normatividad -Regulación Tarifas -Concesiones -Reclamos COORDINADOR - Regulación tarifas -Coordinación - Fiscalización -Administración del mercado USUARIOS -Transferencias Empresas SERVICIO Comité de Operación Económica ELÉCTRICO del Sistema - Concesiones - Normatividad -Concesiones -Normatividad -Plan de Normatividad Transmisión NORMATIVO 8 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
9.
Regulación General de
la Industria Eléctrica Características de los Agentes del sector eléctrico Generación Transmisión Distribución Comercialización Usuario GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN - Competencia - Monopolio del servicio - Monopolio del servicio - Usuarios libres: Precios - Competencia para otorgar - Libre acceso a las redes acordados libremente concesiones (licitaciones - Tarifas de distribución - Usuarios regulados: Subasta públicas) reguladas pública o contratos a precios - Libre acceso a las redes regulados - Tarifas de transmisión reguladas USUARIOS - Regulados: Tarifas reguladas - Usuarios Libres Opcional (mayores a 0.2 MW y menor a 2.5 MW) - Usuario Libre (mayores a 2.5 MW) libre negociación de Precios - Grandes Usuarios (usuarios libres mayores a 10 MW): mercado de corto plazo ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
10.
Regulación General de
la Industria Eléctrica Sistema de Precios PRECIOS USUARIOS USUARIOS DE SERVICIO PUBLICO LIBRES GENERACIÓN Negociación Regulado (+/- 10% Clientes Libres) Costo Marginal Se incluye contrato de subastas TRANSMISIÓN Regulado/ Regulado Costos eficiente, Oferta Negociación licitaciones, contratos privados DISTRIBUCIÓN Regulado/ Regulado Costos eficientes, contratos Negociación privados Régimen de libertad de precios para los suministros que puede efectuarse en condiciones de competencia; y Sistema de precios regulados que refleja los costos marginales de suministro y estructurados de modo que promuevan costos de eficiencia en los suministros que no se establece competencia ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
11.
Regulación General de
la Industria Eléctrica Sistema de Precios En el sector eléctrico están sujetos a regulación de precios: Las transferencias de potencia y energía entre generadores, los que serán determinados por el COES, de acuerdo a lo establecido en el artículo 14° de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica Los retiros de potencia y energía en el COES que efectúen los Distribuidores y Usuarios Libres, los mismos que serán determinados de acuerdo a lo establecido en el artículo 14° de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución Las ventas de energía de generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad; excepto cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender dicho Servicio, conforme a la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica Las ventas a usuarios de Servicio Público de Electricidad ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
12.
Norma Técnica de
Calidad de los Servicios Eléctricos Es de aplicación imperativa para el suministro de servicios relacionados con la Generación, Transmisión y Distribución de electricidad sujetos a regulación de precios y a Clientes Libres en aquellas partes que no hayan acordado o pactado en contrario. Parámetros de Control a) Calidad del Producto (Generadores): Tensión, Frecuencia, Perturbaciones b) Calidad del suministro (Generadores + Transmisores): Interrupciones,y rechazos de carga por mínima frecuencia y por mínima tensión Tolerancias por semestre Interrupciones Clientes en N° de Interrupciones por Duración total ponderada por cliente (N’) cliente (D’) Alta Tensión ((>100 kV) 2 4 horas Media Tensión (>30 kV y <100 kV) 4 7 horas Baja Tensión (<30 kV) 6 10 horas Factores de ponderación Interrupciones Número Interrupciones x Cliente/Semestre (N). Duración Ponderada Interrupciones x Cliente (D) Programadas por mantenimiento: 1,0 Programadas por mantenimiento: 0,50 Programadas por expansión o reforzamiento: 0,5 Programadas por expansión o reforzamiento 0,25 Exoneradas 0.0 Otras: 1,00 Exoneradas 0.00 12 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
13.
Norma Técnica de
Calidad de los Servicios Eléctricos Compensación económica por interrupción de suministros Finalizado el Semestre, el Suministrador responsable en un punto de entrega, debe calcular las compensaciones de acuerdo a la siguiente fórmula: C e * ENS * E Para interrupciones < 34 horas continuas Para interrupciones > 34 horas continuas ERS N N' D D' ERS N N' 24 D' D D' C e D 1 C e D 1 1/ 3* NHS di N' D' NHS di N' D' D' C: Compensación total del semestre e: Compensación unitaria = 0.35 US$/KWh ERS: Energía semestral Registrada di: Número de horas de interrupción. NTCSE NHS: Número de horas en el semestre. D: Duración ponderada total de las interrupciones. N: Número ponderado de interrupciones del semestre. [1+(N-N´)/N´+ (D-D´)/D´]: Factor de proporcionalidad por trasgresión a las tolerancias 13 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
14.
Evolución de Compensaciones
Semestrales NTCSE Interrupciones de Suministro - Período 2003-2010 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
15.
MARCO LEGAL DEL
SECTOR ELÉCTRICO PERUANO [11/11] NORMA TÉCNICA PARA LA COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS INTERCONECTADOS • Establece las responsabilidades de los integrantes del sistema y del coordinador para la coordinación de la operación y tiempo real del sistema. • Criterios de operación en estado normal, alerta, emergencia y recuperación del sistema. • Criterios de racionamiento CENTRO DE CONTROL PROTOCOLO DE en caso de déficit de DEL COES COMUNICACIÓN (CORDINADOR DEL SISTEMA) ICCP oferta y de rechazo de Medios de Comunicación: carga para salvaguardar • Onda Portadora • Microonda la estabilidad del sistema. • Fibra óptica • Otros • En general, los integrantes del sistema GENERADOR CC CC TRANSMISOR CC deben operar sus equipos siguiendo el programa de operación o su CENTROS DE CONTROL reprogramación, en DE LAS EMPRESAS coordinación con el COES. ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
16.
Contenido Regulación General
de la Industria Eléctrica Regulación de la Generación Regulación de la Transmisión Regulación de la Distribución 16 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
17.
17
Regulación de la Generación Características Las tarifas de generación para el abastecimiento del Servicio Público son reguladas sobre la base de una estimación de los costos marginales esperados en el sistema y el precio obtenido de las licitaciones de suministro de electricidad. Las empresa de generación pueden acordar precios con los clientes libres mediante contratos. Se establece un sistema de transferencias de potencia y energía entre generadores que sirven para liquidar las diferencias entre lo contratado y lo efectivamente producido por los generadores. Las transferencias de energía se calculan valorizando las mismas al costo marginal de corto plazo. Este sistema de transferencias es administrado (regulado) por el COES. ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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Regulación de la Generación Modelo del Mercado COES M ERCADO DE GENERADORES VENDE COM PRA GENERACIÓN M ERCADO DE CONTRATOS CLIENTES LIBRES DISTRIBUCIÓN Modelo del Mercado Peruano CLIENTES REGULADOS ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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Regulación de la Generación Mercado Libre y Regulado COES Regulado M ERCADO DE GENERADORES Libre VENDE COM PRA GENERACIÓN M ERCADO DE CONTRATOS CLIENTES LIBRES DISTRIBUCIÓN Precios fijados por el Modelo del Mercado Peruano CLIENTES REGULADOS OSINERGMIN CLIENTES Mayores de 2500por Red de Energía del Perú S.A. Menores de 200 kW ©Todos los derechos reservados kW
20.
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Regulación de la Generación Precios en el Mercado Regulado REGULACIÓN REGULACIÓN DE TARIFARIA - DISTRIBUCIÓN – VAD GENERACIÓN (Cada 4 años) (Anual) + + REGULACIÓN DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN Y + PRECIOS EN BARRA + SISTEMA GARANTIZADO DE TRANSMISIÓN (Anual) + REGULACIÓN DEL SISTEMA SECUNDARIO PRECIOS AL DE TRANSMISIÓN Y CONSUMIDOR SISTEMA COMPLEMENTARIO DE FINAL TRANSMISIÓN (Cada 4 años) ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
21.
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Regulación de la Generación Mercado de Corto Plazo entre Generadores Generación G1 “Oligopolio” G2 G3 COES Transmisión Distribución G4 Monopolio Monopolio Gn G1 COES M ERCADO DE G2 G3 G4 Gn GENERADORES VENDE COM PRA GENERACIÓN M ERCADO DE CONTRATOS CLIENTES LIBRES DISTRIBUCIÓN Modelo del Mercado Peruano CLIENTES REGULADOS ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
22.
Contenido Regulación General
de la Industria Eléctrica Regulación de la Generación Regulación de la Transmisión Regulación de la Distribución 22 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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Regulación de la
Transmisión Características Las instalaciones de transmisión permiten el intercambio y la libre comercialización de electricidad entre generadores y consumidores, tanto en el mercado de corto plazo como a través de contratos. Permiten entregar electricidad desde una central de generación hasta el sistema interconectado, y transferirla de ahí hacia el distribuidor o usuario final. Los sistemas de transmisión son de acceso abierto. Las tarifas de transmisión son reguladas. Los transmisores no puede comercializar energía. Los generadores no pueden efectuar actividades de transmisión en el Sistema Principal de Transmisión, salvo actos de concentración que no dañen o restrinjan la competencia en el mercado. Los transmisores pueden suscribir contratos privados de transmisión con generadores y consumidores. Las ampliaciones en los sistemas de transmisión, principalmente se dan por requerimientos de los generadores y usuarios libres, quienes deben asumir los costos de las ampliaciones y las compensaciones por su uso. ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
24.
Regulación de la
Transmisión Características Antes de la Ley 28832 Ley 28832 Ausencia de planificación centralizada, se Planificación centralizada de la red troncal producen congestión de las redes Clasificación: Sistema Principal y Sistema Clasificación: Sistemas Garantizados y Sistema Secundario de transmisión Complementaria de transmisión. Todas las redes son reguladas. Desarrollo de las redes de transmisión por acuerdo de partes. Tarifas reguladas de acuerdo a un Sistema Tarifas resultados de licitaciones públicas y/o Económicamente Adaptado (SEA) y Valor acuerdos de partes. Nuevo de Reemplazo del SEA. Revisión periódica de responsabilidad del pago Estabilidad en el pago por el uso de las redes por el uso de las redes. Falta de inversiones oportunas en transmisión, Inversiones en Sistemas Garantizados de que fue resuelto mediante contratos BOOT y Transmisión bajo convocatorias públicas o por RAG acuerdos de parte BOOT : Build, Own, Operate, Tranfer. RAG: Remuneración Anual Garantizada ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
25.
Regulación de la
Transmisión Características Ley 28832 23 Julio 2006 Se paga con la valorización de Se paga según se efectúen las instalaciones existentes a la inversiones previamente tarifa vigente planificadas y aprobadas Instalaciones Instalaciones Existentes Nuevas 25 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
26.
Regulación de la
Transmisión Pirámide Jerárquica del Nuevo Marco Regulatorio de la Transmisión Ley 28832 y LCE Reglamento de Transmisión (D.S. 027-2007) Reglamento de la LCE Norma Tarifas SST-SCT (Res. 023-2008-OS/CD) Procedimientos Específicos: • Módulos Estándares de Inversión (Res 343-2008-OS/CD) • Porcentajes de COyM (Res 635-2007-OS/CD) • Áreas de Demanda (Res 634-2007-OS/CD) • Altas y Bajas (Res 024-2007-OS/CD) • Liquidación (Res 022-2008-OS/CD) •Asignación de Cargos de Transmisión SST/SCT (Res 383-2008- OS/CD) Fuente : OSINERGMIN ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
27.
Regulación de la
Transmisión Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones en el Sistema de Transmisión El OSINERGMIN, como entidad reguladora, establece los cronogramas, criterios y metodologías para determinar las tarifas y compensaciones de los Sistemas de Transmisión. Para ello ha establecido dos Procesos Regulatorios: 1. Proceso de Fijación de Tarifas en Barras: Este proceso se realiza cada año, y se regulan: - Tarifas de Generación Eléctrica: Precio de Potencia y Precio de Energía a nivel Generación. - Tarifas del Sistema Principal de Transmisión. 2. Proceso de Fijación de Tarifas y Compensaciones del Sistema Secundario y Sistema Complementario de Transmisión: Este proceso se realiza cada 4 años. ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
28.
Regulación de la
Transmisión Remuneración de la Transmisión COMPONENTES BENEFICIARIOS TARIFAS @VNR GENERADORES Compensaciones mensuales Remuneración Peaje USUARIOS COyM Ingreso tarifario • Periodo de recuperación: 30 años • Tasa de Actualización: La establecida en los Contratos o el Art. 79° LCE (12%). • Periodo de regulación: Principal y Garantizado de Transmisión cada año. • Periodo de regulación: Secundario y Complementario de Transmisión cada 4 años ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
29.
Regulación de la
Transmisión Remuneración de la Transmisión • Ingresos = Costo Total de Transmisión = aVNR + COyM • El VNR se determina con los módulos establecidos por el OSINERGMIN Sistema Principal de • El COyM se determina en base a un análisis de cada empresa de Transmisión los costos eficientes de administración, operación y mantenimiento. • La configuración del sistema de transmisión a valorizar corresponde a un Sistema Económicamente Adaptado. • Ingresos = Base Tarifaria = a(Inversión) + COyM Sistema • El valor de Inversión y el COYM son el resultado de la oferta del Garantizado de concesionario como parte del concurso de licitación pública. Transmisión • La configuración del sistema de transmisión a regular corresponde al establecido en el Contrato de Concesión. 29 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
30.
Contenido Regulación General
de la Industria Eléctrica Regulación de la Generación Regulación de la Transmisión Regulación de la Distribución 30 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
31.
Tarifas •
OSINERGMIN, es el encargado de calcularlo. • La metodología está descrita en el Art. 64 LCE. • VAD, es el monto destinado a cubrir los servicios prestados de: • Costos asociados al Usuario, denominados Cargos fijos y cubren los costos eficientes para el desarrollo de esta actividad. • Pérdidas estándar en la distribución de la electricidad, inherentes al uso de las instalaciones y al mantenimiento de las mismas. • Costos estándar de inversión, mantenimiento y operación, se reconoce a través del VADMT y VADBT. ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
32.
Tarifas de Distribución
Eléctrica en el Perú ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
33.
Proceso de determinación
de las Tarifas VNR: Valor Nuevo de Reemplazo Vigencia por 4 años y a partir del 1 Nov. del año en curso TIR: Tasa Interna de Retorno ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
34.
40 ©Todos los derechos
reservados por Red de Energía del Perú S.A.
35.
PROCESO GESTIONAR LA
REGULACIÓN NACIONAL 41 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
36.
PROCESO GESTIONAR LA
REGULACIÓN NACIONAL Planes de acción para Análisis de la Regulación mejorar la gestión de la Vigente regulación Evaluación de resultados Análisis, evaluación de de la gestión de cambios a impactos y comentarios a la Regulación Propuestas y Nueva Regulación Elaboración de Propuestas de Mod. de la Regulación Vigente 42 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
37.
ANEXO: REGULACIÓN ELÉCTRICA
PERUANA 43 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
38.
Promoción de la
Inversión Privada • DLeg N° 662. Régimen de estabilidad jurídica a las inversiones extranjeras mediante el reconocimiento de ciertas garantías (91-09-02) • DLeg N° 668. Medidas destinadas a garantizar la libertad de comercio exterior e interior como condición fundamental para el desarrollo del país (91-09-14) • DLeg N° 674. Ley de promoción de la inversión privada en las empresas del estado (91-09-27) • DLeg N° 757. Ley marco para el crecimiento de la inversión privada (91-11-13) • DLeg N° 758. Normas para la promoción de las inversiones privadas en la infraestructura de servicios públicos (91-11-13) • DS N° 162-92-EF. Reglamento de los regímenes de garantía a la inversión privada (92-10-12) • DS N° 094-92-PCM. Reglamento de las disposiciones sobre Seguridad Jurídica en materia administrativa contenidas en la Ley Marco para el crecimiento de la inversión privada (93-01-02) • RM N° 171-94-EM/DEP. Directiva para la emisión y control de acciones que deben emitir las empresas de servicio público de electricidad por los aportes de capital del Estado (94-03-25) • DL N° 818. Inicio de operaciones productivas de empresas que suscriben contratos con el estado para la exploración, desarrollo y/o explotación de recursos naturales (96-04-23) • Ley N° 26610. Precisa cobertura del régimen de recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas a que se refiere el D.Ley N° 818. (96-05-16) • DL N°839. Ley de promoción de la inversión privada en obras públicas de infraestructura y de servicios públicos (96-08-20) ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
39.
Promoción de la
Inversión Privada • DS 059-96-PCM. Texto Unico Ordenado de las normas con rango de ley que regulan la entrega en concesión al sector privado de las obras públicas de infraestructura y de servicios públicos (96-12-27) • DS 060-96-PCM. Reglamento del Texto Unico Ordenado de las normas con rango de la ley que regulan la entrega en concesión al Sector de Privado de públicas las obras infraestructura y de servicios públicos (96-12-28) • Ley 26911. Amplía los alcances del Régimen de Recuperación Anticipada del IGV a las empresas que exploten recursos naturales (98-01-16) • DS 084-98-EF. Nuevo Reglamento del DLeg 818 que estableció normas aplicables a empresas que suscriban contratos con el estado para exploración, desarrollo y/o explotación de recursos naturales (98-08-14) • Ley 27342. Regula los convenios de estabilidad jurídica al amparo de los Decretos Legislativos 662 y 757 (2000-09-06) • Ley 27701. Disposiciones para garantizar la concordancia normativa entre los procesos de privatización y concesiones con la legislación regulatoria (2002-04-20) • Ley 027-2002-PCM.Fusionan diversas entidades relacionadas a la promoción de la inversión privada incorporándose en la Dirección Ejecutiva FOPRI que pasará a denominarse Agencia de Promoción de la inversión. (2002-04-25) • DS 028-2002-PCM. Reglamento de Organizaciones y Funciones de la Agencia de promoción de la Inversión (2002-04-25) Marco Legal ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
40.
Marco Regulatorio del
Ministerio de Energía y Minas • DL. 25962. Ley Orgánica del Sector Energía y Minas (92-12-18) • DS 017-93-EM. Delegan en Direcciones Regionales de Energía y Minas funciones en materia de electricidad, hidrocarburos, minería y medio ambiente. (1993.05.05) • RM 097-93-EM/SG Aprueban Estructura Orgánica y Funciones de las Direcciones Regionales de Energía y Minas (1993.05.13) • DS 021-93-em. Constitución de Dirección Ejecutiva de Proyectos a cargo del MINEM (93-05-15) • RM 068-97-EM/SG. Reglamento de Organización y Funciones de la Dirección Ejecutiva de Proyectos (97-02-26) • DS 025-2002-EM. Texto Único de procedimientos administrativos del Ministerio (2002-09-01) • RS 040-2002-EM/SG. Formato de solicitud para el trámite de procedimientos administrativos ante el Ministerio (2002-09-16) • Ley 27867. Ley Orgánica de Gobiernos Regionales (2002-11-18) y sus modificatorias (Ley N° 27902 del 2003-01-01 y Ley N° 28013 del 2003-06-27). • DS 036-2003-PCM. Cronograma de transferencia para el año 2003 a gobiernos regionales y locales de fondos, proyectos y programas sociales (2003-04-02) • DS 025-2003-EM Reglamento de Organización y funciones del MINEM (2003-06-28) y su modificatoria (DS N° 026-2010-EM del 2010-05-28) • DS 051-2006-EM Aplicación de las licitaciones por situaciones de excepción establecidas en la Ley Nº 28832, publicada el 02-09-2006 Marco Legal ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
41.
Marco Regulatorio del
Sub Sector de Electricidad • DL 25844. Ley de Concesiones Eléctricas (92-11-19) y sus modificatorias: DL 29178 (2008-01-03) • DS 009-93-EM. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (93-02-25) y sus modificatorias: DS 018-2007-EM del artículo 184° (2007-03-24) DS 022-2008-EM (2008-04-04) • S 027-95-ITINCI. Supuestos de infracción a la libre competencia en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica (95-10-19) • Ley 26848. Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos (97-07-29) • Ley 26876. Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico (97-11-19). • DS 017-98-ITINCI. Reglamento de la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del sector eléctrico (98-10- 16) y operaciones de concentración en el sector eléctrico (DS N° 087-2002-EF del 2002-06-01) • Ley 27133. Promoción Desarrollo Industria del Gas Natural (99-06-04) • DS 040-99-EM. Reglamento de Ley Promoción Desarrollo Industria del Gas Natural.(99-09-15) • Ley 27332. Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos. (2000-07-29) y su precisión de alcances (DS N°032-2001-PCM del 2001-03-29) • Ley 27345. Ley de Promoción del uso eficiente de la energía. (2000-09-08) • DS 017-2000-EM. Reglamento Comercialización de electricidad en un régimen de libertad de precios y modificación del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. (2000-09-18) . • Ley 27435. Ley de Promoción de Concesiones de Centrales Hidroeléctricas. (2001-03-16) • DS 025-2001-EM. Aplicación del procedimiento de transición de la Ley 26980, mediante la cual se modificaron diversos artículos de la LCE (2001-05-30) ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
42.
Marco Regulatorio del
Sub Sector de Electricidad • Ley 27744. Ley de Electrificación Rural y de Localidades Aisladas y de Frontera.(2002-05-31) • DS 029-2002-EM. Determinación del Sistema Económicamente Adaptado a utilizarse para atender demandas servidas exclusivamente por instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión (2002-09-25); derogado mediante el DS 027-2007-EM del (2007-05-17) • DS 004-2003-EM. Fijan el margen de reserva a que se refiere el Reglamento y la LCE y modifican DS 004-99-EM sobre factores por incentivo al despacho y a la contratación. (2003-02-20) • DU 010-2004. Fondo de Estabilización Precios de los combustibles derivados de petróleo. • DU 049-2008-MEM/DM.- Amplia la vigencia del DU 010-2004, que asegura continuidad en la prestación del servicio eléctrico • RM 191-2004-MEM/DM.- Fijan margen de reserva del sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN) (2004-04-30) • DS 049-2005-EM. Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad. (2005-11-24) • DS 064-2005-EM. Reglamento de Cogeneración (2005-12-29), sustituido por DS 037-2006-EM (2006-07-07) y modificado por DS 082-2007-EM (2007-11-24) y DS 052-2009-EM (2009-06-20). • Ley 28832. Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica.(2006-23-07); modificatoria mediante Ley 28958, del literal B) del párrafo 22.2 del artículo 22º (2007-01-20) • DS 001-2008-EM Reglamentan Duodécima DispComple Final Ley 28832 (2008-01-05) • DU 007-2006. Resuelve contingencia en el mercado eléctrico originada por la existencia de empresas de distribución sin contratos de suministro de electricidad del (2006-05-10) ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
43.
Marco Regulatorio del
Sub Sector de Electricidad • Ley 28790. Excluye a los suministros de predios agrícolas para uso de la producción agraria del pago por concepto de alumbrado público (2006-07-19) • Ley 28876. Amplia los alcances del Régimen de Recuperación Anticipada del IGV (2006-08-15). • DS 007-2006-EM.- Modifica el Reglamento de la LCE sobre disposiciones para la implementación del Sistema Prepago de Electricidad (2006-01-19); modificado por DS 031-2008-EM (2008-06-11) • RM 571-2006-MEM/DM (2006-12-02) Norma DGE “reintegros y recuperos de Energía Eléctrica”. • DS 072-2006-EM.Reglamento de la Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos. (2006-12-23); modificado por DS 009-2009-EM (2009-03-02); y, sustituido por DS 019-2010-EM (2010-04-08) • DU 035-2006. Resuelve contingencia en el mercado eléctrico originada por la carencia de contratos de suministro de electricidad entre generadores y distribuidores • RM 617-2006-MEM/DM sobre “Carta de Intenciones entre el Ministerio de Energía y Minas del Perú y el Ministerio de Obras Públicas Servicios y Vivienda de Bolivia para la Interconexión Eléctrica” • DS 005-2007-EM. Suspensión temporal de aplicación dos artículos del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. (2007-02-13) • RM 108-2007-MEM/DM. Determinación del monto específico para el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados. (2007-03-16) • DS 017-2007-EM. Transferencia de recursos para el financiamiento del CARELEC • DS 037-2007-EF. Reglamento de la Ley que amplía alcances del Régimen de Recuperación Anticipada del IGV a las Empresas de Generación Hidroeléctrica (2007-03-29) ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
44.
Marco Regulatorio del
Sub Sector de Electricidad • DS 020-2007-EM. Reglamento del Consejo de Administración de Recursos para la Capacitación en Electricidad (CARELEC) (2007-04-14) • DS 027-2007-EM. Reglamento de Transmisión.(2007-05-17) • DS 052-2007-EM. Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad.(2007-10-14); modificado por DS 058-2009-EM (2009-08-21). • DS 053-2007-EM. Reglamento Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía.(2007-10-23) • Ley 29128. Facturación y forma de pago de servicios de energía y saneamiento para inmuebles de uso común (2007-11-07) • Ley 29179. Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado, (2008-01-03) • DS 006-2008-VIVIENDA.- Normas reglamentarias de Ley 29128, que establece facturación y forma de Pago de Servicios de Energía y Saneamiento para Inmuebles de Uso Común, (2008-03-06). • DS 034-2008-EM. Medidas para el ahorro de energía en el Sector Público, (2008-06-16) • DL 1041. Modifica diversas normas del marco normativo eléctrico (2008-06-26) • DL 1058. Promueve la inversión en la actividad de generación eléctrica con recursos hídricos y con otros recursos renovables. (2008-06-26) • DS 050-2008-EM. Reglamento Generación de Electricidad con Energías Renovables (2008-10-02) • RM465-2008-MEM/DM. Designan representantes de EDELNOR SS.AA y Luz del Sur S.A ante la Comisión Multisectorial encargada de determinar y proponer las modificaciones necesarias a la normatividad vigente sobre hurtos en instalaciones eléctricas (2008-10-06) ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
45.
Marco Regulatorio del
Sub Sector de Electricidad • DS 017-2009-EM; sobre: Modifican cuatro artículos del Reglamento de la LCE: normas para subasta de concesiones eléctricas declaradas en caducidad. (2009-03-07) • RM 0137-2009-MEM/DM.- Establecen Sistema de Medición Centralizada (2009-03-16) • DS 022-2009-EM, Aprueban Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad. (2009-03-16) • RM 175-2009-MEM/DM.- Aprueban Factor de Descuento a Aplicarse a los Proyectos Hidroeléctricos en las Licitaciones de Suministro de Electricidad (2009-04-16) • DU 056-2009. Medidas para asegurar suministro eléctrico en zonas urbanas o urbano-rurales (2009-05-07) • RD 040-2009 EM DGE, Modifican tabla que fija los Valores Limites de los Indicadores del Costo Anual Referencial (CAR), previstos en la RD 028-2008-EM/DGE, (2009-08-14) • DS 059-2009-EM, Modifican relacionada con la congestión de las instalaciones de transmisión, de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (2009-08-22) • RS 067-2009-EM, Califican para efecto del DLeg 973 al inversionista del contrato de inversión para la inversión destinada al desarrollo del proyecto líneas de transmisión Machupicchu – Cotaruse (2009-09-17). • RS 068-2009-EM, Califican para efecto del DLeg 973 al inversionista del contrato de inversión para la inversión destinada al desarrollo del proyecto líneas de transmisión Machupicchu-Mantaro - Caravelí - Montalvo (2009-09-17). ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
46.
Marco Regulatorio del
Sub Sector de Electricidad • RM 496-2009-EM/DM. Plan Referencial del Uso Eficiente de la Energía 2009-2018 (2009-10-26). • DS 076-2009-EM, Modifican Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (2009-10-30). • DU 109-2009, Disposiciones para facilitar la exportación temporal de electricidad y reducir cargos a los usuarios del servicio publico de electricidad (2009-11-13) • DS 001-2010-EM Remuneración de la potencia y energía (2010-01-05), • DS 017-2010-EM, Se modifica el Decreto Supremo Nº 010-2010-EM que emitió normas complementarias al DU 116-2009 (2010-03-28) • RM 162-2010-MEM/DM, Incluyen Generación hidroeléctrica en la segunda subasta de energías Renovables (2010-04-09) • DU 032-2010, Medidas para acelerar la inversión y facilitar el financiamiento para la ejecución de proyectos de electricidad (2010-04-29) • RM 188-2010-MEM/DM, Costo de conexión y procedimiento para la aprobación del financiamiento reembolsable para obras de electrificación en el marco del DU 116-2009 (2010-04-30) • DS 022-2010-EM, Incorporan disposición transitoria en el DS 016-2010-EM (2010-05-09) • DU 037-2010. Medidas en materia económica y financiera en los pliegos de gobierno nacional para el cumplimiento de las metas fiscales del año 2010 (2010-05-11) • RM 223-2010-MEM/DM, Participación ciudadana en las actividades eléctricas (2010-05-26) ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
47.
Marco Regulatorio del
Sub Sector de Electricidad – Procedimientos COES • RM N° 143-2001-EM/VME. Procedimientos N° 01 al 19 para la optimización de la operación y la valorización de las transferencias de energía del COES-SINAC (2001-03-31) • RM N° 232-2001-EM/VME. Modifican Procedimientos técnicos del COES-SINAC (2001-06-01) • RM N° 322-2001-EM/VME. Procedimientos y glosario de abreviaturas y definiciones utilizadas en procedimientos técnicos del COES-SEIN (2001-07-20) • RM N° 332-2001-EM/VME. Procedimientos Nº 31 A, 31 B y 31 C, entrega de información de precios, costos y calidad de combustibles líquidos, carbón y gas natural (2001-07-27). Modificación del N° 31 C (RM N° 609-2002-EM/DM del 2002-12-29) • RM N° 441-2002-EM/DM. Modifican Procedimiento N° 25 "Indisponibilidad de las Unidades de Generación" y Procedimiento N° 26 "Cálculo de la potencia firme" (2002-09-26) • RM Nº 516-2005-MEM/DM. Procedimientos 32, 33 y 34 del COES (2005-12-13) ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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Marco Regulatorio del
Sub Sector de Electricidad – Plan Transitorio Transmisión • RM 552-2006-MEM/DM. Plan transitorio de transmisión para el período 2007 - 2008 (2006/23/11) • RM 143-2007-MEM/DM. Incluyen proyectos en el Plan Transitorio de Transmisión para el período 2007 - 2008" (2007- 03-31) • RM 400-2007-MEM/DM. Incluyen proyectos en el Plan Transitorio de Transmisión para el período 2007 - 2008 aprobado por R.M. Nº 552-2006-MEM/DM” (del 26 de agosto del 2007 ) • RM 319-2008-MEM/DM. Lineamientos para el desarrollo eficiente de la transmisión (2008-07-08) • RM 129-2009-MEM/DM. Criterios y Metodología par la elaboración del plan de transmisión (2009- 03-07) Marco Legal ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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APLICACIÓN EN LA
TRANSMISIÓN DE LA NORMA TÉCNICA DE CALIDAD DE LOS SERVICIOS ELÉCTRICOS (NTCSE) 55 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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CONTENIDO 1.
OBJETIVO 2. ALCANCES 3. ASPECTOS GENERALES 4. CALIDAD DEL SUMINISTRO 5. EXONERACIÓN DE LAS COMPENSACIONES POR LA NTCSE 6. OTROS ASPECTOS RELEVANTES DE LA NTCSE 7. INFORMACIÓN A ENVIARSE 56 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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1. OBJETIVO Se presenta
aspectos de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE), principalmente lo referido a su aplicación en la transmisión. La NTCSE tiene como objetivo establecer los niveles mínimos de calidad de los servicios eléctricos, y las obligaciones de las empresas de electricidad y los Clientes que operan bajo el régimen de la Ley de Concesiones Eléctricas. 57 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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2. ALCANCES La NTCSE
es de aplicación imperativa para el suministro de servicios relacionados con la Generación, Transmisión y Distribución de la electricidad sujetos a regulación de precios y a Clientes Libres en aquellas partes que no hayan acordado o no hayan pactado en contrario. 58 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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3. ASPECTOS GENERALES
3.1 PARÁMETROS DE LA CALIDAD DE LOS SERVICIOS ELÉCTRICOS a) CALIDAD DE PRODUCTO (Generadores) - Tensión - Frecuencia - Perturbaciones b) CALIDAD DE SUMINISTRO (Generadores + Transmisores) - Interrupciones - Rechazos de carga automático por mínima frecuencia - Rechazos de carga manual por mínima tensión b) SERVICIO COMERCIAL (Distribuidores) - Trato al Cliente - Medios de Atención - Precisión de la medida d) ALUMBRADO PÚBLICO (Distribuidores) - Deficiencia del Alumbrado. 59 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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3. ASPECTOS GENERALES
3.2 OBLIGACIONES DEL SUMINISTRADOR • El Suministrador es responsable de prestar un servicio con un nivel de calidad satisfactorio de acuerdo a la NTCSE. • Realizar las inversiones y cubrir los costos de equipos, mediciones y registros. • Cubrir los costos para aplicar la NTCSE. • Proporcionar información verídica para la aplicación de la NTCSE. • Pagar a sus Clientes las compensaciones por incumplimiento con la calidad. • Abonar el importe de las multas que la Autoridad aplique. • Informar sobre sus obligaciones a sus Clientes en las facturas de Enero y Julio. 3.3 CONTROL DE SU CUMPLIMIENTO El OSINERGMIN es el que controla. Para ello ha elaborado un documento llamado “Base Metodológica para la Aplicación de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos”, en donde se describe: La estructura de la Base de Datos • La forma de transferencia de la información a la Autoridad. • La ejecución de campañas y registros • La aprobación de especificaciones técnicas de equipos a utilizarse. 60 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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3. ASPECTOS GENERALES
3.4 SECTORES TÍPICOS DE DISTRIBUCIÓN • Sector Típico 1: Urbano de Alta Densidad (Se compensa) • Sector Típico 2: Urbano de Media Densidad (Se compensa) • Sector Típico 3: Urbano de Baja Densidad (Se compensa si el promedio de las dos más altas demandas registradas en el semestre supera 500 kW) • Sector Típico 4: Urbano Rural (No se compensa) • Sector Típico 5: Rural (No se compensa) 3.5 CLASIFICACIÓN DE LOS NIVELES DE TENSIÓN Para efectos de la NTCSE los niveles de tensión de suministro son: a) Muy Alta Tensión Mayor a 100kV b) Alta Tensión Mayor o igual que 30kV y menor o igual a 100kV c) Media Tensión Mayor que 1kV y menor que 30 kV 61 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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4. CALIDAD DEL
SUMINISTRO 4.1 DEFINICIÓN Se expresa en función de la continuidad del servicio eléctrico a los Clientes, es decir de acuerdo a las interrupciones del servicio. Una interrupción es la falta de servicio eléctrico en un punto de entrega (G/D) por cualquier motivo, cuya duración sea mayor o igual a 3 min. También se consideran las interrupciones por rechazo de carga por mínima frecuencia. D.S Nº 002-2008-EM.- "Modifican la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos" (09-01-2008) y D.S Nº 037-2008-EM.- Disposiciones Especiales Temporales en la aplicación de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (2008-07-09) 4.2 PUNTO DE ENTREGA Es la barra donde uno o varios Generadores contratan el servicio con la Distribución o Clientes Libres 62 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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4. CALIDAD DEL
SUMINISTRO 4.3 FACTORES DE PONDERACIÓN a) Número de Interrupciones por Cliente por Semestre (N). Programadas por mantenimiento: 1,0 Programadas por expansión o reforzamiento 0,5 b) Duración Ponderada de Interrupciones por Cliente (D) D= (Ki * di) Donde: di : Es la duración individual de la interrupción i. Ki : Son factores de ponderación de la duración de las interrupciones: Programadas por mantenimiento: 0,50 (48 h de anticipación, señalando horario) Programadas por expansión o reforzamiento 0,25 (sustentadas ante Osinergmin) Otras: 1,00 Si existiese diferencia entre la duración real y la programada, la diferencia ( ): 63 Ki = 0 ; si la duración real es menor a la programada. ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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4. CALIDAD DEL
SUMINISTRO 4.4 TOLERANCIAS POR SEMESTRE a) Número de Interrupciones por Cliente (N’) - Clientes en Muy Alta y Alta Tensión: 02 - Clientes en Media Tensión: 04 - Clientes en Baja Tensión: 06 b) Duración Total Ponderada de Interrupciones por Cliente (D’) - Clientes en Muy Alta y Alta Tensión: 04 horas - Clientes en Media Tensión: 07 horas - Clientes en Baja Tensión: 10 horas 64 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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4. CALIDAD DEL
SUMINISTRO 4.5 COMPENSACIÓN ECONÓMICA POR INTERRUPCIÓN DE SUMINISTROS Finalizado el Semestre, el Suministrador responsable en un punto de entrega, calcula las compensaciones de acuerdo a la siguiente fórmula: C e * ENS * E ERS N N' D D' Para interrupciones <= C e D 1 NHS di N' D' 34 h: ERS N N' 24 D' D D' Para interrupciones > 34 C e D 1 1/ 3* NHS di N' D' D' h: C: Compensación total del semestre e: Compensación unitaria = 0.35 US$/KWh ERS: Energía semestral Registrada di: Número de horas de interrupción. NHS: Número de horas en el semestre. D: Duración ponderada total de las interrupciones. N: Número ponderado de interrupciones del semestre. [1+(N-N´)/N´+ (D-D´)/D´]: Factor de proporcionalidad por trasgresión a las tolerancias 65 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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4. CALIDAD DEL
SUMINISTRO 4.6 CASOS Caso A: Se programa un mantenimiento, de 07:00 a 13:00h, y se realiza de 07:30 a 12:30h, entonces la duración ponderada es: D = 5.0 x 0.5 = 2.5 horas Caso B: Se programa un mantenimiento de 07:00 a 13:00 h y se realiza de 07:30h a 15:30 h, entonces la duración ponderada es: D = 6.0 x 0.5 + 2 x 1.0 = 5.00 horas Caso C: Se programa un mantenimiento de 07:00 a 13:00h, y se realiza de 06:30 a 12:30h, entonces la duración ponderada es: D = 6.0 x 0.5 = 3.0 horas 66 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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4. CALIDAD DEL
SUMINISTRO 4.7 EJEMPLO DE CÁLCULO DE COMPENSACIÓN Si en un Punto de Entrega (60 kV) ocurrieron las siguientes interrupciones: a) Dos interrupciones por ampliación de la subestación, de 4 h cada una: Interrupciones ponderadas = 0.5x2 = 1; Duración ponderada = 0.25(2 x 4) = 2 h b) Una interrupción por mantenimiento programado de 6 h. Interrupción ponderada = 1; Duración ponderada = 0.5 x 6 = 3 h. c) Una falla que duró 0.5 h. Interrupción ponderada = 1 x 1 = 1 Duración ponderada = 1 x 0.5 = 0.5h 67 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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4. CALIDAD DEL
SUMINISTRO 4.7 EJEMPLO DE CÁLCULO DE COMPENSACIÓN Entonces: a) El Número de Interrupciones ponderadas: N=1+1+1=3 b) Duración total de las interrupciones sin ponderar: di = 8 + 6 + 0.5 = 14.5 horas c) Duración total ponderada: D = 2 + 3 + 0.5 = 5.5 horas Si la energía registrada en el semestre es: ERS = 25 000 000 KWh Entonces, la compensación será: C = US$ 12,300.49 68 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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5. EXONERACIÓN DE
LAS COMPENSACIONES POR NTCSE 5.1 FUERZA MAYOR • Se debe avisar al OSINERGMIN dentro de las 48 horas de ocurrido el evento. • Dentro de los 15 días se presentará al OSINERGMIN la documentación de sustento. Este Organismo tiene un plazo de 30 días para resolver. • La Fuerza Mayor se define en nuestro Contrato de Concesión y el OSINERGMIN lo definió en una Directiva. 5.2 REFORZAMIENTOS O AMPLIACIONES DE INSTALACIONES EXISTENTES • Se solicita su calificación con el debido sustento al OSINERGMIN con 15 días de anticipación a la desconexión programada por este motivo. • La Autoridad tiene un plazo de 10 días para resolver 69 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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6. OTROS ASPECTOS
RELEVANTES DE LA NTCSE 6.1 EXCEPCIÓN EN LA CALIDAD DEL PRODUCTO (Tensión, Frecuencia y Perturbaciones) Ante una falla en la transmisión, no se considerarán, por un período de 10 minutos, las transgresiones por calidad del Producto en lo que se refiere a tensión y frecuencia, que origine dicha falla (numeral 3.3). Si pasado este período, estos parámetros sobrepasan las tolerancias establecidas, la responsabilidad será de los generadores. 6.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS RESPONSABLES En caso de fallas, el COES está obligado a investigar e identificar a los responsables por el incumplimiento de la calidad a través de un análisis estrictamente técnico (numeral 3.5) El COES debe elevar a la Autoridad (Osinergmin) un informe técnico en 15 días. Es posible que el Coordinador del Sistema sea responsable de una falla, por lo que resulta que el COES se convierta en juez y parte. Como el COES está integrado mayoritariamente por generadores, con intereses económicos comunes, sus determinaciones son sesgadas a favor de ellos. No existe segunda instancia administrativa, por lo que las resoluciones del COES sólo pueden ser cambiadas mediante un arbitraje. 70 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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6. OTROS ASPECTOS
RELEVANTES DE LA NTCSE 6.3 LÍMITE DE COMPENSACIONES DE LOS TRANSMISORES • Las compensaciones derivadas de deficiencias en las redes de transmisión, no podrán exceder del 10% de las ventas semestrales de la empresa transmisora. • Cuando se excede el límite, las compensaciones que exclusivamente se originen por esa deficiencia se reducen. Esto se sustenta, en que nuestros ingresos son regulados a diferencia de los generadores que pueden tener ingresos mayores por competencia. • No se considerará en el cálculo del 10% los ingresos correspondientes a las Ampliaciones de las instalaciones en operación comercial al 31.12.2005. No es Ampliación las nuevas instalaciones que requieran nueva concesión. 6.4 INTERRUPCIONES POR MÍNIMA FRECUENCIA Para todos los efectos, constituyen interrupciones de rechazo de carga las interrupciones originadas por: (a) El rechazo automático de carga por acción de los relés de mínima frecuencia y/o mínima tensión, cuyos ajustes fueron establecidos por el COES; y, (b) El rechazo de carga manual por disposición del Coordinador de la Operación en Tiempo Real del Sistema. En ambos casos, el COES investigará e identificará a los integrantes responsables (generador o transmisor) por el incumplimiento con la calidad del producto y suministro (D.S Nº 002-2008-EM). Se suspende temporalmente la aplicación de la Norma a estas interrupciones si la 71 causa fuese de la generación no se contabiliza Energía dellos S.A. ©Todos los derechos reservados por Red de para Perú cálculos. (D.S Nº 037-
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7. MODIFICACIONES DE
LA NTCSE 7.1 EN CASO DE CONGESTIONES DE INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN DE ELECTRICIDAD – D.S. N° 015-2009-EM Cualquier deficiencia en la calidad del servicio eléctrico relacionada estrictamente con la congestión en las instalaciones de transmisión, no será considerada para el pago de compensaciones determinada conforme a lo establecido en la NTCSE. La vigencia de este decreto será hasta el 31.12.20012 7.2 MODIFICACIÓN DEL D.S. N° 015-2009-EM - D.S. N° 059-2009-EM Cualquier deficiencia en la calidad del servicio eléctrico, que ocurra como consecuencia de la aplicación de disposiciones temporales del COES o del MEM destinadas a mitigar o superar la congestión de instalaciones de transmisión o el incremento de nivel de la corriente de cortocircuito tampoco serán consideradas para el pago de compensaciones. 72 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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8. INFORMACIÓN A
ENVIARSE 8.1 AL OSINERGMIN (Vía SIRVAN) • Mantenimientos programados: 48 horas antes de realizarse • Reporte mensual: Dentro de los primeros 20 días de finalizado el mes, el reporte de detalle de interrupciones, indicando su causa. • Reporte Trimestral: Dentro de los primeros 20 días de finalizado un trimestre, el reporte de interrupciones de los suministros afectados. • Reporte Semestral: Resumen de los indicadores de calidad calculados, resumen de las compensaciones a ser pagadas, cálculo detallado de las compensaciones para un cliente aleatorio. 8.2 A LOS SUMINISTRADORES • Mantenimientos programados: Carta, con 96 h de anticipación Marco Legal 73 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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Modificación de la
NTCSE Artículo 1.3 Los indicadores de performance deben ser fijados por Resolución Ministerial y se calculan excluyendo los efectos de las fallas que no le sean imputables a cada Suministrador. “En ningún caso se debe fiscalizar la calidad del servicio con los dos tipos de indicadores, por lo que no se aplicarán compensaciones y/o sanciones sobre la base de los dos tipos de indicadores simultáneamente, debiendo prevalecer los indicadores de calidad establecidos en la Norma”. Artículo 3.1 No se paga compensaciones en caso de fuerza mayor, casos derivados de la ejecución de obras de gran envergadura de interés público de otros sectores, y casos de reforzamientos o ampliaciones de instalaciones existentes, debidamente calificados como tales por la Autoridad. 74 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
69.
Modificación de la
NTCSE Artículo 3.5 Se agrega, que el COES debe calcular las compensaciones (Ley N° 28832) y si un Cliente Libre es responsable, asume dicha responsabilidad su Suministrador. Para la investigación de un evento a través de un análisis estrictamente técnico, se especifica, entre otros: Que los agentes están obligados a entregar información que el COES les solicite. Los agentes deben instalar equipos registradores de fallas conforme lo establezca el respectivo procedimiento del COES. Si como resultado de la investigación y análisis: i) el Coordinador de la Operación en Tiempo Real del Sistema resultara responsable, asume la responsabilidad el COES; ii) no fuera posible identificar a los responsables, todos los miembros del COES asumen la responsabilidad por el pago de las compensaciones correspondientes, en proporción a los aportes que realizan al COES, a excepción de aquellos cuya intervención en la deficiencia sea manifiestamente imposible; iii) se determina que la deficiencia de la calidad se debió a problemas de congestión en el sistema de transmisión, los Agentes quedan exonerados del pago de compensaciones. 75 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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Modificación de la
NTCSE Tercera Disposición Final Cuando un Agente solicite a la Autoridad calificación de fuerza mayor, la misma se enviará dentro de los dos días hábiles siguientes de ocurrido el hecho; asimismo debe enviar una copia de la solicitud al COES a fin que aplace su decisión de asignación de responsabilidad hasta que la Autoridad se pronuncie. Para efectos de la calificación de fuerza mayor, se entiende por ésta a la causa no imputable al Suministrador, consistente en un evento extraordinario, imprevisible e irresistible, que impide la adecuada prestación del servicio eléctrico, o que habiendo sido prevista no pudiera ser evitada. Un Suministrador podrá solicitar a la Autoridad ser exonerado del pago de las compensaciones cuando el deterioro de la calidad sea por: i) Obras de gran envergadura de interés público de otros sectores. ii) Reforzamiento o ampliaciones de instalaciones existentes. 76 ©Todos los derechos reservados por Red de Energía del Perú S.A.
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